Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Томский государственный архитектурно-строительный университет» А.Н. Хуторной КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ Рекомендовано Учебно-методическим объединением вузов РФ по образованию в области строительства в качестве учебного пособия для подготовки бакалавров по направлению 08.03.01.06 «Строительство» (профиль «Теплогазоснабжение и вентиляция») Томск Издательство ТГАСУ 2016 УДК 674.023(075.8) ББК 37.13я7 Х98 Хуторной, А.Н. Котельные установки [Текст] : учебное пособие с грифом УМО / А.Н. Хуторной. – Томск : Изд-во Том. гос. архит.-строит. ун-та, 2016. – 220 с. ISBN 978-5-93057-707-5 Учебное пособие содержит классификацию котельных установок и теплогенераторов. Приведена нормативная методика теплового расчета котельного агрегата, описаны методики расчета принципиальных тепловых схем теплогенерирующих установок, вредных выбросов от котельных и минимально необходимой высоты дымовой трубы и аэродинамического расчета газовоздушного тракта котельного агрегата. Для удобства работы в пособии представлены необходимые пояснения к формулам, таблицы, номограммы, рисунки и большой объем нормативных данных. Пособие рекомендовано Учебно-методическим объединением вузов РФ для подготовки бакалавров по направлению 08.03.01.06 «Строительство» (профиль подготовки «Теплогазоснабжение и вентиляция»). УДК 674.023(075.8) ББК 37.13я7 Рецензенты: докт. техн. наук, профессор, заведующий кафедрой парогенераторостроения и парогенераторных установок Томского политехнического университета, заслуженный работник высшей школы РФ А.С. Заворин; докт. техн. наук, профессор, декан строительного факультета Восточно-Сибирского государственного университета технологий управления, заслуженный работник высшей школы РФ, заслуженный строитель республики Бурятия М.П. Калашников. ISBN 978-5-93057-707-5 © Томский государственный архитектурно-строительный университет, 2016 © Хуторной А.Н., 2016 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение ........................................................................................ 7 1. Классификация котельных агрегатов .................................. 8 2. Маркировка котельных агрегатов.......................................13 3. Паровые водотрубные котлы................................................14 3.1. Паровые котлы серии ДЕ...................................................14 3.2. Паровые котлы серии КЕ ...................................................22 4. Водогрейные водотрубные котлы ........................................29 4.1. Водогрейные котлы КВ-ГМ ..............................................29 4.2. Водогрейные котлы КВ-ТС ...............................................37 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора .................43 5.1. Состав топлива, объем, энтальпия воздуха и продуктов сгорания ...............................................................43 5.1.1. Определение состава топлива ..................................43 5.1.2. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания .......43 5.1.3. Расчет энтальпии воздуха и продуктов сгорания ..............................................................................53 5.2. Тепловой баланс теплогенератора ....................................57 5.2.1. Расчет потерь теплоты ..............................................57 5.2.2. Расчет КПД котельного агрегата и расхода топлива ................................................................................62 5.3. Тепловой расчет топочной камеры ...................................63 5.3.1. Определение геометрических характеристик топочной камеры ................................................................63 5.3.2. Поверочный тепловой расчет топочной камеры .....67 5.4. Расчет конвективных поверхностей нагрева ....................72 5.4.1. Расчет конвективных пучков котла..........................72 5.4.2. Расчет чугунных экономайзеров ..............................87 5.4.3. Расчет невязки теплового баланса котла .................92 3 6. Отопительные котельные с водогрейными котельными агрегатами ............................................................94 6.1. Закрытая система теплоснабжения ...................................94 6.2. Открытая система теплоснабжения ..................................98 7. Расчет принципиальной тепловой схемы отопительной котельной ......................................................... 103 7.1. Расчет принципиальной тепловой схемы отопительной котельной с закрытой системой теплоснабжения ...................................................................... 103 7.2. Расчет принципиальной тепловой схемы отопительной котельной с открытой системой теплоснабжения ...................................................................... 107 8. Производственно-отопительные котельные с паровыми котельными агрегатами .................................... 113 8.1. Закрытая двухтрубная система теплоснабжения ............ 113 8.2. Открытая двухтрубная система теплоснабжения ........... 119 9. Расчет принципиальной тепловой схемы производственно-отопительной котельной .......................... 127 9.1. Расчет принципиальной тепловой схемы производственно-отопительной котельной с закрытой системой теплоснабжения ...................................................... 127 9.2. Расчет принципиальной тепловой схемы производственно-отопительной котельной с открытой системой теплоснабжения ...................................................... 134 10. Расчет оборудования и трубопроводов котельной ......... 143 10.1. Расчет диаметров труб тепловой схемы........................ 143 10.2. Расчет водоподготовительной установки ..................... 144 10.2.1. Расчет II ступени Na-катионирования.................. 147 10.2.2. Расчет I ступени Na-катионирования ................... 151 10.3. Подбор деаэратора ......................................................... 156 10.4. Подбор насосов .............................................................. 157 4 10.4.1. Подбор сетевых насосов ....................................... 158 10.4.2. Подбор подпиточных насосов .............................. 159 10.4.3. Подбор питательных насосов ............................... 160 10.4.4. Подбор насосов исходной воды ........................... 161 11. Расчет выбросов от котельной .......................................... 162 11.1. Расчет выбросов твердых частиц .................................. 162 11.2. Расчет выбросов оксидов серы ...................................... 163 11.3. Расчет выбросов оксида углерода .................................164 11.4. Расчет выбросов оксидов азота ..................................... 165 11.5. Расчет выбросов мазутной золы в пересчете на ванадий ............................................................................... 168 12. Расчет минимально необходимой высоты дымовой трубы .......................................................................................... 170 13. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла ........................................................................................... 175 13.1. Компоновка оборудования котельной .......................... 176 13.2. Аэродинамический расчет воздушного тракта котла ........................................................................................ 185 13.3. Аэродинамический расчет газового тракта котла ........ 188 Библиографический список .................................................... 194 Приложение 1. Термодинамические свойства воды и водяного пара в состоянии насыщения (по давлению) .......... 195 Приложение 2. Состав воды некоторых рек России ................ 196 Приложение 3. Трубы стальные электросварные прямошовные по ГОСТ 10704–91.............................................. 197 Приложение 4. Конструктивные и технологические показатели фильтров .................................................................. 198 Приложение 5. Конструктивные и технологические показатели вакуумных деаэраторов ........................................... 199 Приложение 6. Конструктивные и технологические показатели атмосферных деаэраторов ....................................... 200 5 Приложение 7. Насосы сетевые ................................................ 201 Приложение 8. Насосы исходной воды и подпиточные насосы ......................................................................................... 202 Приложение 9. Насосы питательные ........................................ 203 Приложение 10. Геометрические размеры газоходов и воздуховодов ........................................................................... 204 Приложение 11. Рекомендации по выбору коэффициентов местных сопротивлений ............................................................. 206 Приложение 12. Сопротивление серийных котельных агрегатов ..................................................................................... 214 Приложение 13. Вентиляторы дутьевые и дымососы центробежные ............................................................................. 215 6 ВВЕДЕНИЕ Котельные (теплогенерирующие) установки представляют собой комплекс устройств и механизмов, предназначенных для производства тепловой энергии в виде пара, горячей воды и горячего воздуха. Котельные установки производят тепловую энергию из первичных источников энергии, которыми являются: органическое и ядерное топливо, солнечная и геотермальная энергия, горючие и тепловые отходы промышленных производств. Подавляющее большинство котельных получают пар и горячую воду путем сжигания органического топлива, которым является уголь, продукты нефтепереработки (мазут), газ. Учебное пособие предназначено для изучения конструктивных особенностей таких котельных и методов их расчета. В нем приведены классификация и маркировки теплогенераторов, рассмотрены основные элементы паровых и водогрейных котлов, представлена методика теплового расчета котельного агрегата, описаны методики расчета принципиальных тепловых схем теплогенерирующих установок, вредных выбросов от котельных и минимально необходимой высоты дымовой трубы, аэродинамического расчета газовоздушного тракта котельного агрегата. Все приведенные методики адаптированы под учебный процесс и базируются на нормативных методах расчета. В приложениях приведены конструктивные и технологические показатели различного оборудования котельных установок, нормативные данные, таблицы, рисунки, а также рекомендации к расчетам. 7 1. КЛАССИФИКАЦИЯ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ Котельные агрегаты (теплогенераторы) – это устройства, служащие для производства пара или горячей воды повышенного давления за счет теплоты топлива. В зависимости от назначения котельные агрегаты (котлы) подразделяются: – на отопительные; – отопительно-производственные; – производственные; – энергетические. Отопительные водогрейные котлы устанавливают в отопительных котельных для производства горячей воды с температурой 90–200 °С, которая затем используется для обеспечения тепловой энергией систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения 1. Отопительно-производственные котлы устанавливают в отопительно-производственных котельных для производства горячей воды и насыщенного или перегретого пара с температурой до 450 °С и давлением до 4 МПа, который используется в технологических процессах разных отраслей промышленности. Производственные котлы устанавливают в производственных котельных для производства насыщенного или перегретого пара с температурой до 450 °С и давлением до 4 МПа. Энергетические котлы, имеющие большую мощность (до 1000 МВт), устанавливают на электростанциях для выработки перегретого пара с температурой до 575 °С и давлением до 25 МПа, используемого для производства электрической и тепловой энергии. По виду используемого топлива котельные агрегаты подразделяются: – на газовые; – жидкотопливные, работающие на мазуте, дизельном топливе, печном бытовом топливе; 8 1. Классификация котельных агрегатов – твердотопливные, работающие на бурых и каменных углях, антрацитах, торфе, горючих сланцах, дровах, древесной щепе; – комбинированные, работающие на нескольких видах топлива (газ – мазут, газ – твердое топливо и др.). Паровые котлы характеризуются номинальной паропроизводительностью и параметрами вырабатываемого пара (давление и температура перегрева). Под номинальной паропроизводительностью понимают наибольшую производительность, которую котел должен обеспечивать в условиях длительной эксплуатации при номинальных значениях параметров пара и питательной воды. По паропроизводительности паровые котлы подразделяют на следующие группы: – малой мощности – до 25 т/ч; – средней мощности – 35–75 т/ч; – большой мощности – более 100 т/ч. Водогрейные котлы характеризуются номинальной теплопроизводительностью, давлением и температурой входящей и выходящей из него воды. Номинальная теплопроизводительность – это наибольшая теплопроизводительность водогрейного котла, которую он обеспечивает в условиях длительной эксплуатации при номинальных значениях параметров входящей и выходящей из него воды. По теплопроизводительности водогрейные котлы разделяют на следующие группы: – котел малой теплопроизводительности – до 11,7 МВт; – средней – 23,4–35 МВт; – большой – 58,5 МВт и более. Паровые котлы по давлению подразделяются: – на агрегаты низкого давления (0,88; 1,36; 2,36 МПа); – среднего (3,9 МПа); – высокого (9,8 и 13,6 МПа); – сверхкритического давления (25 МПа). 9 Котельные установки По компоновке теплогенераторы подразделяются: – на П-образные; – Т-образные; – башенные; – горизонтальные. По конструкции котельные агрегаты подразделяются: – на секционные; – жаротрубные; – жарогазотрубные; – водотрубные; – горизонтально-водотрубные; – вертикально-водотрубные. По виду применяемого материала для поверхностей нагрева различают: – чугунные; – стальные котлы. По транспортабельности различают: – стационарные котлы, устанавливаемые на неподвижном фундаменте; – передвижные. По уровню давления (разрежения) продуктов сгорания в газовом тракте котла различают теплогенераторы: – с естественной тягой; – с уравновешенной тягой; – с наддувом; – высоконапорные. В котлах с естественной тягой во всем дымовом тракте имеет место разрежение. Движение продуктов сгорания осуществляется под действием напора, создаваемого за счет разности плотностей атмосферного воздуха и дымовых газов в дымовой трубе. В котлах с наддувом в топке поддерживается давление 0,5–1 кПа. Сопротивление дымового тракта преодолевается с помощью дутьевых вентиляторов. 10 1. Классификация котельных агрегатов В высоконапорных котлах избыточное давление в газовом тракте превышает 0,1 МПа. По способу организации движения теплоносителя (воды, пароводяной смеси и пара) различают котлы: – с естественной циркуляцией; – принудительной циркуляцией. Котлы с принудительной циркуляцией, в свою очередь, разделяются на котлы: – прямоточные; – с многократно принудительной циркуляцией. В паровых котлах с естественной циркуляцией движение теплоносителя осуществляется за счет напора, создаваемого разностью плотности воды в опускных трубах и плотности пароводяной смеси в подъемных трубах (рисунок, а). а 2 б 2 в 2 1 1 3 3 4 4 8 7 6 5 6 3 5 4 Схемы движения воды, пароводяной смеси и пара в котлах с циркуляцией теплоносителя: а – естественной; б – принудительной многократной; в – принудительной прямоточной; 1 – барабан; 2 – пароперегреватель; 3 – водяной экономайзер; 4 – питательный насос; 5 – обогреваемые (подъемные) трубы; 6 – опускные трубы; 7 – циркуляционный насос; 8 – испарительная поверхность нагрева 11 Котельные установки В паровых котлах с многократной принудительной циркуляцией движение воды и пароводяной смеси осуществляется за счет циркуляционного насоса (рисунок, б). В прямоточных паровых котлах питательная вода, поступающая в теплогенератор по мере нагревания, последовательно превращается в пароводяную смесь, далее в насыщенный пар, а затем уже в перегретый пар (рисунок, в). В водогрейных прямоточных котлах вода при движении ее по контуру циркуляции нагревается за один ход от начальной температуры до конечной. Паровые теплогенераторы с естественной циркуляцией теплоносителя выполняются из вертикальных труб, расположенных между двумя коллекторами (барабанами). Одна часть труб, называемых подъемными, обогревается факелом и продуктами сгорания топлива, другая часть труб, называемых опускными, обычно не обогревается и находится снаружи котельного агрегата. В обогреваемых трубах вода нагревается до температуры кипения, частично испаряется, и образующаяся пароводяная смесь поступает в барабан котла для разделения на пар и воду. Далее вода по опускным трубам из верхнего барабана поступает в нижние коллекторы (или нижний барабан). Движение теплоносителя в паровых котлах с естественной циркуляцией осуществляется за счет напора, создаваемого разностью плотности воды в опускных трубах и плотности пароводяной смеси в подъемных трубах. 12 2. МАРКИРОВКА КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ В маркировке паровых теплогенераторов первые буквенные обозначения указывают следующее: Е – котлы с естественной циркуляцией; П – прямоточные котлы; Пр – котлы паровые стационарные с принудительной циркуляцией без перегрева пара 1. Далее первое число указывает на паропроизводительность котла, т/ч; второе число – давление пара, МПа (или кгс/см2); последующие буквенные символы – обозначение используемого топлива. Например, котел Е-2,5-13ГМ – это паровой газомазутный котел с естественной циркуляцией паропроизводительностью 2,5 т/ч и давлением пара 1,3 МПа (13 кгс/см2). Часто заводы-производители используют свои системы маркировки. Например, при маркировке котельных агрегатов Бийского котельного завода, работающих на жидком или газообразном топливе, используется обозначение ДЕ, а котлов, работающих на твердом топливе, – КЕ. Так, маркировка котла КЕ-10-14С-350 расшифровывается следующим образом: КЕ – котел паровой с естественной циркуляцией, работающий на твердом топливе; 10 – паропроизводительность котла составляет 10 т/ч; 14 – давление пара равно 1,4 МПа; С – в топке применяется слоевое сжигание топлива; 350 – котел имеет пароперегреватель и температура перегрева пара составляет 350 °С. В маркировке водогрейных котлов используют их основные характеристики: вид топлива, теплопроизводительность, Гкал/ч; температура воды, °С, на входе и на выходе из котла. Например, маркировка водогрейного котла КВ-ГМ-30-150 расшифровывается следующим образом: КВ – котел водогрейный; ГМ – газомазутный; 30 – теплопроизводительность котла составляет 30 Гкал/ч; 150 – температура воды на выходе из котла равна 150 °С. 13 3. ПАРОВЫЕ ВОДОТРУБНЫЕ КОТЛЫ 3.1. Паровые котлы серии ДЕ Котлы серии ДЕ – это вертикально-водотрубные Д-образные котлы с естественной циркуляцией, которые предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара с температурой 225 °С. Паровые котлы этой серии имеют несколько типоразмеров, обеспечивающих рабочее давление пара 1,4 МПа и номинальную паропроизводительность 4; 6,5; 10; 16 и 25 т/ч 1, 2. Характерной конструктивной особенностью котлов серии ДЕ является расположение топочной камеры сбоку от конвективного пучка труб, что предотвращает обогрев верхнего барабана и значительно уменьшает площадь ограждающих поверхностей. Котлы этой серии всех типоразмеров имеют единый поперечный профиль. При ширине топочной камеры 1790 мм и средней высоте 2500 мм котлы различаются лишь длиной и схемой движения продуктов сгорания (ПС) в конвективном газоходе (рис. 3.1). 2 3 2 ПС ПС Г Г В В 1 1 а б Рис. 3.1. Схема движения продуктов сгорания в котлах ДЕ: а – котлы серии 4; 6,5 и 10; б – котлы серии 16 и 25; 1 – топочная камера; 2 – первый конвективный пучок; 3 – второй конвективный пучок; Г – газ; В – воздух; ПС – продукты сгорания 14 3. Паровые водотрубные котлы Особенности котлов серии ДЕ рассмотрим на примере котла ДЕ-10-14 паропроизводительностью 10 т насыщенного пара в час при давлении 1,4 МПа, эскиз которого приведен на рис. 3.2. 13 А-А 11 16 17 4 4 8 Б Б 14 19 4 4 18 2 Б-Б 15 15 6 7 14 А А 12 3 9 1 5 10 Рис. 3.2. Паровой котел ДЕ-10-14 15 Котельные установки Котел имеет два барабана одинаковой длины (верхний 13 и нижний 14), между которыми находятся экранные трубы, образующие топочную камеру 1, и кипятильные трубы конвективных пучков 2 и 9. Трубы крепятся в стенках барабанов развальцовкой. От конвективного пучка 9 топка отделена газоплотной перегородкой за счет приваривания между экранными трубами левого бокового экрана 3 топочной камеры металлических пластинок-проставок. Экраны потолочный, правый боковой 10 и подовый (нижний) в топочной камере выполнены -образными трубами. Топочная камера полностью экранирована трубами. Подовый экран для уменьшения отрицательных воздействий на него при сжигании различного топлива, особенно мазутов, заложен в один слой шамотным кирпичом. Топливо и воздух подаются в топочную камеру 1 горелочным устройством 12, а образовавшиеся при сжигании топлива продукты сгорания выходят через окно 5 и переходят в первый конвективный пучок 9. Между первым 9 и вторым 2 конвективными пучками установлена продольная ступенчатая чугунная перегородка 6, делящая пучок на две неравные части. Перегородка позволяет по мере движения продуктов сгорания через пучок, когда их температура снижается и, следовательно, уменьшается объем и падает скорость, поддержать скорость газов на необходимом уровне для интенсификации теплопереноса. Таким образом, продукты сгорания двигаются сначала по первому пучку 9 к фронту котла, затем, развернувшись, по второму пучку 2 к задней стенке и выходят через окно 7. К окну 7 подсоединяется газоход, направляющий продукты сгорания далее в экономайзер. Для обслуживания барабанов котла и доступа внутрь в днищах барабанов 13 и 14 имеются лазовые затворы 4. Для обеспечения безопасной эксплуатации котла на его фронтальной стене установлены два предохранительных взрывных клапана, один – для топочной камеры и другой 8 – для конвективного га16 3. Паровые водотрубные котлы зохода, где имеется замкнутый объем, а также установлены два предохранительных клапана 11 на верхней части барабана 13. Загрязняющиеся со стороны дымовых газов конвективные поверхности нагрева очищают при эксплуатации котла с помощью двух стационарных обдувочных устройств 15. Подача химических растворов для корректировки качества котловой воды осуществляется в верхний барабан через трубу 16. Питательная вода в барабан котла подается с температурой 100 °С через трубу 17. Шлам и грязь, оседающие в нижней части нижнего барабана, отводятся с помощью трубы 18. Заводская поставка котлов осуществляется блоком, включающим барабаны с трубной системой экранов и конвективных пучков, опорную раму, обвязочный каркас и т. п. Такая поставка котлов и необходимость уменьшения теплопотерь в окружающую среду потребовала применения натрубной облегченной обмуровки 19, которая может быть применена только при плотном экранировании внутренних поверхностей котла. Обмуровка выполняется из шамотобетона по сетке, как показано на рис. 3.3, и изоляционных плит с креплением их также на трубах котла. Sэ 1 2 3 3 d э 1 4 4 5 а 6 б Рис. 3.3. Схемы обмуровки экранных труб котлов типа ДЕ: 1 – экранные трубы; 2 – шамотобетон; 3 – металлическая сетка; 4 – минеральная вата; 5 – металлический штырь с шайбой и гайкой; 6 – магнезиальная обмазка 17 Котельные установки Схема обмуровки экранных труб боковых, сводового, фронтального и заднего экранов котлов типа ДЕ показана на рис. 3.3, а. Схема обмуровки подового экрана котлов типа ДЕ показана на рис. 3.3, б. Для уменьшения присосов в газовый тракт котла, которые приводят к снижению КПД котла, снаружи натрубная обмуровка покрывается металлической листовой обшивкой толщиной 1–2 мм, приваренной к обвязочному каркасу. Условия транспортировки блоков котлов по железной дороге определило расстояние между барабанами для всех котлов, равное 2750 мм, и ширину топочной камеры по осям экранных труб, равную 1790 мм. Внутренний диаметр барабанов – 1000 мм при толщине стенки 13 мм. В котельных пучках всех котлов типа ДЕ между двумя центральными рядами труб, идущими вдоль оси барабана, шаг между трубами поперек барабана составляет 120 мм. Ширина котельного пучка для котлов паропроизводительностью 4; 6,5 и 16 т/ч по осям крайних труб поперек барабана составляет 890 мм, а для котлов паропроизводительностью 10 и 25 т/ч – 1000 мм. В котлах паропроизводительностью 16 и 25 т/ч конвективный газоход не имеет продольной перегородки 6, и продукты сгорания в один ход омывают котельный пучок, двигаясь к задней стенке котла. Схема расположения труб пучка в поперечном сечении котлов типа ДЕ показана на рис. 3.4. Соответствующие размеры котельного пучка, обозначенные на рис. 3.4, представлены в табл. 3.1. Эскиз котла ДЕ-16-14 приведен на рис. 3.5. Возврат продуктов сгорания к задней стенке котла ДЕ-16-14 осуществляется по газоходу 9, расположенному над топочной камерой, с выводом продуктов сгорания вверх через короб 10, что способствует удобному размещению водяного экономайзера. Для предотвращения разрушения котла при резком повышении давления газов в топке и газоходе на фронтальной стенке котла имеется два предохранительных взрывных клапана 8. Остальные обозначения такие же, 18 3. Паровые водотрубные котлы как и на рис. 3.2. В котлах паропроизводительностью 16 и 25 т/ч применено двухступенчатое испарение. 2 4 3 L1 L2 L3 1790 1 Рис. 3.4. Поперечный разрез котла типа ДЕ: 1 – нижний барабан котла; 2 – верхний барабан котла; 3 – котельный пучок; 4 – топочная камера Таблица 3.1 Параметры котельного пучка котлов типа ДЕ Марка котла L1, мм L2, мм L3, мм ДЕ-4 ДЕ-6,5 440 ДЕ-10 550 120 330 ДЕ-16 550 ДЕ-25 550 19 Котельные установки Б-Б А 13 4 В 14 4 4 А Б А-А Вид В 9 9 10 2 12 8 Б Рис. 3.5. Паровой котел ДЕ-16-14 20 10 3. Паровые водотрубные котлы Основные характеристики котлов типа ДЕ приведены в табл. 3.2. Таблица 3.2 Технические характеристики котлов серии ДЕ Параметр Паропроизводительность D, т/ч Давление пара, МПа Характеристика пара Газовое сопротивление котла, Па Площадь поверхности стен топки Fст, м2 Площадь поверхности экранов топки Fэк, м2 Объем топки, м3 Глубина топки, мм Ширина топки, мм Диаметр экранных труб и толщина стенки, мм Шаг труб боковых, подового и сводового экранов, мм Шаг труб фронтового и заднего экранов, мм Площадь поверхности котельных пучков Fкп, м2 Расположение труб конвективных пучков Диаметр труб конвективных пучков, мм Поперечный шаг труб котельного пучка, мм Продольный шаг труб котельного пучка, мм Тип котла ДЕ-4 ДЕ-6,5 ДЕ-10 ДЕ-16 4,14 6,73 10,35 16,56 1,4 Насыщенный 546 110 1960 1680 23,8 ДЕ-25 26,88 2700 29,97 41,47 51,84 64,22 21,81 27,93 38,96 48,13 60,46 8,01 1650 29,0 6960 11,2 2420 17,14 22,5 3850 5420 1790 512,5 514 55 55 48 67 90 116 155 Коридорное 230 1 пуч. – кор. 2 пуч. – шах. 512,5 110 90 21 Котельные установки Окончание табл. 3.2 Параметр Тип котла ДЕ-4 ДЕ-6,5 ДЕ-10 ДЕ-16 Число рядов труб по ходу про19 26 41 61 дуктов сгорания Расстояние между осями бараба2750 нов, мм Габаритные размеры (с площад4,28 5,05 7,44 9,26 ками и лестницами), длина ши4,3 4,3 5,13 4,67 рина, м: высота (от пола до оси верхнего 5,05 5,05 4,4 4,72 барабана) масса металла в объеме завод9,44 10,5 13,1 20,2 ской поставки, т ДЕ-25 81 11,55 4,63 4,72 23,3 3.2. Паровые котлы серии КЕ Паровые котлы серии КЕ – это двухбарабанные агрегаты с естественной циркуляцией, слоевыми топками паропроизводительностью 2,5–25 т/ч, которые предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара давлением 1,4 и 2,4 МПа 1, 2. Котлы этой серии работают на каменных и бурых углях, имеют длинный верхний и укороченный нижний барабаны внутренним диаметром 1000 мм и толщиной стенки 13 мм, которые расположены в одной вертикальной плоскости. Передняя часть верхнего барабана изолирована и расположена над топочной камерой. Более подробно конструкцию котлов серии КЕ рассмотрим на примере котла КЕ от 2,5 до 10 т/ч, эскиз которого изображен на рис. 3.6. Основные характеристики котлов серии КЕ приведены в табл. 3.3. Топочная камера 1 у котла образована плотными боковыми экранами из труб диаметром 51×2,5 мм с шагом между тру22 3. Паровые водотрубные котлы бами 55 мм, фронтальной 2 и задней 3 стенками, выполненными из огнеупорного кирпича (без экранов). Боковые экраны закрыты натрубной обмуровкой (рис. 3.7). А-А В В-В Г 4 1 7 Б Б 15 6 Г В Б-Б Г-Г 10 9 12 3 4 13 8 1 А 2 А 11 5 8 14 Рис. 3.6. Котел типа КЕ паропроизводительностью 2,5; 4; 6,5 и 10 т/ч 23 Котельные установки Таблица 3.3 Технические характеристики котлов серии КЕ Параметр Паропроизводительность D, т/ч Давление пара, МПа Характеристика пара Газовое сопротивление котла при топливе, Па: каменный уголь бурый уголь Площадь зеркала горения Fзг, м2 Площадь поверхности стен топки Fст, м2 Площадь поверхности экранов топки Fэк, м2 Объем топки, м3 Глубина топки, мм Ширина топки, мм Диаметр экранных труб, мм Шаг труб боковых экранов, мм Площадь поверхности котельных пучков Fкп, м2 Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2 Расположение труб конвективных пучков Диаметр труб конвективных пучков, мм Высота газоходов 1-го и 2-го пучка, м Поперечный шаг труб котельного пучка, мм 24 Тип котла КЕ-2,5 КЕ-4 КЕ-6,5 КЕ-10 КЕ-25 2,5 4 6,5 10 25 1,4 Насыщенный 546 – 2,75 1123 1460 3,3 1120 1458 4,4 1284 1542 6,4 1227 – 13,4 37,2 38,57 44,52 57,3 113 19,12 20,51 24,78 30,3 92,1 10,47 1605 12,03 1800 2270 14,77 2077 22,6 2105 2874 48,7 2170 2710 51×2,5 55 62 94 149 214 418 0,38 0,59 0,95 1,15 – Коридорное 51×2,5 2,1 90 220 и 110 3. Паровые водотрубные котлы Окончание табл. 3.3 Параметр Продольный шаг труб котельного пучка, мм Число рядов труб по оси барабана 1-го котельного пучка Число рядов труб по оси барабана 2-го котельного пучка Число рядов труб котельного пучка поперек барабана Габаритные размеры (с площадками и лестницами), м: длина ширина высота Масса в объеме заводской поставки, кг Тип котла КЕ-2,5 КЕ-4 КЕ-6,5 КЕ-10 КЕ-25 110 95 7 9 14 17 4 6 9 11 18 5,1 4,5 4,15 9817 20 6,4 4,5 1,15 7,7 4,5 4,15 1 – экранные трубы; 2 – шамотобетон; 3 – металлическая сетка; 4 – минеральная вата; 5 – металлический штырь с шайбой и гайкой; 6 – магнезиальная обмазка 8,5 4,5 4,15 11335 13946 16668 Sэ 1 Рис. 3.7. Схема обмуровки боковых экранных труб котлов типа КЕ: 3 шах. + 49 кор. 2 13,6 6,0 6,0 39212 3 dэ 4 5 6 Обмуровка состоит из слоя шамотобетона по сетке, теплоизоляционного слоя из минераловатных плит и герметизирующего слоя из магнезиальной обмазки. Топочная камера 1 у котлов, кроме котла КЕ-25, разделена длинной перегородкой 3 из шамотного кирпича, делящей ее на собственно топку 1 и камеру догорания 4. Это позволило повысить КПД котла за счет сниже25 Котельные установки ния потерь с химической и механической неполнотой сгорания топлива. Нижние коллекторы боковых экранов 5 расположены на уровне ленточной решетки обратного хода 6, на которую пневмомеханическим забрасывателем 7 подается уголь. Котельный пучок 8 котла разделен на два чугунной перегородкой 9 по ходу движения газов для поддержания постоянных скоростей омывания пучка дымовыми газами и повышения коэффициента теплоотдачи от дымовых газов к поверхности труб. Поэтому движение дымовых газов идет поперек котла (рис. 3.8). 1 2 3 4 ПС Т В Рис. 3.8. Схема движения продуктов сгорания в котлах КЕ паропроизводительностью 2,5; 4; 6,5 и 10 т/ч: 1 – топочная камера; 2 – камера догорания; 3 – первый конвективный пучок; 4 – второй конвективный пучок; Т – топливо (уголь); В – воздух; ПС – продукты сгорания Первый конвективный пучок 10 (см. рис. 3.6) устроен таким образом, что первый ряд труб пучка находится перед перегородкой 11, отделяющей камеру догорания от конвективного пучка, что необходимо учитывать при нахождении скоростей потока газов в пучке труб. Из второго конвективного пучка 12 дымовые газы удаляются через выходной газоход 13. Высота газоходов в котельных пучках для всех котлов типа КЕ составляет 2100 мм. 26 3. Паровые водотрубные котлы В водяном пространстве верхнего барабана размещены питательные трубы и штуцер для непрерывной продувки. Температура питательной воды составляет 100 С. Пароводяная смесь, образующаяся в экранных трубах и кипятильных трубах котельного пучка, поступает под уровень воды в верхнем барабане. Сепарация пара осуществляется в паровом объеме барабана и за счет применения дырчатого листа. В котлах паропроизводительностью до 10 т пара в час используется схема одноступенчатого испарения, в котлах 10 т/ч и более – двухступенчатая. Все котлы серии КЕ паропроизводительностью свыше 4 т/ч оборудованы цепными чешуйчатыми или ленточными решетками обратного хода и пневмомеханическими забрасывателями. Котлы паропроизводительностью 2,5 т/ч комплектуются топкой с пневмомеханическими забрасывателями и решеткой с поворотными колосниками. Для снижения потерь теплоты от механической неполноты сгорания (с уносом) топки оборудуются системой возврата уноса. Унос возвращается в топку при помощи эжекторов, получающих воздух от вентилятора острого дутья. Воздух в систему возврата уноса и в сопла острого дутья, расположенные в задней части топки, подается вентилятором, имеющим производительность 1000 м3/ч при полном напоре 3800 Па для котлов паропроизводительностью до 25 т/ч и 2000 м3/ч при полном напоре 3800 Па для котла паропроизводительностью 25 т/ч. Котлы серии КЕ, кроме котла КЕ-25, оборудованы для очистки поверхностей нагрева от золовых отложений стационарным обдувочным аппаратом с расположенной по оси котла вращающейся трубой, имеющей ряд сопел для выпуска через них пара. Для обдувки поверхностей нагрева используется пар при давлении перед соплами не менее 0,7 и не более 1,4 МПа. Эскиз котла КЕ-25 приведен на рис. 3.9. Котел отличается от менее мощных тем, что не имеет камеры догорания и чугунной перегородки в конвективной части котла, поэтому дымовые 27 Котельные установки газы из топочной камеры сразу поступают в котельный пучок и двигаются параллельно продольной оси котла к задней его стенке. Котлы оборудуются двумя предохранительными клапанами (один из которых контрольный), устанавливаемыми сверху верхнего барабана. В Б А-А Г В-В В Вид Б Г Г-Г Рис. 3.9. Котел типа КЕ паропроизводительностью 25 т/ч 28 4. ВОДОГРЕЙНЫЕ ВОДОТРУБНЫЕ КОТЛЫ 4.1. Водогрейные котлы КВ-ГМ Стальные прямоточные газомазутные котлы серии КВ-ГМ в соответствии со шкалой теплопроизводительности конструктивно подразделяются на четыре унифицированные группы: 4 и 6,5; 10, 20 и 30; 50 и 100; 180 Гкал/ч (4,7 и 7,5; 11,7, 23,4 и 35; 58,5 и 117; 210,6 МВт). Такие котлы не имеют несущего каркаса, обмуровка у них облегченная трехслойная, состоящая из шамотобетона, минераловатных плит и магнезиальной обмазки (рис. 4.1), крепится к трубам топки и конвективной части 1, 2. Sэ 1 2 3 dэ Рис. 4.1. Схема обмуровки котлов типа КВ: 1 – трубы; 2 – шамотобетон; 3 – металлическая 4 сетка; 4 – минеральная вата; 5 – металлический штырь с шайбой и гайкой; 6 – магнезиальная обмазка 5 6 Котлы КВ-ГМ-4 и -6,5 имеют единый профиль, так же как и котлы теплопроизводительностью 10; 20 и 30 Гкал/ч, и в пределах своих групп различаются глубиной топочной камеры и конвективной части (табл. 4.1). Котлы КВ-ГМ-50 и КВ-ГМ-100 по конструкции также сходны между собой и различаются только по типоразмерным параметрам. Котлы теплопроизводительностью 4 и 6,5 Гкал/ч поставляются одним транспортабельным блоком (без обмуровки). Котлы теплопроизводительностью 10, 20 и 30 Гкал/ч поставляются двумя транспортабельными блоками (топочный блок и блок конвективной шахты). 29 Котельные установки Таблица 4.1 Технические характеристики водогрейных котлов КВ-ГМ Тип котла Параметр КВКВКВКВКВГМ-4 ГМ-6,5 ГМ-10 ГМ-20 ГМ-30 Теплопроизводительность (полезная тепловая мощность) котла Q, 4,65 7,56 11,6 23,6 МВт Расход воды через котел, т/ч 49,5 80,4 123,5 247 Рабочее давление, МПа 0,8–1,4 0,8–1,4 2,5 2,5 Температура воды на входе в ко70 тел tхв, С Температура воды на выходе из 150 котла tгв, С Сопротивление газового тракта котла, Па: при работе на газе 221 229 418 570 при работе на мазуте 258 261 460 600 Площадь поверхности стен топки 57,9 73,5 82,8 106,5 Fст, м2 Площадь поверхности экранов 38,6 48,9 53,6 106,6 топки Fэк, м2 Объем топки, м3 16,4 21,8 38,3 51,2 Глубина топки, мм 2496 3520 3904 6384 Ширина топки, мм 2040 2880 Диаметр экранных труб и толщи603 на стенки, мм Шаг экранных труб, мм 64 Площадь поверхности 1-го кон44,35 75,2 110,75 203,25 вективного пучка, м2 Площадь поверхности 2-го кон44,35 75,2 110,75 203,25 вективного пучка, м2 Расположение труб конвективных Шахматное пучков 30 34,8 370 2,5 650 670 126,9 126,9 77,6 8484 3200 296,3 296,3 4. Водогрейные водотрубные котлы Окончание табл. 4.1 Тип котла Параметр Диаметр труб конвективных пучков, мм Поперечный шаг труб конвективного пучка, мм Продольный шаг труб конвективного пучка, мм Высота конвективной шахты, мм Глубина конвективной шахты, мм Общая длина котла с площадками, мм КВКВКВКВКВГМ-4 ГМ-6,5 ГМ-10 ГМ-20 ГМ-30 283 64 40 608 3840 1056 7257 8760 768 7300 1536 2080 8350 10540 13530 Водогрейные котлы КВ-ГМ-4 и КВ-ГМ-6,5 имеют топочную камеру 8 и конвективные пучки 5, 7 (рис. 4.2). Топочная камера полностью экранирована трубами 60×3 мм с шагом 64 мм (исключение составляет часть фронтальной стены, где установлены взрывной клапан 2 и газомазутная горелка 1 с ротационной форсункой). Неэкранированные поверхности фронтальной стенки закрыты огнеупорной кладкой, примыкающей к воздушному коробу горелки. Боковые экраны, верх и под топочной камеры образованы одинаковыми Г-образными трубами. На левой боковой стене котла имеется лаз 6 в топочную камеру. Часть труб заднего экрана в верхней части выдвинута в топку, и эти трубы сварены между собой при помощи вставок для устранения попадания в топку дроби при работе установки дробеочистки 3, используемой для устранения загрязнений с конвективных поверхностей. Все трубы экранов выведены в верхние и нижние коллекторы диаметром 159×7 мм. Внутри коллекторов имеются глухие перегородки, направляющие воду. 31 Котельные установки 3 4 1 Трубы 83×3,5 5 2 6 7 6 8 Рис. 4.2. Водогрейные котлы КВ-ГМ-4, КВ-ГМ-6,5: 1 – газомазутная ротационная горелка; 2 – взрывной предохранительный клапан; 3 – установка дробеочистки; 4 – фестон; 5 – первый конвективный пучок; 6 – лаз; 7 – второй конвективный пучок; 8 – топочная камера Топочная камера отделена от конвективной части перегородкой из огнеупорного кирпича. Продукты горения топлива через фестон 4 верхней части топочного пространства поступают в конвективную часть котла, проходят ее сверху вниз и через боковой отвод продуктов сгорания уходят из котельного агрегата. 32 4. Водогрейные водотрубные котлы Конвективная поверхность котла состоит из двух пакетов труб 5 и 7, каждый из которых набирается из -образных ширм (рис. 4.3), выполненных из труб диаметром 28×3 мм. Ширмы расположены параллельно фронтальной стенке котла и образуют шахматный пучок труб с поперечным шагом S1 = 64 мм и продольным S2 = 40 мм. А-А 1 А 2 1 2 А 3 Рис. 4.3. Ширма конвективной поверхности нагрева котлов КВ: 1 – -образные трубы диаметром 28×3 мм; 2 – коллекторная труба (боковая экранная труба конвективной шахты) диаметром 83×3,5 мм; 3 – плавники Боковые стены конвективной части экранированы трубами диаметром 83×3,5 мм, имеющими плавники, и являются коллекторами (стояками) для труб конвективных пакетов. Потолок конвективной части также экранирован трубами диаметром 83×3,5 мм. 33 Котельные установки Задняя стена не экранирована и имеет лазы 6 вверху и внизу. Вес котла передается на нижние коллекторы, имеющие опоры. Водогрейные котлы КВ-ГМ-10, КВ-ГМ-20 и КВ-ГМ-30 имеют полностью экранированную трубами 60×3 мм с шагом 64 мм топочную камеру 3 (рис. 4.4). 5 6 3 4 2 1 8 7 9 Рис. 4.4. Водогрейные котлы КВ-ГМ-10, КВ-ГМ-20 и КВ-ГМ-30: 1 – газомазутная горелка; 2 – взрывной предохранительный клапан; 3 – топочная камера; 4 – промежуточный экран; 5 – установка дробеочистки; 6 – второй конвективный пучок; 7 – первый конвективный пучок; 8 – фестон; 9 – камера догорания 34 4. Водогрейные водотрубные котлы В камере расположены фронтальный, два боковых и промежуточный 4 экраны, которые практически полностью покрывают стены и под топки (исключение составляет часть фронтальной стены, где установлены взрывной клапан 2 и газомазутная горелка 1 с ротационной форсункой). Экранные трубы приварены к коллекторам диаметром 219×10 мм. Промежуточный экран выполнен из труб, расположенных в два ряда, и образует за собой камеру догорания 9. Конвективная поверхность нагрева включает в себя два конвективных пучка 6, 7 и расположена в вертикальной шахте с полностью экранированными стенками. Конвективные пучки набраны из расположенных в шахматном порядке -образных ширм, выполненных из труб диаметром 28×3 мм с поперечным шагом S1 = 64 мм и продольным S2 = 40 мм. Задняя и передняя стены шахты экранированы вертикальными трубами диаметром 60×3 мм, боковые стены – трубами диаметром 83×3,5 мм, которые служат стояками для ширм конвективных пакетов. Передняя стена шахты, являющаяся одновременно задней стеной топочной камеры, выполнена цельносварной. В нижней части стены трубы разведены в четырехрядный фестон 8. Трубы, образующие переднюю, боковую и заднюю стены конвективной шахты, вварены в коллекторы диаметром 219×10 мм. Продукты горения топлива из топочной камеры попадают в камеру догорания 9, а далее через фестон – в конвективную шахту, после которой дымовые газы через отверстие в верхней части шахты покидают котельный агрегат. Для устранения загрязнений конвективных поверхностей предусмотрена установка дробеочистки 5 (рис. 4.5). Принцип работы дробеочистительной установки следующий. Дробь (чугунные шарики диаметром 5–6 мм) разбрасывается над конвективной поверхностью разбрызгивателем 3. Падая вниз, дробь сбивает отложения с труб и собирается внизу кон35 Котельные установки вективной шахты в бункер 5. В сепараторе 6 дробь отделяется от золы. Попадая далее в инжектор 7, дробь подхватывается потоком воздуха и по пневмотранспортной линии 4 подается в верхнюю часть котла в дробеуловитель 1. Цикл повторяется. Для охлаждения канала, по которому дробь подается к разбрызгивателю, и самого разбрызгивателя используется вода. Сброс воздуха 1 2 Подвод воды Отвод воды 3 4 5 Подвод воздуха 6 7 Рис. 4.5. Установка дробеочистки: 1 – дробеуловитель; 2 – клапан; 3 – разбрызгиватель; 4 – пневмотранспортная линия; 5 – бункер; 6 – сепаратор; 7 – инжектор 36 4. Водогрейные водотрубные котлы 4.2. Водогрейные котлы КВ-ТС Водогрейные котлы серии КВ-ТС со слоевым способом сжигания твердого топлива выпускаются теплопроизводительностью 4; 6,5; 10; 20; 30 и 50 Гкал/ч (4,7; 7,5; 11,7; 23,4; 35 и 58,5 МВт). Котлы с теплопроизводительностью до 6,5 Гкал/ч поставляются одним транспортабельным блоком, котлы с большей теплопроизводительностью – двумя транспортабельными блоками (топочный блок и блок конвективной шахты). Водогрейные котлы серии КВ-ТСВ отличаются от котлов серии КВ-ТС лишь наличием воздухоподогревателя 1, 2. Все водогрейные котлы обеих этих серий имеют топочные экраны, выполненные из труб диаметром 60×3 мм с шагом 64 мм. Конвективные пакеты в них изготавливаются из труб диаметром 28×3 мм. Котлы снабжаются цепными решетками обратного хода с пневмомеханическими забрасывателями топлива. Водогрейные котлы КВ-ТС-4 и КВ-ТС-6,5 имеют конвективную шахту (рис. 4.6) с пучками 8, 9 и топочную камеру 5. Топливо (уголь) из бункера 4 посредством пневмомеханического забрасывателя 3 поступает на цепную решетку 2 обратного хода. Воздух для сжигания топлива подается с помощью вентилятора в короба 11, через которые осуществляется секционированный его подвод под цепную решетку. Продукты горения топлива из топочной камеры поступают в конвективную шахту через верхние проемы 7 в задней стенке топочной камеры. Теплота дымовых газов воспринимается конвективными пучками 8, 9, а охлажденные газы удаляются из котла через газоход, расположенный в нижней части конвективной шахты. Конвективные пучки набраны из расположенных в шахматном порядке -образных ширм, выполненных из труб диаметром 28×3 мм с поперечным шагом S1 = 64 мм и продольным S2 = 40 мм. 37 Котельные установки 5 6 7 8 4 3 9 2 1 11 10 Рис. 4.6. Водогрейные котлы КВ-ТС-4, КВ-ТС-6,5: 1 – шлаковый бункер; 2 – цепная решетка обратного хода; 3 – пневмомеханический забрасыватель топлива; 4 – бункер топлива; 5 – топочная камера; 6 – фестон; 7 – окно для выхода продуктов горения из топочной камеры; 8 – первый конвективный пучок; 9 – второй конвективный пучок; 10 – сопло для возврата уноса топлива на цепную решетку; 11 – короба для подачи воздуха С потоком продуктов сгорания из топочной камеры частично уносится топливо, для его улавливания в бункере конвективной шахты установлен специальный вентилятор, который через сопла 10 возвращает унесенное топливо в топочную камеру на цепную решетку. 38 4. Водогрейные водотрубные котлы Вход сетевой воды осуществляется через коллектор, расположенный в нижней части конвективной шахты, а выход горячей воды – через нижний коллектор топочных экранов. Фронтальная стена топочной камеры не экранирована, а боковые стены, свод и задняя стенка топки закрыты экранами. Обмуровку фронтальной неэкранированной стены топки, а также задней стены конвективной шахты выполняют тяжелой – толщиной в полтора кирпича. Боковые стены топочной камеры и конвективной шахты имеют облегченную обмуровку (см. рис. 4.1). Основные характеристики котлов серии КВ-ТС приведены в табл. 4.2. Таблица 4.2 Технические характеристики водогрейных котлов КВ-ТС Тип котла Параметр КВТС-4 КВКВКВКВТС-6,5 ТС-10 ТС-20 ТС-30 Теплопроизводительность (полезная тепловая мощность) котла Q, 4,65 7,56 11,63 23,26 34,8 МВт Расход воды через котел, т/ч 49,5 80,4 123,5 247 370 Рабочее давление, МПа 0,8–2,5 0,8–2,5 0,8–2,5 0,8–2,5 0,8–2,5 Температура воды на входе 70 в котел tхв, С Температура воды на выходе из 150 котла tгв, С Сопротивление газового тракта котла, Па, при работе: на каменном угле 375 395 – – – буром угле 419 435 670 870 1270 Площадь поверхности стен топки 58,6 73,0 80,4 111,7 134,4 (без Fзг) Fст, м2 Площадь поверхности экранов 38,66 48,9 55,9 82,8 98,6 топки Fэк, м2 Площадь зеркала горения Fзг, м2 4,4 6,3 9,1 15,9 19,9 39 Котельные установки Окончание табл. 4.2 Тип котла Параметр КВКВКВКВКВТС-4 ТС-6,5 ТС-10 ТС-20 ТС-30 16,3 22,7 38,5 61,6 77,6 2496 3520 3904 6144 7680 2040 2880 3200 Объем топки, м3 Глубина топки, мм Ширина топки, мм Диаметр экранных труб и толщи603 на стенки, мм Шаг экранных труб, мм 64 Площадь поверхности 1-го кон44,35 75,2 114,5 208,5 вективного пучка, м2 Площадь поверхности 2-го кон44,35 75,2 114,5 208,5 вективного пучка, м2 Расположение труб конвективноШахматное го пучка Диаметр труб конвективного 283 пучка, мм Поперечный шаг труб конвектив64 ного пучка, мм Продольный шаг труб конвек40 тивного пучка, мм Высота конвективной шахты, мм 3840 6650 Глубина конвективной шахты, мм 608 1056 768 1408 Общая длина котла с площадка5000 6700 7600 10800 ми, мм 288,9 288,9 2080 – Водогрейные котлы КВ-ТС-10, КВ-ТС-20 и КВ-ТС-30 имеют одинаковую ширину, но различаются по глубине (рис. 4.7). Данные котлы оборудованы цепными решетками 1 обратного хода разной длины и двумя пневмомеханическими забрасывателями топлива 2. В задней части топочной камеры 3 имеется промежуточная экранированная стенка 4, образующая камеру догорания. Экраны 40 4. Водогрейные водотрубные котлы топочной камеры, а также конвективной шахты имеют облегченную обмуровку (см. рис. 4.1). Фронтальная стена топочной камеры не экранирована и имеет тяжелую обмуровку. Боковые стены топки закрыты экранами из труб 60×3 мм с шагом 64 мм. L4 3 5 4 7 6 8 7 2 10 1 9 Рис. 4.7. Водогрейные котлы КВ-ТС-10, КВ-ТС-20 и КВ-ТС-30: 1 – цепная решетка обратного хода; 2 – пневмомеханический забрасыватель топлива; 3 – топочная камера; 4 – промежуточный экран; 5 – второй конвективный пучок; 6 – конвективная шахта; 7 – первый конвективный пучок; 8 – фестон; 9 – трубопровод возврата уноса; 10 – шлаковый бункер 41 Котельные установки Передняя и задняя стены конвективной шахты 6 экранированы. Передняя стена конвективной шахты, являющаяся также и задней стеной топочной камеры, выполнена в виде цельносварного экрана, переходящего в нижней части в четырехрядный фестон 8. Боковые стены конвективной шахты закрыты вертикальными экранами из труб диаметром 83×3,5 мм. Продукты горения поступают в конвективную шахту снизу и проходят через фестон. В шахте размещены конвективные поверхности нагрева 5, 7, выполненные в виде -образных горизонтальных ширм из труб диаметром 28×3 мм с поперечным шагом S1 = 64 мм и продольным S2 = 40 мм. Уловленная мелочь и несгоревшие частицы топлива собираются в зольных бункерах под конвективной шахтой и посредством системы возврата уноса по трубопроводу 9 выбрасываются в топочную камеру. В передней части цепной решетки 1 обратного хода располагается шлаковый бункер 10, куда с решетки сбрасывается шлак. Подача сетевой воды в котел осуществляется через нижний коллектор левого бокового экрана, а выход горячей воды – через нижний левый коллектор конвективной шахты. Для сжигания бурых углей котлы серии КВ-ТС могут поставляться с воздухоподогревателями, обеспечивающими подогрев воздуха до 200–220 С. Котлы теплопроизводительностью 10 Гкал/ч и выше устанавливаются на железобетонном фундаменте. Отметка пола обслуживания составляет 3,6 м при отметке пола золового этажа 0,0 м. 42 5. ПОВЕРОЧНЫЙ ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОГЕНЕРАТОРА 5.1. Состав топлива, объем, энтальпия воздуха и продуктов сгорания 5.1.1. Определение состава топлива Основные расчетные параметры топлива: элементарный химический состав, низшая теплота сгорания и его месторождение (для твердого топлива) представлены в табл. 5.1–5.3. На рис. 5.1 изображены расчетные схемы котельных агрегатов. 5.1.2. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания Теоретический объем воздуха на горение определяют из выражения 3: – при сжигании твердого или жидкого топлива, м3/кг, V 0 0,0889(C р 0,375 Sр ) 0, 265 H р 0, 0333 O р ; (5.1) – при сжигании газа, м3/м3, n V 0 0, 0238(COс H с2 3 H 2Sс 2 (m ) C mH сn 2 O с2 ), (5.2) 4 где m , n – число атомов углерода и водорода соответственно в углеводороде газового топлива; Cр , Sр , H р , O р , COс , Hс2 , H2Sс , Cm Hсn – процентное содержание в топливе на рабочую или сухую массу соответственно углерода, горючей серы, водорода, кислорода, оксида углерода, сероводорода, углеводородов, % (принимаются по табл. 5.1–5.3). 43 44 Месторождение Марка топлива, класс W р Подмосковное Б2, Р, К, О, М 32,0 Ирша-Бородинское Б2, Р 33,0 Артемовское Б3, Р, СШ 23,0 Бабаевское Б1, Р 57,6 Воркутинское Ж, Р, О 7,0 Интинское Д, Р, М 11,5 Челябинское Б3, Р, С 18,5 Назаровское Б2, Р 39,0 Березовское Б2, Р 33,0 Боготольское Б1, Р 44,0 Итатское Б1, Р 40,5 Барандатское Б2, Р 37,0 Черногорское Д, Р 14,0 Норильское СС, Р 4,0 Абаканское Б2, Р 33,5 Харанорское Б1, Р 40,5 Бикинское Б1, Р 44,5 Кузнецкое Д, СШ 11,5 Донецкое Д, Р 13,0 Сучанское Т, Р 5,0 Древесина – 40,0 Aр 25,2 7,4 33,1 7,6 23,6 25,4 29,5 7,3 4,7 6,7 6,8 4,4 15,5 26,8 8,0 8,6 22,1 15,9 27,8 22,8 0,6 Sр 2,7 0,2 0,3 0,5 0,8 2,6 1,0 0,4 0,2 0,5 0,4 0,2 0,5 0,5 0,4 0,3 0,3 0,4 2,9 0,5 – Cр 28,7 42,6 29,4 25,4 59,6 46,7 37,3 37,6 44,3 34,3 36,6 41,9 54,9 59,2 41,5 36,4 26,8 56,4 44,1 64,6 30,3 Hр 2,2 3,0 2,5 2,4 3,8 3,2 2,8 2,6 3,0 2,4 2,6 2,9 3,7 3,3 2,9 2,3 2,3 4,0 3,3 2,9 3,6 Nр 0,6 0,6 0,6 0,2 1,3 1,3 0,9 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 1,4 1,2 0,6 0,5 0,7 1,9 0,9 0,8 0,4 Состав рабочей массы топлива, % Oр 8,6 13,2 11,1 8,0 5,4 8,8 10,5 12,7 14,4 11,7 12,7 13,2 10,0 4,9 13,1 11,4 10,8 9,9 8,0 3,4 25,1 Выход Qнр , летучих, кДж/кг % 48,0 9880 47,0 15280 50,0 11140 65,0 9080 35,9 20600 40,0 17540 46,0 12770 48,0 13020 48,0 15650 48,0 17810 48,0 12810 48,0 14820 43,0 20560 24,0 22650 48,0 14740 44,0 11970 56,0 7830 40,5 21900 43,0 17250 19,0 24240 85,0 10210 Таблица 5.1 Расчетные характеристики твердого топлива различных месторождений [3] Котельные установки Брянск – Москва Бухара – Урал Газли – Каган Дашава – Киев Карабулак – Грозный Оренбург – Совхозное Саратов – Горький Гоголево – Полтава Первомайск – Сторожевка Средняя Азия – Центр Саратов – Москва Серпухов – С.-Петербург Якутск – Усть-Вилюй Смесь Зап. Сибири Урицк – Сторожевка Ставрополь – Москва: 1-я нитка 2-я нитка 3-я нитка Газопровод 3,9 2,5 2,6 0,3 14,5 4,1 2,1 0,2 3,6 3,6 4,4 5,2 2,3 5,0 2,4 2,0 2,8 3,9 93,8 92,8 91,2 C2H6с 92,8 94,2 95,4 98,9 68,5 91,4 91,9 85,8 62,4 93,8 78,2 89,7 94,8 92,7 91,9 CHс4 0,8 0,9 1,2 1,1 0,4 0,3 0,1 7,6 1,9 1,3 0,1 2,6 0,7 2,2 1,7 0,8 0,5 1,1 C3H8с 0,3 0,4 0,5 0,4 0,2 0,2 0,1 3,5 0,6 0,4 0,1 0,9 0,2 0,7 0,5 0,5 – 0,8 с C4 H10 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 – 1,0 – 0,1 – 0,2 0,4 0,2 0,1 0,1 1,8 0,1 с C5 H12 Состав газа по объему, % 2,6 2,5 2,6 1,6 2,6 1,1 0,4 3,5 0,2 3,0 13,7 30,2 0,7 14,2 2,7 0,3 – 3,2 Nс2 0,4 0,5 0,5 0,1 – 0,2 0,2 1,4 0,7 1,2 0,1 0,1 0,6 0,1 0,1 1,2 – 0,5 COс2 36090 36550 37010 37310 36170 36590 35880 45850 38020 36130 30980 28300 37560 34160 37430 34370 36840 36470 0,764 0,722 0,786 0,775 0,752 0,750 0,712 1,036 0,883 0,786 0,789 0,952 0,776 0,879 0,799 0,764 0,800 0,789 кг/м3 н.у , Таблица 5.2 Qнс , кДж/м3 Расчетные характеристики природного газа различного состава [3] 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора 45 46 3,0 3,0 3,0 – – – – – – Дизельное топливо Соляровое масло Моторное топливо Керосин Бензин Печное топливо (ТПБ) Wр Мазут: малосернистый сернистый высокосернистый Топливо 0,02 – – 0,05 0,02 0,02 0,05 0,1 0,1 Aр 1,2 0,05 0,2 0,4 0,3 0,3 0,3 1,4 2,8 Sр 86,43 85,0 86,0 86,55 86,48 86,28 84,65 83,80 83,00 Cр 12,2 14,9 13,7 12,5 12,8 13,3 11,7 11,2 10,4 Hр Состав рабочей массы топлива, % 0,15 0,05 0,1 0,5 0,4 0,1 0,3 0,5 0,7 Ор Nр Расчетные характеристики некоторых видов жидкого топлива [3] 42000 43750 42960 41360 42330 42620 40280 39730 38770 Qнр , кДж/кг Таблица 5.3 Котельные установки 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора 3 2 4 4 1 ПС ПС Г Г В В 5 2 3 1 ДЕ-16; ДЕ-25 ДЕ-4; ДЕ-6,5; ДЕ-10 1 2 4 1 2 4 У ПС У В В ПС У В КЕ-2,5; КЕ-4; КЕ-6,5; КЕ-10 1 2 3 Г В КЕ-25 1 2 У 3 В ПС ПС 6 КВ-ГМ-4; КВ-ГМ-6,5 КВ-ТС-4; КВ-ТС-6,5 Рис. 5.1. Расчетные схемы котельных агрегатов: 1 – топочная камера; 2 – первый конвективный пучок; 3 – второй конвективный пучок; 4 – экономайзер; 5 – камера догорания; 6 – цепная решетка; Г – газ (или мазут); В – воздух; У – уголь; ПС – продукты сгорания; – направление движения газов в котле 47 Котельные установки 0 Теоретический объем азота VN02 , трехатомных газов VRO 2 и водяных паров VH02O определяют по формулам: – при сжигании твердого или жидкого топлива, м3/кг, VN02 0, 79 V 0 0, 008 N р ; (5.3) 0 VRO 0, 01866(Cр 0,375 Sр ) ; 2 (5.4) VH02O 0,111 H р 0, 0124 W р 0, 0161 V 0 ; (5.5) – при сжигании газа, м3/м3, VN02 0, 79 V 0 0, 01 N с2 ; (5.6) 0 VRO 0, 01(CO2с COс H 2Sс m Cm H сn ) ; 2 (5.7) VH02O 0,01(H2Sс H2с 0,5 n Cm Hсn 0,124 dг ) 0,0161 V 0 , (5.8) где RO2 = CO2 + SO2 – трехатомные газы в продуктах сгорания; d г – влагосодержание газа в граммах на 1 кг сухого газа (принимается равным 10 г/кг). Поскольку на практике не удается полностью сжечь топливо при подаче в топку только теоретического объема воздуха V 0 , то обычно воздуха на горение подают несколько больше (с некоторым избытком), чем это рассчитано по формуле. Эта величина избытка воздуха оценивается коэффициентом избытка воздуха т . Значения коэффициентов избытка воздуха т в зависимости от вида топлива, способа его сжигания и конструкции топочной камеры представлены в табл. 5.4. 48 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Таблица 5.4 Расчетные значения коэффициентов избытка воздуха на выходе из топки [3] Тип топки Слоевая топка с цепной решеткой обратного хода и с пневмомеханическим забрасывателем Топливо Каменные и бурые угли Антрацитовый штыб, полуантраКамерная топка (при сжи- циты, тощие угли гании твердого топлива Каменные и бурые угли, фрезерв пылевидном состоянии) ный торф Мазут, природный газ Значение αт 1,3–1,4 1,2–1,3 1,2 1,1 Примечание. Меньшие значения т даны для паровых котлов производительностью более 10 т/ч. Следующие значения коэффициентов избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной камеры подсчитываются прибавлением к т соответствующих присосов воздуха в этих поверхностях (табл. 5.5). i i т i , (5.9) 1 где i – номер поверхности нагрева после топки по ходу продуктов сгорания. Средний коэффициент избытка воздуха ср для каждой поверхности нагрева определяется по формуле (5.10) ср ( i i1 ) 2 , где i – коэффициент избытка воздуха перед поверхностью нагрева; i1 – коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева. 49 Котельные установки Таблица 5.5 Расчетные значения присосов воздуха в топку и газоходы котлов при номинальной нагрузке [3] Элементы газового тракта котла Величина присоса Топочные камеры пылеугольных и газомазутных котлов: с металлической обшивкой труб экрана с обмуровкой и металлической обшивкой с обмуровкой и без обшивки Топочные камеры слоевых топок механические и полумеханические Газоходы конвективных поверхностей нагрева: первый котельный пучок второй котельный пучок экономайзер: стальной чугунный с обшивкой чугунный без обшивки Золоуловители циклонные и батарейные 0,05 0,07 0,1 0,1 0,05 0,1 0,08 0,1 0,2 0,05 Избыточное количество воздуха для каждой поверхности нагрева, м3, вычисляется по зависимости в Vизб V 0 (ср 1). (5.11) Действительный объем водяных паров, м3, VH2O VH02O 0, 0161( ср 1)V 0 . (5.12) Действительный суммарный объем продуктов сгорания, м , определится из выражения 3 0 в Vг VRO VN02 Vизб VH 2O . 2 Далее определяются объемные доли: 50 (5.13) 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора – трехатомных газов rRO2 0 VRO 2 Vг ; (5.14) – водяных паров rH2O VH02O ; Vг – сумма трехатомных газов и водяных паров rп rRO2 rH2O . (5.15) (5.16) При сжигании твердого топлива следует определить дополнительно концентрацию золовых частиц в продуктах сгорания, г/м3, зл (10 Aр a ун ) Vг , (5.17) где Aр – зольность топлива, % (принимается по табл. 5.1–5.3); аун – зола топлива, уносимая газами, подставляемая в долях. Для котлов с камерными топками, работающими на твердом топливе, аун принимается равной 0,95. Для остальных топок аун принимается по табл. 5.6. Таблица 5.6 Расчетные характеристики слоевых топок с пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода Топливо Каменные угли типа: кузнецких марок Г, Д (при Ап = 0,3) донецких марок Г, Д (при Ап = 0,8) сучанского (при Ап = 1,4) Потери теплоты от Доля золы, неполноты горения, % уносимой газами, аун, % химиче- механической q3 ской q4 9 7,5 5 0,5–1 0,5–1 0,5–1 5,5/3 6/3,5 7,5/5,5 51 Котельные установки Окончание табл. 5.6 Доля золы, уносимой газами, аун, % Топливо Бурые угли типа: ирша-бородинского (при Ап = 0,4; Wп = 2,1) артемовского (при Ап = 1,0; Wп = 1,8) харанорского (при Ап = 0,7; Wп = 3,2) подмосковного (при Ап = 2,1; Wп = 3,0) Потери теплоты от неполноты горения, % химической q3 механической q4 12 0,5–1 6/3 8,5 0,5–1 5,5/4 8,5 0,5–1 7/4 5 0,5–1 7,5/5 Примечания: 1. Данные в числителе принимаются для топок, не оборудованных средствами уменьшения уноса золы, знаменатель – для топок с острым дутьем и возвратом уноса. 2. Меньшие значения параметров в представленных интервалах относятся к котельным агрегатам с паропроизводительностью D > 10 т/ч. п п 3. А и W – приведенные характеристики золы и влаги, %/(кДж/кг), определяемые по формулам: Aп 1000 Aр ; Qнр Wп 1000 W р , Qнр где W р – содержание влаги в топливе, %; Qнр – низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг (принимаются по заданию из табл. 5.1–5.3). Результаты расчетов по формулам (5.9) – (5.17) оформляются в виде таблицы, форма которой приведена в табл. 5.7. При этом, в зависимости от расчетной схемы котельного агрегата (рис. 5.1), из данной таблицы могут быть исключены пятый или шестой столбец (ввиду отсутствия в котле соответствующих поверхностей нагрева). 52 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Таблица 5.7 Объемы воздуха и газов, объемные доли трехатомных газов, концентрация золы в продуктах сгорания Номер расчетной формулы 2 5,9 Величина 1 i ср в Vизб , 3 5,10 3 3 м /кг или м /м 3 3 3 VH 2 O , м /кг или м /м 3 3 3 5,11 5,12 Vг , м /кг или м /м 5,13 rRO2 5,14 rH2 O 5,15 rп 5,16 5,17 зл Газоход котла 1-й конв. 2-й конв. ЭконоТопка пучок пучок майзер 3 4 5 6 5.1.3. Расчет энтальпии воздуха и продуктов сгорания Расчет энтальпии производится с использованием данных, полученных в п. 5.1.2 и табл. 5.8. Энтальпию теоретически необходимого количества воздуха при температуре можно определить по формуле, кДж/кг или кДж/м3, I в0 V 0 I в , (5.18) где Iв – энтальпия 1 м3 воздуха в кДж/м3, принимаемая для соответствующей температуры , °С, из табл. 5.8. Энтальпию теоретического объема продуктов сгорания при температуре можно определить по формуле, кДж/кг или кДж/м3, 0 I г0 VRO I RO2 VN02 I N2 VH02O I H2O , 2 (5.19) 53 Котельные установки где I RO2 , I N2 , I H2O – энтальпии 1 м3 трехатомных газов, азота и водяных паров, кДж/м3, принимаемые для соответствующей температуры из табл. 5.8. Таблица 5.8 Энтальпия 1 м3 газов, воздуха (кДж/м3) и 1 кг золы (кДж/кг) , °С 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 I RO2 I N2 I O2 I H2O Iв I зл 170 359 561 774 999 1226 1466 1709 1957 2209 2465 2726 2986 3251 3515 3780 4049 4317 4586 4859 5132 5405 130 261 393 528 666 806 949 1096 1247 1398 1550 1701 1856 2016 2171 2331 2490 2650 2814 2973 3137 3301 132 268 408 553 701 852 1008 1163 1323 1482 1642 1806 1970 2133 2301 2469 2637 2805 2978 3150 3318 3494 151 305 464 628 797 970 1151 1340 1529 1730 1932 2138 2352 2566 2789 3011 3238 3469 3700 3939 4175 4414 133 267 404 543 686 832 982 1134 1285 1440 1600 1760 1919 2083 2247 2411 2574 2738 2906 3074 3242 3410 81 170 264 361 460 562 664 769 878 987 1100 1209 1365 1587 1764 1881 2070 2192 2334 2520 – – Энтальпию избыточного количества воздуха при температуре можно определить по формуле, кДж/кг или кДж/м3, в I изб (ср 1) I в0 , (5.20) где ср – средний коэффициент избытка воздуха, принимаемый из табл. 5.7 для рассчитываемой поверхности нагрева. 54 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Энтальпию теоретического количества золы (при использовании твердого топлива) при температуре можно определить по формуле, кДж/кг, 0 I зл 0, 01 I зл Ар а ун , (5.21) где а ун – доля золы топлива, уносимой газами, подставляемая в процентах; I зл – энтальпия 1 кг золы, принимаемая для соответствующей температуры из табл. 5.8. Энтальпия продуктов сгорания, кДж/кг или кДж/м3, в 0 I I г0 I изб I зл . (5.22) Результаты расчета энтальпии по формулам (5.18) – (5.22) оформляются в виде таблицы, форма которой приведена в табл. 5.9. В случае использования газообразного топлива энтальпия теоретического количества золы не рассчитывается и соответственно шестой столбец из табл. 5.9 исключается. Таблица 5.9 Энтальпия продуктов сгорания I = f(J) , кДж/кг или кДж/м3 Температура в 0 I, Iв0 , Iг0 , Iизб , I зл , Поверхность за поверхноформула стью нагрева формула формула формула формунагрева (5.18) (5.19) (5.20) ла (5.21) (5.22) , oС 1 Верх топочной камеры, фестон т т 2 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 3 4 5 6 7 55 Котельные установки Окончание табл. 5.9 Температура в 0 I, Iв0 , Iг0 , Iизб , I зл , Поверхность за поверхностью нагре- формула формула формула формула формула нагрева (5.22) (5.18) (5.19) (5.20) (5.21) ва , oС 1 1-й конвективный пучок кп1 кп1 2-й конвективный пучок кп2 кп2 Водяной экономайзер эк эк 2 1300 1200 1100 1000 900 800 700 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 600 500 400 300 200 100 3 4 5 6 7 300 200 100 Примечание. В качестве значений т , кп1 , кп2 , эк используются средние значения коэффициентов избытка воздуха (см. табл. 5.7). Значения т , кп1 , кп2 , эк принимаются для соответствующей поверхности нагрева из табл. 5.5. 56 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Ниже представлены интерполяционные формулы общего вида, которые позволят в последующих расчетах, с помощью табл. 5.9, например по известной температуре продуктов сгорания, определять их энтальпию: I x Iм Iб Iм (изв м ), б м (5.23) или, наоборот, по энтальпии продуктов сгорания определять их температуру: I I (5.24) x м изв м (б м ), Iб Iм где Iб , Iм – энтальпии продуктов сгорания, соответствующие большей и меньшей температурам в искомом интервале температур из табл. 5.9; изв – известная температура продуктов сгорания, по значению которой вычисляется энтальпия, °С; м – температура продуктов сгорания, соответствующая меньшей энтальпии в искомом интервале, °С; б – температура продуктов сгорания, соответствующая большей энтальпии в искомом интервале, °С; I изв – энтальпия, по значению которой определяется температура продуктов сгорания. 5.2. Тепловой баланс теплогенератора 5.2.1. Расчет потерь теплоты При работе котельного агрегата вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, передаваемой пару или горячей воде, и на покрытие различных потерь теплоты. Суммарное количество теплоты, поступившее в котельный агрегат, называют располагаемой теплотой и обозна57 Котельные установки чают Qрр . Теплота, покинувшая котельный агрегат, представляет собой сумму полезной теплоты и потерь теплоты, связанных с технологическим процессом. Следовательно, тепловой баланс котельного агрегата на единицу рассчитываемого топлива имеет вид, кДж/кг или кДж/м3, Qрр Q1 Q2 Q3 Q4 Q5 Q6 , или в относительных величинах по отношению к располагаемой теплоте, %, 100 = q1 q2 q3 q4 q5 q6 , где Qрр – располагаемая теплота, кДж/кг или кДж/м3; Q1 , q1 – полезная теплота, передаваемая пару или горячей воде, кДж/кг или кДж/м3, %; Q2, q2 – потери теплоты с уходящими газами, кДж/кг или кДж/м3, %; Q3, q3 – потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, кДж/кг или кДж/м3, %; Q4, q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, кДж/кг или кДж/м3, %; Q5, q5 – потери теплоты от наружного охлаждения котельного агрегата, кДж/кг или кДж/м3, %; Q6, q6 – потери с теплотой удаляемого шлака и от охлаждения панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла, кДж/кг или кДж/м3, %. Прежде чем определять потери теплоты с уходящими из котла газами q2, необходимо задаться их температурой ух, используя табл. 5.10, и выписать это значение. Потеря теплоты с уходящими газами, %, определяется по формуле 0 ( I ух ух I хв )(100 q4 ) (5.25) q2 , Qрр где Iух – энтальпия уходящих газов, определяемая методом интерполяции для принятой температуры уходящих газов с использованием табл. 5.9 и формулы (5.23), кДж/кг или кДж/м3; ух – коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, принима58 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора емый равным среднему значению коэффициента избытка воздуха ср для последней поверхности нагрева котла из табл. 5.7; q4 – потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива, 0 принимаемая по табл. 5.6, 5.11; I хв – энтальпия теоретического объема холодного воздуха, кДж/кг или кДж/м3, определяемая при температуре воздуха, равной 30 °С, по формуле 0 I хв 39,8 V 0 . (5.26) Таблица 5.10 Рекомендуемые значения температур уходящих газов Сжигаемое топливо Каменные и бурые угли при Wп = 0,07 %/(кДж/кг) Wп = 0,1–0,5 %/(кДж/кг) Природный газ Мазут ух, °С 120–130 140–150 120–130 150–160 Потеря теплоты от химической q3 и механической неполноты сгорания q4 для различных топок и топлива принимается по табл. 5.6, 5.11. Таблица 5.11 Расчетные характеристики камерных топок при сжигании газа, мазута и пылевидного топлива Топливо Антрацитовый штыб, полуантрациты Тощие угли Каменные угли Бурые угли и фрезерный торф Потери от неполноты горения, % механической q4 для котлов химической паропроизводительностью D, т/ч q3 25 35 50 75 0 – – – 6–4 0 0–0,5 – 5 – 3 – 2–3 2 1–1,5 0–0,5 3 1,5–2 1–2 0,5–1 59 Котельные установки Окончание табл. 5.11 Потери от неполноты горения, % механической q4 для котлов химической Топливо паропроизводительностью D, т/ч q3 25 35 50 75 Мазут и природный газ 0,5 0 0 0 0 Примечания: 1. Меньшие значения потерь теплоты от механической неполноты горения принимаются при сжигании полуантрацитов и топлива с Ап < 1,4. 2. Большие значения потерь теплоты от химической неполноты горения принимаются для котлов с D < 75 т/ч. Потеря теплоты от наружного охлаждения котла q5 , обусловленная передачей теплоты через обмуровку, в зависимости от тепло- или паропроизводительности котла, может быть определена по рис. 5.2. q5 , % 4 3 2 2 3 1 1 0 2 4 6 8 10 20 30 40 D, т/ч Qк, МВт Рис. 5.2. Потери теплоты от наружного охлаждения котла: 1 – паровой котел паропроизводительностью D; 2 – паровой котел с хвостовыми поверхностями нагрева (экономайзер, воздухоподогреватель) паропроизводительностью D; 3 – водогрейный котел теплопроизводительностью Qк 60 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Потеря теплоты со шлаком и от охлаждения балок и панелей топки, не включенных в циркуляционный контур котла q6 , %, может быть определена по формулам: q6 q6,шл q6,охл ; (5.27) q6,шл (1 a ун ) I зл Ар q6,охл Qрр ; 115, 6 Н охл , Qк (5.28) где I зл – энтальпия золы, кДж/кг, определяемая по табл. 5.8 для температуры золы (шлака), равной 600 °С (при сухом шлакозолоудалении); Н охл – лучевоспринимающая поверхность балок и панелей, м2; Qк – полезная тепловая мощность парового или водогрейного котла, кВт, определяемая по формулам: – для парового котла Qк D (iп iпв 0, 01 d пр (iкв iпв )); – для водогрейного котла Qк G(iгв iхв ), (5.29) (5.30) где D – расход выработанного пара, кг/с; G – расход воды через водогрейный котел, кг/с; d пр – процент непрерывной продувки котла, %; iп , iпв , iкв – энтальпия вырабатываемого пара, питательной воды на входе в водяной экономайзер и кипящей воды в барабане котла, кДж/кг (принимаются по прил. 1 по давлению в котле); iгв , iхв – энтальпия горячей и холодной воды (на выходе и входе в котел), кДж/кг. Энтальпии горячей и холодной воды, кДж/кг, могут быть найдены по формулам: 61 Котельные установки iгв 4,19 t гв ; iхв 4,19 tхв , (5.31) где tгв , tхв – температура воды на выходе и входе в котел, °С (принимается из п. 4.1, 4.2). 5.2.2. Расчет КПД котельного агрегата и расхода топлива Коэффициент полезного действия котла по выработанной теплоте, называемый КПД-брутто, может быть определен по уравнению обратного теплового баланса, %: к 100 (q2 q3 q4 q5 q6 ). (5.32) Расход натурального топлива, подаваемого в топку котла, кг/с или м3/с, рассчитывается по формуле 100 Q B р к. (5.33) Qр ηк Расчетный расход топлива определяется по формулам: – для твердого топлива, кг/с, q Bр B(1 4 ); (5.34) 100 – для газа и мазута, кг/м3, Bр B. В последующих расчетах для определения объемов и количества тепла используется величина Bр (для котлов, работающих на твердом топливе). Для последующих расчетов необходимо определить коэффициент сохранения теплоты, которым учитываются доли потери теплоты, отдаваемой газами в газоходах котла: q5 (5.35) 1 . к q5 62 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора 5.3. Тепловой расчет топочной камеры Целью поверочного теплового расчета топочной камеры является определение температуры газов на выходе из топки т . Расчет этой температуры производится методом последовательного приближения, когда в начале расчета температура газов на выходе из топки задается ориентировочно. Затем, после окончания расчета, сравнивают полученное значение температуры с изначально заданным. В зависимости от того, насколько данные температуры отличаются друг от друга, расчет или считается законченным, или производится заново. 5.3.1. Определение геометрических характеристик топочной камеры Перед началом расчета топки по чертежам и техническим характеристикам котла, приведенным выше, необходимо определить: объем топки, площади поверхности стен топочной камеры и площади лучевоспринимающих поверхностей нагрева (экранов), а также конструктивные характеристики труб экранов (диаметр труб и их высота, расстояние между осями труб и их числом в экране). Под экраном (лучевоспринимающей поверхностью) понимается поверхность топочной камеры, вдоль которой расположены трубы с водой, т. е. стена топочной камеры экранируется данными трубами. Всего в топочной камере шесть поверхностей (рис. 5.3): фронтальная, задняя, правая боковая, левая боковая, сводовая поверхность (или свод – потолок топки) и подовая поверхность (или под – пол топки). В зависимости от типа котельного агрегата не все поверхности топки котла могут быть экранированы. Таким образом, на первом этапе необходимо определить, какие поверхности то63 Котельные установки почной камеры экранированы (см. п. 3, 4) и сколько этих поверхностей. 2 4 3 c b 1 а Рис. 5.3. Расчетная схема топочной камеры котла: 1 – фронтальная поверхность топки; 2 – задняя поверхность топки; 3 – правая боковая поверхность топки; 4 – левая боковая поверхность топки; а – ширина топки; b – глубина топки; с – высота топки Далее, используя расчетную схему (рис. 5.3) и технические характеристики котла, необходимо определить площадь каждой лучевоспринимающей поверхности, м2: Fэк bэк lэк , (5.36) где bэк – расстояние между осями крайних труб данного экрана, м; lэк – освещенная длина экранных труб, м. Затем вычисляется средний коэффициент тепловой эффективности экранов топочной камеры ср . При этом необходимо учесть, что в формулу подставляются данные только для тех поверхностей топочной камеры, которые экранированы. Таким образом, если в топочной камере экранированы все шесть поверх64 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора ностей, то в формуле должно быть шесть слагаемых. Если какаято поверхность топки не экранирована, то соответствующее слагаемое из формулы исключается. фр фр Fфр з з Fз пр.б пр.б Fпр.б ср Fст Fст Fст л.б л.б Fл.б св св Fсв п п Fп , Fст Fст Fст (5.37) где Fфр , Fз , Fпр.б , Fл.б , Fсв , Fп – площади фронтальной, задней, правой боковой, левой боковой, сводовой и подовой лучевоспринимающих поверхностей, соответственно, м2, определяемые по формуле (5.36); Fст – площадь поверхности стен топочной камеры (см. п. 3, 4); фр , з , пр.б , л.б , св , п – коэффициенты, учитывающие снижение тепловосприятия фронтальной, задней, правой боковой, левой боковой, сводовой и подовой лучевоспринимающих поверхностей, соответственно (вследствие их загрязнения наружными отложениями) определяемые по табл. 5.12; фр , з , пр.б , л.б , св , п – угловые коэффициенты фронтальной, задней, правой боковой, левой боковой, сводовой и подовой лучевоспринимающих поверхностей, соответственно определяемые по рис. 5.4. Таблица 5.12 Коэффициент загрязнения топочных экранов Экраны Открытые гладкотрубные и плавниковые настенные Тип топки Камерная Слоевая Топливо Газообразное Мазут Антрацит, тощие угли, каменные и бурые угли, фрезерный торф Сланцы Все виды топлива Значение ξ эк, i 0,65 0,55 0,45 0,25 0,60 65 Котельные установки Окончание табл. 5.12 Экраны Закрытые огнеупорным кирпичом Тип топки Камерная, слоевая Топливо Значение ξ эк, i Любое 0,10 эк 0,9 0,8 0,7 0,6 1 2 0,5 3 0,4 4 0,3 1 2 3 4 5 6 Sэк/dэк Рис. 5.4. Угловой коэффициент однорядного гладкотрубного экрана: 1 – /dэк 1,4; 2 – /dэк = 0,8; 3 – /dэк = 0,5; 4 – /dэк = 0; Sэк – шаг труб в экране Тепловое напряжение топочного объема, кВт/м3, qv Qрр Bр Vт , где Vт – объем топочной камеры, м3 (см. п. 3, 4). 66 (5.38) 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора 5.3.2. Поверочный тепловой расчет топочной камеры Полезное тепловыделение в топочной камере на единицу количества топлива, кДж/кг или кДж/м3, Qт Qрр 100 q3 q4 q6 Qв Qв.вн , 100 q4 (5.39) где Qв.вн – теплота, внесенная в котельный агрегат с воздухом (учитывается только при подогреве его вне агрегата, например в калорифере); Qв – теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/кг или кДж/м3, определяемая для котлов без воздухоподогревателей по формуле 0 Qв т I хв . (5.40) Эффективная толщина излучающего слоя газа в топочной камере, м, V S т 3, 6 т . (5.41) Fст Далее необходимо задать температуру газов на выходе из топки т . Для промышленных и водогрейных котлов рекомендуется предварительно принимать эту температуру при сжигании природного газа 1050–1100 °С, мазута 1000–1050 °С, твердого топлива 850–950 °С. Затем определяют коэффициент поглощения лучей газовой фазой продуктов сгорания, (м∙МПа)–1: kг ( 7,8 16 rН2O 3,16 P rп S т 1)(1 0,37 (т 273) ), 1000 (5.42) где Р – давление в топочной камере котельного агрегата (для котлов, работающих без наддува типа ДЕ, КЕ, КВ и др., принимается Р = 0,1 МПа). 67 Котельные установки Коэффициент поглощения лучей сажистыми частицами, (м∙МПа)–1, Cр kс 0,3(2 т )[0, 0016(т 273) 0,5]( р ), (5.43) H где т – средний коэффициент избытка воздуха в топочной камере (см. табл. 5.9). При сжигании природного газа в формуле (5.43) необходимо m Cр вместо величины ( р ) подставить произведение 0,12 Cm H n . H n Коэффициент поглощения лучей частицами золы 5,8 kзл . (5.44) 3 ( 273)2 т Далее необходимо по табл. 5.13 принять значение коэффициента поглощения лучей частицами кокса. Таблица 5.13 Коэффициент поглощения лучей частицами кокса Тип топлива Антрацит, полуантрациты, тощий уголь Каменный уголь, бурый уголь, сланцы, торф Тип топки Камерная Слоевая Камерная Слоевая Значение kк 1,0 0,3 0,5 0,15 Коэффициент поглощения топочной среды, (м∙МПа)–1, рассчитывается по формулам: – для жидкого и газообразного топлива k kг rп kс ; (5.45) – для твердого топлива k kг rп kк kзл зл . 68 (5.46) 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Степень черноты факела определяется по формулам: – для твердого топлива aф 1 е kPSт ; (5.47) – для жидкого и газообразного топлива (5.48) aф b aсв (1 b) aг , где b – коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненного светящейся частью факела, принимается по табл. 5.14; aсв , aг – степень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов, определяемая по формулам: aсв 1 е( kг rп kс ) PSт ; (5.49) aг 1 е kг PSт . (5.50) Таблица 5.14 Доля топочного объема, заполненная светящейся частью факела Вид сжигаемого топлива Газ Мазут Величина qv Значение b qv ≤ 400 0,1 qv 1000 0,6 qv ≤ 400 0,55 qv 1000 1,0 Степень черноты топочной камеры при сжигании топлива: – для газообразного, жидкого и твердого топлива при сжигании в камерных топках aт aф aф (1 aф )ср ; (5.51) 69 Котельные установки – для твердого топлива в слоевых топках aф (1 aф ) aт Fзг Fст F 1 (1 aф )(1 ср )(1 зг ) Fст , (5.52) где Fзг – площадь зеркала горения, м2 (см. п. 3, 4). Определяется относительное положение максимума температуры пламени по высоте топки: xт hг Н т , (5.53) где hг – расстояние от пода топки до оси горелки, м; Н т – высота топочной камеры, м (данные определяются по чертежам). Для слоевых топок при сжигании топлива в тонком слое (топки с пневмомеханическими забрасывателями) принимается xт = 0, при сжигании топлива в толстом слое xт = 0,14. Для котлов КЕ и ДЕ, имеющих низкую компоновку и топки с горизонтальным развитием, рекомендуется принимать xт = 0,3. Вычисляется параметр M, характеризующий положение максимальной температуры пламени факела по высоте топки: – при сжигании газа и жидкого топлива М 0, 54 0, 2 xт ; (5.54) – при слоевом сжигании всех видов топлива и камерном сжигании высокореакционного топлива М 0,59 0,5 xт ; (5.55) – при камерном сжигании малореакционного твердого топлива (антрацит, полуантрацит, тощий уголь), а также каменных углей с повышенной зольностью (типа экибастузского) 70 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора М 0,56 0,5 xт . (5.56) Примечание. Максимальное значение M для камерных топок не должно превышать 0,5. Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на расчетную единицу сжигаемого топлива, кДж/(кг∙К) или кДж/(м3∙К), рассчитывается по формуле CVср Qт I т , а т (5.57) где а – теоретическая (адиабатная) температура горения топлива, С, определяемая методом интерполяции с использованием табл. 5.9 по значению Qт , приравненному к энтальпии продуктов сгорания I; т – предварительно принятая температура газов на выходе из топки, С; I т – энтальпия продуктов сгорания, определяемая методом интерполяции по табл. 5.9, для температуры т . Вычисляют расчетную температуру продуктов сгорания на выходе из топочной камеры т.р , оС: (а 273) т.р М[ 5, 67 ср Fст aт (а 273)3 1011 Bр CVср 273. 0,6 ] (5.58) 1 Полученная температура т.р сравнивается с температурой т , принятой ранее. Если расхождение между ними не будет превышать 100 °С, то расчет топочной камеры считается законченным. В противном случае необходимо задаться новым значением температуры газов на выходе из топки т.р и весь расчет топочной камеры, начиная с формулы (5.42), повторить. 71 Котельные установки После выполнения последнего условия следует определить общее тепловосприятие излучением экранными поверхностями нагрева в топочной камере, кДж/кг или кДж/м3: Qтл (Qт I т), (5.59) где I т – энтальпия продуктов сгорания на выходе из топочной камеры, кДж/кг или кДж/м3, определяемая методом интерполяции по табл. 5.9, для температуры газов т.р , рассчитанной по формуле (5.58). 5.4. Расчет конвективных поверхностей нагрева 5.4.1. Расчет конвективных пучков котла Перед началом расчета конвективного пучка по чертежам и техническим характеристикам, приведенным выше, необходимо определить следующие конструктивные характеристики: площадь поверхности нагрева; поперечный шаг труб S1 (в поперечном направлении по отношению к потоку, рис. 5.5); продольный шаг труб S2 (в продольном направлении по отношению к потоку, рис. 5.5); диаметр труб d; число труб, расположенных поперек хода газов, n1; число труб, расположенных по ходу газов, n2; площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания. Определяется относительный поперечный 1 и относительный продольный 2 шаг труб: S1 S ; 2 2 . (5.60) d d Площадь живого сечения, м 2, для прохода продуктов сгорания (5.61) Fп.с Вп.с lср n1 d lср , 1 72 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора где Вп.с – ширина проходного сечения, м; lср – длина проходного сечения, м; n1 – число труб в поперечном сечении газохода. S1 n2 lср Продукты сгорания Bп.с S2 d Рис. 5.5. Расчетная схема конвективного пучка: Bп.с – ширина проходного сечения; lср – средняя длина проходного сечения Далее необходимо ориентировочно задаться двумя значениями температур на выходе из данной поверхности нагрева – 1, 2 . Разница между этими температурами может быть любая, но для удобства и простоты расчетов эту разницу обычно принимают в 100 или 50 °С. В дальнейшем весь расчет конвективного пучка ведется для этих двух заданных температур, т. е. одновременно ведется два расчета. При этом температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева принимается равной температуре газов на выходе из предыдущей поверхности нагрева. Таким образом, температура продуктов сгорания на входе в первый конвективный пучок равна температуре газов на выходе из топки т.р ( т.р ). Определяются средние температуры продуктов сгорания для конвективной поверхности нагрева, °С: 73 Котельные установки 1,ср 0,5( 1); 2,ср 0,5( 2 ), (5.62) где – температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, С. Средние скорости движения продуктов сгорания, м/с, в проходном сечении конвективной поверхности нагрева равны: w1 Bр Vг (1,ср 273) 273 Fп.с ; w2 Bр Vг (2,ср 273) 273 Fп.с , (5.63) где Vг полный объем продуктов сгорания для рассчитываемой поверхности нагрева, м3/кг или м3/м3, принимаемый из табл. 5.7; Bр расчетный расход топлива, кг/с или м3/с, см. формулу (5.34). Определяются коэффициенты теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/(м2∙С): α1,к α1,н cs cф cn2 ; α2,к α 2,н cs cф cn2 , (5.64) где 1,н, 2,н коэффициенты теплоотдачи, определяемые по номограмме: при поперечном омывании коридорных пучков – по рис. 5.6; при поперечном омывании шахматных пучков – по рис. 5.7; cs поправочный коэффициент на компоновку пучка определяется: при поперечном омывании коридорных пучков – по рис. 5.6; при поперечном омывании шахматных пучков – по рис. 5.7; cф коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока, определяется: при поперечном омывании коридорных пучков – по рис. 5.6; при поперечном омывании шахматных пучков – по рис. 5.7; cn2 поправочный коэффициент на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, он определяется: при поперечном омывании коридорных пучков – по рис. 5.6; при поперечном омывании шахматных пучков – по рис. 5.7. 74 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора αн , Вт м 160 С 29 2 130 120 25 110 20 18 100 90 16 14 80 12 70 32 30 d = 10 мм 60 50 70 90 80 100 d = 120 мм 40 0 2 4 6 cn2 8 14 w, м/с 16 cs 1,0 1,8 1,6 0,9 1 = 3,0 2,0 0,8 0,95 2 4 6 8 n2 0,6 cф 1,0 0,9 0,8 0,7 2,2 1 1,2 rH2O = 0,25 0,2 Воздух 0 200 400 600 2,8 2,6 2,4 0,7 0,9 12 10 40 50 60 1,4 2 0,15 0,1 0,05 800 1000 1,6 0,02 ср, С Рис. 5.6. Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании гладкотрубного коридорного пучка 75 Котельные установки Рис. 5.7. Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании гладкотрубного шахматного пучка 76 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Рассчитывается температура наружной поверхности загрязнений на трубах, °С: tз t t , (5.65) где t tкв для паровых котлов (температура воды, °С, определяемая по давлению в котле по прил. 1); t 0,5(tгв t хв ) для водогрейных котлов, °С (см. формулу (5.31)); t перепад температуры в слое загрязнений, °С (при сжигании твердого и жидкого топлива можно принимать t = 60 °С, при сжигании газа t = 25 °С). Вычисляется толщина излучающего слоя, м, для гладкотрубных пучков: 4 S1 S2 Sкп 0, 9 d ( 1). (5.66) d 2 Далее для обеих средних температур продуктов сгорания в конвективной поверхности нагрева 1,ср и 2,ср необходимо заново рассчитать формулы (5.42) – (5.50), при этом все данные в формулы подставляются для конвективного пучка: kг.кп ( 7,8 16 rН 2O 3,16 P rп Sкп 1)(1 0,37 (ср 273) ); (5.67) Cр ). Hр (5.68) 1000 kс.кп 0,3(2 кп )[0, 0016(ср 273) 0,5]( При сжигании природного газа в формуле (5.68) необходимо вместо величины ( Cр H р ) подставить произведение 0,12 kзл.кп 5,8 3 (ср 273) 2 . m n Cm Hn : (5.69) 77 Котельные установки Для жидкого и газообразного топлива kкп kг.кп rп kс.кп ; (5.70) – для твердого топлива kкп kг.кп rп kк kзл.кп зл ; (5.71) – для твердого топлива aф.кп 1 еkкп PSкп ; (5.72) – для жидкого и газообразного топлива: aф.кп b aсв.кп (1 b) aг.кп ; (5.73) aсв.кп 1 е( kг.кп rп kс.кп ) PSкп ; (5.74) aг.кп 1 е kг.кп PSкп . (5.75) Вычисляется коэффициент теплоотдачи излучением от продуктов сгорания к поверхности труб, Вт/(м2∙С): – для запыленного потока (при сжигании твердого топлива) 1,л = 1,лн aф.кп ; 2,л = 2,лн aф.кп ; (5.76) – для незапыленного потока (при сжигании жидкого и газообразного топлива) 1,л = 1,лн aф.кп сг.кп ; 2,л = 2,лн aф.кп сг.кп , (5.77) где лн коэффициент теплоотдачи излучением, определяемый по рис. 5.8; сг.кп коэффициент, определяемый по рис. 5.8. Рассчитывают коэффициент теплопередачи для конвективной поверхности нагрева, Вт/(м2∙°С): k1 1 ( 1,к 1,л ); 78 k 2 2 ( 2,к 2,л ), (5.78) 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора где коэффициент, учитывающий неравномерность омывания продуктами сгорания конвективной поверхности нагрева (для поперечно омываемых пучков труб = 1, для сложно омываемых = 0,95); 1 коэффициент тепловой эффективности, определяемый по табл. 5.15. ср , °С 400 600 600 700 t ç =100 ºС 800 200 800 1000 300 400 1000 1200 сг 900 500 t ç =100 ºС 200 300 400 500 600 1,0 1400 0,95 1600 800 700 0,9 200 400 600 800 1000 1800 30 900 ср, °С ºС 50 70 90 110 130 150 170 200 250 300 350 лн, Вт/(м2∙С) Рис. 5.8. Коэффициент теплоотдачи излучением Далее необходимо найти температурный напор для конвективной поверхности, т. е. усредненную по всей поверхности 79 Котельные установки нагрева разность температур греющей и обогреваемой сред. Температурный напор зависит от взаимного направления движения сред (прямоток, противоток, перекрестный ток и т. д.). Таблица 5.15 Коэффициент тепловой эффективности для конвективных поверхностей нагрева котлов Поверхность нагрева При сжигании газа Первые ступени экономайзеров и одноступенчатые экономайзеры при температуре продуктов сгорания на входе менее или равной 400 °С Вторые ступени экономайзеров, пароперегреватели и другие конвективные поверхности нагрева при температуре продуктов сгорания более 400 °С При сжигании мазута Первые и вторые ступени экономайзеров с очисткой поверхности нагрева дробью при скорости газов: w = 4–12 м/с w = 12–20 м/с Пароперегреватели в конвективной шахте с очисткой дробью, в горизонтальных газоходах без очистки: котельные пучки котлов малой мощности, фестоны при скорости газов: w = 4–12 м/с w = 12–20 м/с Экономайзеры котлов малой мощности при температуре воды на входе в котел ниже 100 °С При сжигании твердого топлива Развитые котельные пучки котлов малой мощности, конвективные пароперегреватели и экономайзеры с коридорным расположением труб при сжигании: АШ, тощие угли, бурые угли Канско-Ачинского месторождения, фрезерный торф, древесина каменные, бурые угли (кроме подмосковных и КанскоАчинских), промпродукты каменных углей подмосковный уголь сланцы 80 Значение 0,9 0,85 0,7–0,65 0,65–0,6 0,65–0,6 0,6 0,55–0,5 0,6 0,65 0,7 0,5 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Далее необходимо найти температурный напор для конвективной поверхности, т. е. усредненную по всей поверхности нагрева разность температур греющей и обогреваемой сред. Температурный напор зависит от взаимного направления движения сред (прямоток, противоток, перекрестный ток и т. д.). Для правильного выбора схемы тока теплоносителей в конвективной поверхности нагрева котельного агрегата необходимо детально изучить его конструкцию (см. п. 3, 4). Схема включения, при которой обе среды на всем пути движутся параллельно и навстречу друг другу, называется противоточной, а в одну сторону – прямоточной. Температурный напор для этих схем определяется как среднелогарифмическая разность температур: t tм tпр б , (5.79) tб ln tм где tб – разность температур сред на том конце поверхности нагрева, где она больше, °С; tм – разность температур сред на другом конце поверхности нагрева, °С. Для нахождения этих разностей температур tб и tм необходимо вычертить расчетную схему движения теплоносителей для рассчитываемой поверхности нагрева (рис. 5.9), обозначить имеющиеся температуры теплоносителей и проставить их значения. Тогда по разности температур на концах схемы (входе и выходе из теплообменника) можно рассчитать разности температур. Так, например, при = 900 С; 1 = 500 С; 2 = 400 С; t = 70 С; t = 150 С, разности температур tб и tм высчитываются следующим образом: t 900 150 750 С = tб ; 81 Котельные установки 1 t 500 70 430 С = tм1; 2 t 400 70 330 С = tм2 . Далее по формуле (5.79) высчитываются температурные напоры tпр1 и tпр2 . t Продукты сгорания Нагреваемая среда 1 t t Продукты сгорания 2 t Нагреваемая среда Рис. 5.9. Схема определения температурных напоров при противоточном движении теплоносителей: – температура продуктов сгорания на входе в теплообменник; 1 – первая заданная температура продуктов сгорания на выходе из теплообменника; 2 – вторая заданная температура продуктов сгорания на выходе из теплообменника; t – температура воды на входе в теплообменник; t – температура воды на выходе из теплообменника В данной работе при расчете температурного напора можно принимать следующие значения температур по пароводяному тракту котла: – для водогрейных котлов: t = 70 С; t = 150 С; – для паровых котлов: t = 140 С; t = 195,04 С. Для схем, отличных от чистого прямотока или противотока, температурный напор, °С, определяется по формуле t tпр , (5.80) где – коэффициент пересчета от противоточной схемы к более сложной, определяемый по номограмме (рис. 5.11). 82 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Возможные схемы перекрестного тока теплоносителей представлены на рис. 5.10. t а t t t t t t t б в г Рис. 5.10. Схемы перекрестного тока с разным числом перекрестов: а – однократный перекрест; б – двукратный; в – трехкратный; г – четырехкратный Для работы с номограммой (рис. 5.11) необходимо высчитать следующие параметры: м б P ; (5.81) R , t м где б – полная разница температур на входе и на выходе из теплообменника той среды, у которой она больше, С (т. е. разница или t t ) ; м – полная разница температур на входе и выходе из теплообменника той среды, у которой она меньше, С. Таким образом, если в конвективном пучке котельного агрегата схема движения теплоносителей перекрестная, то вам необходимо: 1) вычертить расчетную схему движения теплоносителей и проставить значения температур на концах теплообменника (см. рис. 5.9); 2) рассчитать разности температур tб , tм1 , tм2 ; 3) рассчитать температурный напор tпр1 и tпр2 по формуле (5.79); 83 Котельные установки 4) по формуле (5.81) определить параметры Р1, Р2 и R1, R2; 5) по номограмме (рис. 5.11) определить значения коэффициентов пересчета 1 и 2; 6) рассчитать температурный напор по формуле (5.80). Рис. 5.11. Номограмма для определения температурного напора при перекрестном токе: 1 – однократный перекрест; 2 – двукратный; 3 – трехкратный; 4 – четырехкратный 84 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Далее для обеих заданных температур продуктов сгорания на выходе из данной поверхности нагрева 1, 2 рассчитывается уравнение теплового баланса, кДж/кг или кДж/м3: 0 Qб ( I I кп I хв ), (5.82) где – коэффициент сохранения теплоты (см. формулу (5.35); I , I энтальпии продуктов сгорания на входе и на выходе из конвективной поверхности, кДж/кг или кДж/м3, определяемые методом интерполяции с использованием формулы (5.23) и табл. 5.9; кп величина присоса воздуха в рассчитываемую конвектив0 ную поверхность, принимаемая из табл. 5.9; I хв энтальпия присасываемого в конвективную поверхность холодного воздуха, кДж/кг или кДж/м3 (см. формулу (5.26)). Рассчитывается уравнение теплопередачи, кДж/кг или кДж/м3: k F t Qтп , (5.83) 1000 Bр где k коэффициент теплопередачи для конвективной поверхности, Вт/(м2∙°С); F расчетная площадь поверхности нагрева, м2 (см. п. 3, 4); t среднелогарифмический температурный напор, °С; Bр расчетный расход топлива, кг/с. С использованием заданных ранее температур 1, 2 и полученных значений Qтп1, Qтп2 и Qб1, Qб2 строится график (рис. 5.12) для определения температуры продуктов сгорания после конвективной поверхности нагрева. График строится на миллиметровой бумаге формата А4. При построении необходимо выбрать такой масштаб, чтобы все значения Qтп1, Qтп2 и Qб1, Qб2 расположились на оси ординат. Значения заданных температур 1, 2 откладываются по оси 85 Котельные установки абсцисс. Возможные варианты (а или б) пересечения линий представлены на рис. 5.12. Q, кДж/кг; кДж/м3 Qтп1 Q, кДж/кг; кДж/м3 Qб2 Qтп1 Qтп2 Qб1 Qтп2 Qб2 Qб1 а 1 р 2 , С б 1 2 р , С Рис. 5.12. Варианты (а и б) графического определения расчетной температуры продуктов сгорания р на выходе из поверхности нагрева котла Точка пересечения прямых указывает температуру продуктов р , которую следовало бы принимать при расчете. Если полученное значение р отличается от одного из ранее принятых значений температур 1, 2 не более чем на 50 °С, то для завершения расчетов следует с использованием р уточнить t и затем пересчитать Qтп , приняв коэффициент теплопередачи для случая, когда найденная температура продуктов сгорания р отличается от ранее принятой не более чем на 50 °С. Если полученное значение р отличается от какого-либо из ранее принятых значений 1 и 2 более чем на 50 °С, то необходимо для одной температуры р , начиная с формулы (5.62), заново повторить расчеты. При этом вместо предвари86 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора тельно принятой температуры 1 в формулу (5.62) подставляется полученное значение р . 5.4.2. Расчет чугунных экономайзеров В промышленных и отопительных котлах с давлением пара до 2,5 МПа обычно применяют чугунные экономайзеры с трубами системы ВТИ. Характеристики таких труб приведены в табл. 5.16. Таблица 5.16 Конструктивные характеристики чугунных труб системы ВТИ Характеристика одной трубы Площадь поверхности нагрева с газовой стороны F1, м2 Площадь проходного сечения для продуктов сгорания fпр,1, м2 Длина трубы, м 2,0 3,0 2,95 4,49 0,120 0,184 С учетом заданной вначале расчета температуры уходящих из котла продуктов сгорания ух (см. табл. 5.10) определяют количество теплоты Qэк , передаваемой от продуктов сгорания к нагреваемой воде, по формуле, кДж/кг или кДж/м3: 0 I ух эк I хв Qб,эк ( I эк ), (5.84) энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, где I эк определяемая методом интерполяции по температуре газов на выходе из предыдущей поверхности нагрева, кДж/кг или кДж/м3; I ух энтальпия продуктов сгорания на выходе из экономайзера (см. формулу (5.25)), кДж/кг или кДж/м3; эк присосы воздуха в экономайзере (см. табл. 5.9); коэффициент сохранения теплоты (см. формулу (5.35)). 87 Котельные установки Энтальпия воды на выходе из экономайзера, кДж/кг, B Q р б,эк iпв , iэк (5.85) D Dпр где Dпр расход продувочной воды, удаляемой из котла, кг/с, определяемый по формуле dпр (5.86) Dпр D . 100 Температура нагретой в экономайзере воды, °С, может быть вычислена по формуле i эк . tэк (5.87) 4,19 При проектировании чугунных экономайзеров число труб в ряду выбирается с таким расчетом, чтобы скорость продуктов сгорания wг.эк была в пределах от 6 до 9 м/с. Таким образом, необходимо задаться экономически выгодной скоростью газов в экономайзере wг.эк и определить площадь его проходного сечения, м2: (эк ух ) Bр Vг [ 273] 2 (5.88) f пр,эк , 273 wг.эк где эк температура продуктов сгорания на входе в экономайзер, С. Определяют предварительное число труб в поперечном сечении экономайзера, чтобы выдержать в нем экономически выгодную скорость движения продуктов сгорания: f пр,эк n1,п , (5.89) f пр,1 88 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора где fпр,1 площадь проходного сечения для продуктов сгорания, м2, принимаемая из табл. 5.17 (длина трубы выбирается исходя из конструктивных соображений). При компоновке труб экономайзера их число в поперечном ряду экономайзера n1 должно быть не менее 3 и не более 10. Исходя из этого условия, полученное в формуле (5.89) значение n1,п округляют до целого числа n1,эк в большую или меньшую сторону. Затем уточняют скорость движения продуктов сгорания через экономайзер, которая должна находиться в пределах 6–9 м/с: (эк ух ) Bр Vг [ 273] 2 (5.90) wг,эк . 273 n1,эк f пр,1 Определяют коэффициент теплопередачи для всего экономайзера kэк, Вт/(м2∙К), по формуле kэк kн С , (5.91) где kн и С определяют по рис. 5.13 и 5.14. kн , Вт/(м ∙К) 2 15 10 5 4 5 6 7 8 9 wг.эк , м/с Рис. 5.13. Коэффициент теплопередачи для чугунного экономайзера из труб системы ВТИ 89 Котельные установки С 1,05 1,0 0,95 0,9 100 200 300 400 ср.эк , С 500 Рис. 5.14. Поправочный коэффициент на среднюю температуру газов в экономайзере: ср.эк эк ух 2 Температурный напор между теплоносителями для водяного экономайзера t эк определяется таким же образом, как и для конвективных пучков (см. формулы (5.79) – (5.81)). Площадь поверхности теплообмена экономайзера, м2, определится по формуле 1000 Qб,эк Bр Fэк . (5.92) k эк tэк По полученной величине поверхности теплообмена по табл. 5.17 подбирается тип экономайзера. Таблица 5.17 Характеристики чугунных экономайзеров Параметры Поверхность нагрева, м2 Длина экономайзерной трубы, м 90 ЭБ2-94 Тип экономайзера ЭБ2-142 ЭБ2-200 ЭБ2-236 94,4 141,6 201,6 236,0 2 2 2 2 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Продолжение табл. 5.17 Параметры Минимальная температура воды на входе и выходе из экономайзера, С Номинальный расход воды, т/ч Масса, кг Длина, мм Ширина, мм Высота, мм Рекомендуемые типы котлов ЭБ2-94 Тип экономайзера ЭБ2-142 ЭБ2-200 ЭБ2-236 100/140 100/140 100/140 100/140 4,4 7,15 7,15 11,0 5290 Габариты 2530 1180 1970 7200 8250 2530 1485 1970 2530 1785 1970 4000 2530 870 1970 КЕВ-4-14 ДЕ-10-14(24; ДЕ-10-14(24) КЕВ-2,5-14 УСШ-2,5-14СП КЕВ-6,5-14 КЕВ-6,5-14 КЕ-2,5-14 КЕ-4-14 КЕ-6,5-14(24) КЕ-6,5-14(24) ДКВр-2,5-13 ДКВр-4-13 ДКВр-6,5ДКВр-6,5ДЕ-4-14 ДЕ-6,5-14 13(23) 13(23) ДЕВ-4-14 ДЕВ-6,5-14 ДЕВ-10-14 ДЕВ-10-14 Продолжение табл. 5.17 Параметры Поверхность нагрева, м2 Длина экономайзерной трубы, м Минимальная температура воды на входе и выходе из экономайзера, С Номинальный расход воды, т/ч ЭБ1-300 Тип экономайзера ЭБ-330 ЭБ1-646 ЭБ2-808 302,4 330,4 646,0 808,0 2 2 3 3 100/140 100/140 100/170 100/160 11,0 17,6 27,5 27,5 91 Котельные установки Окончание табл. 5.17 Параметры Масса, кг Тип экономайзера ЭБ1-300 ЭБ-330 ЭБ1-646 ЭБ2-808 10650 11420 19750 24700 Габариты Длина, мм 2530 2530 3530 3530 Ширина, мм 1178 1328 1620 1620 Высота, мм 3675 3525 3518 4135 КЕВ-10-14 ДКВр-1013(23) КЕ-10-14(24) ДЕ-16-14(24) КЕВ-10-14 ДКВр-1013(23) КЕ-10-14(24; ДЕ-16-14(24) ДКВр-2013(23) КЕВ-25-14 КЕ-25-14(24) ДКВр-2013(23) ДЕ-25-14 (15; 24) Рекомендуемые типы котлов На этом расчет экономайзера считается законченным. 5.4.3. Расчет невязки теплового баланса котла При тепловом расчете водогрейного котла, после расчета последней конвективной поверхности нагрева, необходимо добиться выполнения условия, чтобы принятая из табл. 5.10 температура уходящих газов ух отличалась от найденной по графику температуры продуктов сгорания на выходе из последней конвективной поверхности нагрева р не более чем на 10 °С. Если различие составит более 10 °С, то необходимо найденную температуру р приравнять к ух и начиная с формулы (5.25) провести новые уточняющие расчеты поверхностей нагрева и котла в целом. При тепловом расчете парового котла после расчета экономайзера необходимо определить невязку теплового баланса котельного агрегата, кДж/кг или кДж/м3, по формуле 92 5. Поверочный тепловой расчет теплогенератора Q Qрр к q (Qтл Qкп1 Qкп2 Qб,эк )(1 4 ), 100 100 (5.93) где Qкп1 , Qкп2 количество тепла, воспринятое в 1-м и 2-м конвективных поверхностях нагрева котла, кДж/кг или кДж/м 3 (в формулу подставляются значения, найденные из уравнения баланса). При правильном расчете котельного агрегата невязка не должна превышать 0,5 % от Qрр , т. е. Q 100 р 0,5 %. Qр 93 6. ОТОПИТЕЛЬНЫЕ КОТЕЛЬНЫЕ С ВОДОГРЕЙНЫМИ КОТЕЛЬНЫМИ АГРЕГАТАМИ 6.1. Закрытая система теплоснабжения Принципиальная тепловая схема отопительной котельной с водогрейными котлами для закрытой системы теплоснабжения представлена на рис. 6.1. Вода из водопровода насосом исходной воды НИ подается в теплообменник ТО1, где нагревается до 25–35 С и поступает на химическую очистку ХВО. Указанный диапазон температур исключает конденсацию водяных паров из воздуха на внешней поверхности трубопроводов и оборудования водоподготовки и обеспечивает стабильную работу катионита. В процессе химводоочистки из воды удаляются накипеобразующие соли жесткости кальция и магния, а температура воды при этом снижается на 2–3 С. Умягченная вода нагревается в теплообменнике ТО2 до температуры 60–65 С и подается в колонку вакуумного деаэратора ВД, в баке которого собирается деаэрированная вода, где она дополнительно нагревается до 70 С горячей водой из котельного агрегата. В деаэраторе создается разрежение 0,03 МПа, которое обеспечивает вскипание воды при температуре 68,7 С. Разрежение в ВД поддерживается водоструйным эжектором ЭЖ или водокольцевым насосом (реже вакуумным), через который циркулирует вода по замкнутому контуру: из бака рабочей воды БРВ насосом НР вода подводится в эжектор ЭЖ и совместно с откачиваемым конденсатом паровоздушной смеси возвращается обратно в бак БРВ, откуда выпар с коррозионно-активными газами выводится в атмосферу. Напор воды, эжектирующей смесь, составляет 0,4–0,5 МПа. Теплоту, выносимую с выпаром, в расчетах обычно не учитывают с целью упрощения, а также ввиду относительно малого расхода Dвып. 94 iд БД ВД Dвып Gхво ТО2 tхво Gд t2 Gг ХВО Gм.х tк К tхво РТ А tс Gисх tисх Gс СН Gпм В ТО1 НИ t1 НР D Gрц МХ tк Gк С Gг.в ППН Gподп ТО3 tс ГВ Э Gо.в ОВ Рис. 6.1. Принципиальная тепловая схема отопительной котельной с закрытой двухтрубной системой теплоснабжения БРВ НР ЭЖ Gс.н 6. Отопительные котельные с водогрейными котельными агрегатами 95 Котельные установки Из бака деаэратора ВД вода поступает в бак деаэрированной подпиточной воды БД, откуда подпиточным насосом ППН подается во всасывающий коллектор сетевых насосов СН. Расход подпиточной воды Gподп принимается в размере 2–2,5 % от расхода сетевой воды Gс, что компенсирует утечки воды в тепловой сети и тепловой схеме. Бак деаэрированной воды БД обычно размещают на нулевой отметке, а колонку деаэратора ВД устанавливают на отметке 7,5–8 м, что обеспечивает давление в баке деаэрированной воды, равное атмосферному. Вода из обратного трубопровода тепловой сети с напором 0,2–0,4 МПа подводится во всасывающий коллектор сетевых насосов СН. Туда же подаются вода от подпиточного насоса ППН и охлажденная сетевая вода от теплообменников умягченной воды ТО2 и исходной воды ТО1. Обратная сетевая вода сетевыми насосами СН нагнетается в водогрейный котельный агрегат К, где нагревается до температуры 150 С, и на выходе из котла разделяется на три потока: 1) в тепловую сеть в количестве Gс, причем согласно температурному графику температура воды в подающем трубопроводе регулируется путем перепуска части воды Gпм из обратного трубопровода в подающий (минуя котельный агрегат) по подмешивающей перемычке АВ, на которой установлен регулятор температуры РТ; 2) на рециркуляцию, путем подачи рециркуляционным насосом НР расчетного количества уже подогретой в котельном агрегате воды Gрц на ввод обратной сетевой воды по линии СD; 3) на собственные нужды котельной Gс.н, которые включают расходы горячей воды: – на мазутное хозяйство Gм.х в теплообменниках подогрева мазута МХ; – подогрев воды в вакуумном деаэраторе Gд; – теплообменники ТО2 и ТО1 для нагрева умягченной и исходной воды Gг. Расход воды через котельные агрегаты Gк по условиям их работы принимается постоянным при всех различных режи96 6. Отопительные котельные с водогрейными котельными агрегатами мах 1. При сжигании природного газа и малосернистого мазута Gк может быть определен для максимального зимнего режима, так как температура воды в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети соответствует номинальным параметрам теплоносителя в котельном агрегате: tк = tс = 150 С, tк = tс = 70 °С, поэтому расходы по линии рециркуляции Gрц = 0 и по подмешивающей перемычке Gпм = 0. При сжигании высокосернистого мазута температура воды на входе в котел tк = 110 С, а на выходе tк = tс = 150 С. В этом случае для максимального зимнего режима расход воды по линии рециркуляции определяется расчетом, а по подмешивающей перемычке он равен нулю (Gпм = 0). Температура воды, поступающей в систему отопления и вентиляции потребителя, ОВ ≈ 95 С. Она регулируется с помощью элеваторного узла Э путем смешивания прямой сетевой воды с обратной из системы отопления. Температура воды, поступающей в водоразборные краны системы горячего водоснабжения, ГВ ≈ 65 С. Она регулируется изменением расхода прямой сетевой воды через подогреватели горячего водоснабжения ТО3, установленные в тепловом пункте. Для предотвращения низкотемпературной коррозии в котлах, работающих на высокосернистом мазуте, необходимо выдерживать температуру воды на входе в котельные агрегаты не менее 110 С, т. е. они должны работать в пиковом режиме. При работе котельной на природном газе отсутствует нагрузка на мазутное хозяйство Gм.х, и поэтому температура воды на входе в котельные агрегаты должна быть не ниже 70 С. Контроль правильности выполненного расчета режимов работы тепловой схемы осуществляется проверкой соответствия принятых расходов теплоносителя и расходов, полученных в результате расчетов. При расхождении невязки более 2 % расчет повторяется. Определив расчетный расход воды, выбирают тип и число котельных агрегатов. 97 Котельные установки Зная расход воды через котельные агрегаты Gк, установленные в котельной, определяем единичную теплопроизводительность водогрейного котла и расход воды через каждый агрегат. Если теплопроизводительность всех подобранных водогрейных котлоагрегатов больше или равна общей тепловой мощности котельной Qк и если расход воды через каждый котел больше или равен расходу воды по требованиям завода-изготовителя, расчет считается законченным. Далее, для различных режимов работы котельной, определяется необходимое число котлов. 6.2. Открытая система теплоснабжения В открытых системах теплоснабжения подготовленная в котельном агрегате вода не только служит теплоносителем для системы отопления, но и поступает на нужды горячего водоснабжения, т. е. разбор воды производится непосредственно из трубопроводов тепловой сети без промежуточных подогревателей (рис. 6.2). Количество подпиточной воды в этом случае определяется потерями воды в сетях, в котельной (2–2,5 % от расхода сетевой воды) и расходом воды для нужд горячего водоснабжения. Для выравнивания суточного графика нагрузок на горячее водоснабжение предусматривают установку баковаккумуляторов, объем которых в 6–8 раз больше среднечасового суточного расхода воды на горячее водоснабжение. Тепловые и гидродинамические режимы работы оборудования котельной были рассмотрены выше (см. п. 6.1). Теплота, выносимая с выпаром Dвып, используется для нагрева умягченной воды в охладителе выпара ТО3. Из вакуумного деаэратора ВД вода поступает самотеком в бак деаэрированной воды БД, откуда перекачивающим насосом ПН подается в бак-аккумулятор БА. Из бака-аккумулятора вода забирается подпиточным насосом ППН и подается в тепловые сети. 98 tохл.в БД Gд ТО3 iд ВД Dвып Gхво Gг2 ПН ТО2 tхво t2 tк ХВО К tк Gк ТО1 tхво D Gрц НР С РТ t1 Gг1 А НИ СН Gпм В tисх Gисх tс.н М tс Gс tс L J Gподп ППН N Е ЦН ГВ БА S F РТГ Э ОВ Рис. 6.2. Принципиальная тепловая схема отопительной котельной с открытой двухтрубной системой теплоснабжения БРВ НР ЭЖ Gс.н 6. Отопительные котельные с водогрейными котельными агрегатами 99 Котельные установки Работа тепловой сети в зимнем отопительном режиме. Вода из обратного трубопровода с напором 0,2–0,4 МПа подводится во всасывающий коллектор сетевых насосов СН (рис. 6.2). Туда же подается охлажденная сетевая вода от теплообменников умягченной воды ТО2 и исходной воды ТО1, а также вода от подпиточных насосов по линии JN (линии JL и EF перекрыты задвижками). Обратная сетевая вода сетевыми насосами СН нагнетается в водогрейный котельный агрегат К, где нагревается до температуры 150 °С, и на выходе из котла разделяется на три потока: 1) в тепловую сеть в количестве Gс, причем согласно температурному графику температура воды в подающем трубопроводе регулируется путем перепуска части воды Gпм из обратного трубопровода в подающий (минуя котельный агрегат) по подмешивающей перемычке АВ, на которой установлен регулятор температуры РТ; 2) на рециркуляцию, путем подачи рециркуляционным насосом НР расчетного количества подогретой в котельном агрегате воды Gрц, по линии СD; 3) на собственные нужды котельной Gс.н, которые включают в себя расход воды: – на мазутное хозяйство (на схеме не показано); – подогрев воды до 70 °С в вакуумном деаэраторе Gд; – теплообменник ТО2 для нагрева до 65 °С умягченной воды Gг2; – теплообменник ТО1 для подогрева до 30 °С исходной воды Gг1. Охлажденная сетевая вода от теплообменников ТО1 и ТО2 поступает во всасывающий коллектор сетевых насосов СН. Расход воды через водогрейные котельные агрегаты Gк определяется для максимально-зимнего режима и, по условиям их работы, принимается постоянным при различных режимах. Температура воды, поступающей в систему отопления и вентиляции потребителя, ОВ ≈ 95 С, регулируется в индиви100 6. Отопительные котельные с водогрейными котельными агрегатами дуальном тепловом пункте здания с помощью элеваторного узла Э путем смешивания прямой сетевой воды с обратной из системы отопления. Среднечасовой за сутки расход горячей воды, поступаюпотр щей к потребителю, Gг.в является расчетной и постоянной величиной, не зависящей от сезона. В максимально-зимнем режиме к потребителю ГВ, непосредственно к водоразборным кранам, поступает обратная сетевая вода от системы отопления и вентиляции. При других режимах работы в течение отопительного периода температура обратной сетевой воды снижается ниже нормируемых для горячего водоснабжения температур, поэтому в узле приготовления горячей воды S к обратной сетевой воде через регулятор температуры РТГ подмешивается необходимое количество пряс . мой сетевой воды Gг.в Часть воды Gц в количестве 5–10 % от расхода у потребителя проходит через полотенцесушители, охлаждается до температуры 40–45 С и по циркуляционной линии циркуляционным насосом ЦН возвращается в обратный трубопровод теплосети. При работе в отопительный период необходимо учитывать, что вследствие больших расходов воды через узел водоподготовки подаваемая в обратный трубопровод подпиточная вода и использованная греющая вода (узлы М и N) смешиваются с обратной сетевой водой и существенно изменяют температуру потока. После расчета конечной температуры потока определяются расходы теплоносителя по линии рециркуляции и через подмешивающую перемычку. На завершающем этапе правильность расчета режимов работы тепловой схемы контролируется проверкой соответствия принятых и полученных в результате расчета значений расхода теплоты на собственные нужды и общей тепловой мощности котельной. При расхождении невязки более 2 % расчет повторяется. 101 Котельные установки Работа тепловой схемы в летнем режиме. Наличие в баках-аккумуляторах подпиточной воды в количестве и с температурой, соответствующими целям горячего водоснабжения, позволяет в летнее время при отсутствии отопительно-вентиляционной нагрузки подавать эту воду непосредственно в тепловую сеть. По обратному трубопроводу в котельную будет возвращаться только циркуляционная вода от местных систем горячего водоснабжения, которая направляется через узел Е в баки-аккумуляторы БА по линии EF. Таким образом, в летний период водогрейный котельный агрегат отключается от тепловой сети на участке NE обратного трубопровода и на участке BL подающего трубопровода. Вода на с горячее водоснабжение Gг.в будет подаваться в подающий трубопровод теплосети непосредственно из баков-аккумуляторов БА по линии JL подпиточным насосом ППН, который в этом случае называют летним (линия JN при этом перекрыта задвижкой). Котельный агрегат в летнее время оказывается включенным только на нагрузку Qс.н, а расход воды через котельный агрегат складывается из потоков греющей воды Gг1, Gг2 и Gд, поступающей в теплообменники ТО1, ТО2 и вакуумный деаэратор ВД. Поэтому при невысокой доле нагрузки горячего водоснабжения котельной (0,25–0,3) в летнее время количество котельных агрегатов может быть снижено до одного. 102 7. РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ОТОПИТЕЛЬНОЙ КОТЕЛЬНОЙ Расчет и выбор оборудования котельной должны производиться для трех характерных режимов: 1) максимально-зимнего: при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку; 2) наиболее холодного месяца: при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодном месяце; 3) летнего: при расчетной температуре наружного воздуха теплого периода (расчетные параметры А). Ниже приведены методики расчета принципиальных тепловых схем отопительных котельных с закрытой и открытой системами теплоснабжения. Рекомендуемые к расчетам в п. 7.1 и 7.2 значения температур соответствуют максимально-зимнему режиму работы ТГУ. 7.1. Расчет принципиальной тепловой схемы отопительной котельной с закрытой системой теплоснабжения Расчет принципиальной тепловой схемы начинается с определения общей тепловой мощности котельной (без учета собственных нужд), МВт: Qт Qо.в Qг.в , (7.1) где Qо.в , Qг.в – тепловые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, соответственно (принимаются по заданию). Далее определяют расходы сетевой воды, кг/с: – на отопление и вентиляцию Q 1000 (7.2) Gо.в о.в ; 4,19(tс tс) 103 Котельные установки – на горячее водоснабжение Q 1000 Gг.в г.в ; 4,19(tс tс) – общий расход сетевой воды Gс Gо.в Gг.в , (7.3) (7.4) где tс – температура прямой сетевой воды на выходе из котельной (принимается равной 150 °С); tс – температура обратной сетевой воды на входе в котельную (принимается равной 70 °С). Расход воды на подпитку и потери в тепловой схеме, кг/с, определяют из выражения Gподп (0, 02...0, 025)Gс . (7.5) Расход теплоты на собственные нужды котельной (принимается предварительно), МВт, составит: Qс.н (0,01...0,03)Qт . (7.6) Общая тепловая мощность котельной, МВт, с учетом собственных нужд определяют из выражения Qк Qо.в Qг.в Qс.н . (7.7) Расход воды через котельные агрегаты, кг/с, по условиям их работы, принимается постоянным для всех режимов: Qк 1000 (7.8) Gк , 4,19(tк tк ) где tк – температура воды на входе в котел (при сжигании твердого топлива, газа и малосернистого мазута принимается равной 70 °С; при сжигании среднесернистого мазута – 90 °С; при сжигании высокосернистого мазута – 110 °С); tк – температура воды на выходе из котла (принимается равной 150 °С). 104 7. Расчет принципиальной тепловой схемы Температура воды на выходе из котла при максимальнозимнем режиме составляет 150 °С. Для других режимов работы при условии, что Gк = const и tк = 70 °С = const, она рассчитывается по формуле Q 1000 (7.9) tк tк к . 4,19 Gк Расход воды на собственные нужды (через котельный агрегат), кг/с, Q 1000 (7.10) Gс.н с.н , 4,19(tк tк ) где tк – температура воды на выходе из котла, найденная из выражения (7.9). Расход воды по линии рециркуляции, кг/с, зависит от вида сжигаемого топлива (см. формулу (7.8)) и определяется по зависимости G (t t ) (7.11) Gрц к к с . (tк tс) Расход воды по перемычке, кг/с, Gпм Gс (tк tс ) . (tк tс) (7.12) Расход исходной воды, кг/с, при условии, что Gхво Gподп , определяется из выражения Gисх (1,15...1,2)Gхво . Расход греющей воды на деаэрацию, кг/с, G (t t ) Gд хво д хво , tк tд (7.13) (7.14) 105 Котельные установки где tд – температура воды в деаэраторе, принимаемая равной – температура воды, поступающей на деаэрацию по70 °С; tхво сле теплообменника ТО2, принимаемая около 60–65 °С. Расход выпара из деаэратора, кг/с, Dвып d Gхво , (7.15) где d – удельный расход выпара из деаэратора, принимаемый равным 0,002 кг пара/кг воды. Расход греющей воды на мазутное хозяйство (если оно имеется), кг/с, Gм.х 0,01 Gс . (7.16) Расход греющей воды на теплообменник ТО2, кг/с, G (t t ) Gг хво хво хво , tк t2 (7.17) где t2 – температура греющей воды после теплообменника ТО2, – температура воды, поступаюпринимаемая равной 70 °С; tхво щей на водоподготовку, принимается около 25–35 °С. Температура греющей воды после теплообменника ТО1, °С, составит: G (t t ) (7.18) t1 t2 исх хво исх , Gг где tисх – температура исходной воды, принимаемая равной 5 °С. Расчетные расходы воды, кг/с, определятся из выражений: – на собственные нужды р Gс.н Gг Gд Gм.х ; – через котельный агрегат Qт 1000 р Gкр Gс.н . 4,19(tк tк ) 106 (7.19) (7.20) 7. Расчет принципиальной тепловой схемы Невязка расчета, %, определяется по формуле Gкр Gк Gкр 100. (7.21) Если ошибка не превысит 2 %, то расчет тепловой схемы закончен. При больших значениях невязки необходимо в форр , полученный по формумулу (7.10) вместо Gс.н подставить Gс.н ле (7.19), вывести и рассчитать Qс.н, затем определить Qк и расход воды через котел Gк по формуле (7.8). После уточнения Gк рассчитывается необходимое число котлов: G nк к , (7.22) G1к где G1к – расход воды через один котел, кг/с, определяемый по формуле Q 1000 (7.23) G1к 1к . 4,19(tк tк ) Здесь Q1к – теплопроизводительность одного котла, МВт (см. п. 4). 7.2. Расчет принципиальной тепловой схемы отопительной котельной с открытой системой теплоснабжения В начале расчета определяется общая тепловая мощность котельной (без учета собственных нужд), МВт, Qт Qо.в Qг.в , (7.24) где Qо.в , Qг.в – тепловые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, соответственно (принимаются по заданию). 107 Котельные установки Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию, кг/с, Gо.в Qо.в 1000 , 4,19(tс tс) (7.25) где tс – температура прямой сетевой воды на выходе из котельной (принимается равной 150 °С); tс – температура обратной сетевой воды на входе в котельную (принимается равной 70 °С). Расход горячей воды у потребителя, кг/с, потр Gг.в Qг.в 1000 , 4,19(tг.в tисх ) (7.26) где tг.в – температура воды на горячее водоснабжение (принимается около 60–75 °С); tисх – температура исходной воды (принимается равной 5 °С). Расход сетевой воды на горячее водоснабжение, кг/с, с Gг.в потр Gг.в (tг.в tс) . (tс tс) (7.27) Расход циркуляционной воды, кг/с, потр Gц (0, 05...0,1)Gг.в . (7.28) Общий расход сетевой воды, кг/с, с Gс Gо.в Gг.в Gц . (7.29) Расход воды на подпитку тепловой сети и потери в тепловой схеме, кг/с, Gподп (0, 015...0, 025)Gс . (7.30) Расход воды на подпитку и горячее водоснабжение, кг/с, 108 7. Расчет принципиальной тепловой схемы потр Gхво Gподп Gг.в . (7.31) Расход теплоты на собственные нужды котельной, МВт, Qс.н (1,02...1,05)Gхво 4,19(tг.в tисх )0,001. (7.32) Общая тепловая мощность котельной, МВт, с учетом собственных нужд определяется из выражения Qк Qо.в Qс.н . (7.33) Расход воды через котельные агрегаты, кг/с, по условиям их эксплуатации принимается постоянным для всех режимов работы и определяется по формуле Gк Qк 1000 , 4,19(tк tк ) (7.34) где tк – температура воды на входе в котел (при сжигании твердого топлива, газа и малосернистого мазута принимается равной 70 °С; при сжигании среднесернистого мазута – 90 °С; при сжигании высокосернистого мазута – 110 °С); tк – температура воды на выходе из котла (принимается равной 150 °С). Температура воды на выходе из котла при максимальнозимнем режиме составляет 150 °С. Для других режимов работы при условии, что Gк = const и tк = 70 С = const, она рассчитывается по формуле Q 1000 (7.35) tк tк к . 4,19 Gк Расход воды на собственные нужды (через котельный агрегат), кг/с, Q 1000 (7.36) Gс.н с.н , 4,19(tк tк ) 109 Котельные установки где tк – температура воды на выходе из котла, найденная из выражения (7.35). Расход исходной воды, кг/с, Gисх (1,15...1,2)Gхво . (7.37) Расход греющей воды на теплообменник ТО1, кг/с, Gг1 tисх ) Gисх (tхво , tк t1 (7.38) – температура нагреваемой воды, поступающей на водогде tхво подготовку, принимается около 25–35 °С; tисх – температура исходной воды, принимаемая равной 5 °С; t1 – температура греющей воды после теплообменника ТО1, принимается равной 70 °С. Расход греющей воды на теплообменник ТО2, кг/с, G (t t ) (7.39) Gг2 хво хво хво , tк t2 где t2 – температура греющей воды после теплообменника ТО2, – температура нагреваемой вопринимаемая равной 70 °С; tхво ды, поступающей на деаэрацию после теплообменника ТО2, принимается около 60–65 °С. Расход выпара из деаэратора, кг/с, Dвып d Gхво , (7.40) где d – удельный расход выпара из деаэратора, принимаемый равным 0,002 кг пара/кг воды. Температура воды, °С, после охладителя выпара ТО3 составит: D (i i ) вып д д , tохл.в t хво (7.41) Gхво 4,19 110 7. Расчет принципиальной тепловой схемы где iд , iд – энтальпия насыщенного пара и энтальпия кипящей воды в деаэраторе, кДж/кг, принимаемые по прил. 1 при давлении в деаэраторе, равном 0,03 МПа. Расход греющей воды на деаэрацию, кг/с, определяется по формуле )4,19 D i + Gхво (tохл.в tхво Gд вып д , (7.42) 4,19(tк tд ) где tд – температура воды в деаэраторе, принимаемая равной 70 °С. Расход греющей воды на мазутное хозяйство (если оно имеется), кг/с, составит: Gм.х 0,01 Gс . (7.43) Расчетный расход воды на собственные нужды котельной, кг/с, р Gс.н Gг1 Gг2 Gд Gм.х . (7.44) Расход воды из тепловой сети поступающей в котельную, кг/с, потр Gс Gс Gг.в Gподп . (7.45) Расход воды, кг/с, через сетевые насосы составит: – зимой р Gс Gс Gс.н ; – летом р Gс Gс.н . Температура воды на входе в сетевые насосы, °С, (G Gг2 )t1 (Gхво Gд )tд Gс tс tс.н г1 . Gс (7.46) (7.47) Расход воды по линии рециркуляции, кг/с, зависит от вида сжигаемого топлива (см. формулу (7.34)) и при tк const составит: 111 Котельные установки Gрц Gк (tк tс.н ) . tк tс.н (7.48) Расход воды по перемычке, кг/с, Gпм Gс (tк tс ) . tк tс.н (7.49) Расчетная тепловая мощность котельной на собственные нужды, МВт, р р Qс.н Gс.н (tк tк )4,19 0,001. (7.50) Общая расчетная тепловая мощность котельных агрегатов, МВт, определяется из выражения р Qкр Qо.в Qс.н . (7.51) Невязка расчета, %, определяется по формуле Qкр Qк Qкр 100. (7.52) Если ошибка не превысит 2 %, то расчет тепловой схемы закончен. При больших значениях невязки необходимо в форр , рассчитанную по формулу (7.33) вместо Qс.н подставить Qс.н муле (7.50), и заново определить Qк . После уточнения Qк рассчитывается необходимое число котлов: Q nк к , (7.53) Q1к где Q1к – теплопроизводительность одного котла, МВт (см. п. 4). 112 8. ПРОИЗВОДСТВЕННО-ОТОПИТЕЛЬНЫЕ КОТЕЛЬНЫЕ С ПАРОВЫМИ КОТЕЛЬНЫМИ АГРЕГАТАМИ 8.1. Закрытая двухтрубная система теплоснабжения По этой схеме сетевая вода из подающего трубопровода поступает в подогреватели системы горячего водоснабжения, где холодная вода из водопровода нагревается и поступает к водоразборным кранам потребителей горячего водоснабжения, а охлажденная сетевая вода возвращается в обратный трубопровод тепловой сети. Отсутствие водоразбора из теплосети значительно уменьшает расход подпиточной воды, проходящей химводоочистку (ХВО) и идущей для компенсации потерь теплоносителя в тепловой схеме. Поэтому оказывается экономически целесообразным не устанавливать дополнительный узел водоподготовки для подпиточной воды, а готовить ее в системе ХВО питательной воды котельных агрегатов, несмотря на то, что стоимость питательной воды выше, поскольку она проходит две ступени умягчения, в то время как для подпиточной воды теплосети достаточно одной ступени. Расход подпиточной воды Gподп для закрытых систем теплоснабжения принимается в размере 1,5–2 % от расхода сетевой воды. Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной котельной для закрытой двухтрубной системы теплоснабжения с независимой (параллельной) схемой подключения к тепловой сети потребителей горячего водоснабжения ГВ, отопления и вентиляции ОВ представлена на рис. 8.1. Сырая вода поступает под давлением или из водопровода, или насосом НИ создается напор, необходимый для преодоления гидравлических сопротивлений в подогревателях, фильтрах ХВО и трубопроводах. Температура исходной воды tисх принимается равной 15 °С летом и 5 °C зимой, а расход Gисх должен обеспечивать питание котельных агрегатов К, подпитку тепловой сети, компенсацию расхода пара на собственные нужды и потерь теплоносителя 113 Котельные установки в тепловой схеме, тепловых сетях и у потребителя. Вначале исходная вода нагревается в охладителе непрерывной продувки ТО1 и затем в паровом водоподогревателе ТО2 до температуры 25–35 °С. Указанный диапазон температур исключает конденсацию водяных паров из воздуха на внешней поверхности трубопроводов и оборудования водоподготовки и обеспечивает стабильную работу катионита. Часть воды используется на собственные нужды химводоочистки (взрыхление, регенерация, отмывка и др.) и составляет 15–20 % расхода Gхво. В процессе химводоочистки из воды удаляются соли жесткости – Са и Мg, а температура воды при этом снижается на 2–3 °C. Далее умягченная вода нагревается в паровом водоподогревателе ТО3 и водо-водяном подогревателе ТО4 до температуры 60–90 °С и направляется в колонку деаэратора, в верхнюю часть которой также поступает конденсат от всех паровых подогревателей и от технологического производства ТП. В нижнюю часть колонки деаэратора и в водный объем питательного бака ДА (через барботажное устройство) подается пар давлением 0,12 МПа для подогрева умягченной воды до температуры кипения 104 С. Чем ниже температура воды и конденсата, поступающих в деаэратор, тем больше расход пара на деаэрацию Dд. Выделившиеся из воды коррозионноактивные газы вместе с паром удаляются в атмосферу или поступают в охладитель выпара (на схеме не показан) для нагрева умягченной воды, поступающей в деаэратор. При этом газы из охладителя выпара уходят в атмосферу, а конденсат – в дренаж. Питательный бак-деаэратор ДА должен иметь тепловую изоляцию, а геодезическая высота установки ДА должна быть не менее 8–10 м для создания подпора воды на всасывающем патрубке питательного ПН и подпиточного насоса ППН. Из бака деаэратора питательная вода с температурой 102–104 °С поступает в теплообменник ТО4, где охлаждается до 70 °С при сжигании природного газа или малосернистого мазута: до 90 °С при сжигании сернистого мазута и до 100 С – высокосернистого мазута. 114 tпв НИ БР ТО1 i0,15 ТО2 iк1 СНП Gпр iк2 D2 I II ПН iк3 ТО4 tпв t42 Gхво iм.х Gм.х МХ Dт.н iд G д ДА Dвып Dм.х ТО3 Dд D3 i0,7 с D0,15 РК ХВО i0,7 ПК i0,7 iк6 ТО6 iтех Gт.н ТП Gподп ТО7 Gх.в СН Gс РТ ППН А ТО5 В i0,7 Dс.т ГВ Э ОВ Рис. 8.1. Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной котельной с закрытой двухтрубной системой теплоснабжения Gисх tисх Gпит ЭК К к D1,4 РОУ к D0,7 Gснп Gроу 8. Производственно-отопительные котельные 115 Котельные установки Это условие необходимо для предотвращения низкотемпературной коррозии внешних поверхностей нагрева водяного экономайзера. Одна (большая) часть питательной воды питательным насосом ПН нагнетается в водяной экономайзер ЭК, где нагревается за счет теплоты горячих уходящих газов. Другая (меньшая) часть воды Gподп подпиточным насосом ППН нагнетается в обратный трубопровод теплосети, перед сетевым насосом СН, для компенсации потерь теплоносителя в тепловых сетях. Расход подпиточной воды для закрытых систем теплоснабжения принимается 1,5–2 % от расхода сетевой воды. В водяном экономайзере некипящего типа питательная вода не догревается до температуры насыщения на 20–40 °С и по питательной линии поступает в водный объем верхнего барабана парового котельного агрегата К, где вырабатывается сухой насыщенный пар. Из котла пар по паропроводу поступает в редукционноохладительную установку РОУ, где путем дросселирования (редуцирования) давление пара снижается, например с 1,4 до 0,7 МПа или до давления, необходимого для технологического производства (0,5–1,2 МПа). В результате дросселирования (при i = const) получается перегретый пар, и поэтому в РОУ (минуя экономайзер и паровой котел) подается необходимое количество питательной воды Gроу с температурой 70–100 °С для охлаждения перегретого пара и получения сухого насыщенного пара. Далее сухой насыщенный пар поступает в парораспределительный коллектор ПК (гребенку), откуда расходуется: – на технологические нужды ТП в количестве Dт.н, после чего конденсат возвращается в конденсатный бак (на схеме не показан) или непосредственно в колонку деаэратора, и его количество Gт.н зависит от процента возврата μ. Потери технологического пот Dт.н Gт.н ; конденсата Gт.н – на подогреватели сетевой воды ТО5, ТО6 в количестве Dс.т, где передает теплоту воде теплосети Gс, а конденсат после теплообменников возвращается в колонку деаэратора; 116 8. Производственно-отопительные котельные – на собственные нужды котельной в количестве Dс.н (предварительно принимаются в размере 7–15 % от потребления пара); – на компенсацию потерь пара Dпот в тепловой схеме, потерь тепла подогревателями в окружающую среду и другие неучтенные расходы пара; принимаются в размере 2–3 % от потребления пара. Предварительно принятые величины уточняются на заключительном этапе расчета при сопоставлении Dс.н и полученных в результате расчета расходов пара на собственные нужды р Dс.н , которые включают в себя расход пара: – D2 – на подогреватель исходной воды ТО2 и расход пара D3 на подогреватель ТО3 умягченной воды; конденсат от подогревателей с температурой 60–90 °С возвращается в колонку деаэратора; – Dд – на деаэрацию воды, причем давление пара после редукционного клапана РК снижается до 0,12 МПа путем дросселирования (при i = const); – Dм.х – на мазутное хозяйство МХ, зависящий от расхода, теплоемкости и температуры мазута, типа горелки, удельного расхода пара на распыливание мазута в форсунках (условно Dм.х можно принять около 1–3 % от внешнего потребления пара); конденсат в количестве 50–60 % с температурой 50–80 °С возвращается в деаэратор; – на обдувку внешних поверхностей нагрева труб кипятильного пучка котла и водяного экономайзера, а также на паровые питательные насосы (этот расход в расчете не учитывается и входит в Dпот). Из парового котельного агрегата по продувочной линии котловая вода Gпр поступает в сепаратор (расширитель) непрерывной продувки СНП, где происходит снижение давления до 117 Котельные установки 0,12–0,2 МПа. Вода вскипает и разделяется на остаточную воду с Gснп и пар вторичного вскипания D0,15 (при давлении 0,15 МПа). Пар из СНП используется в деаэраторе ДА, а вода направляется в охладитель непрерывной продувки ТО1, где, отдавая теплоту исходной воде, охлаждается до температуры 40–60 °С и сбрасывается в барботер БР. Величина продувки зависит от солесодержания котловой воды (зависит от типа котла) и питательной воды после водоподготовки и принимается равной 2–10 % от паропроизводительности котельных агрегатов. Работа тепловой сети. Обратная сетевая вода с температурой 70 °С (в максимально-зимнем режиме) сетевым насосом СН нагнетается в паровые водоподогреватели ТО6 и ТО5, где нагревается паром до температуры 150 °С, и поступает в теплосеть. Температура воды, поступающей в систему отопления и вентиляции потребителя ОВ, регулируется с помощью элеваторного узла Э путем смешивания прямой сетевой воды ( tс = 150 °С в максимально-зимнем режиме) с обратной из системы отопления = 70 °С) для получения воды с температурой ( tо.в = 95 °С), по( tо.в ступающей в систему ОВ коммунально-бытового потребителя. Температура воды, поступающей в водоразборные краны = 50–75 °С), регулирусистемы горячего водоснабжения ГВ ( tг.в ется изменением расхода прямой сетевой воды через подогреватель горячего водоснабжения ТО7, установленный в тепловом пункте здания. При температуре наружного воздуха, отличной от расчетной (холодной пятидневки), температура сетевой воды в подающем трубопроводе регулируется в соответствии с температурным графиком путем перепуска части воды из обратного трубопровода в подающий, минуя сетевые подогреватели ТО5 и ТО6, по перемычке АВ, на которой установлен регулятор температуры РТ. 118 8. Производственно-отопительные котельные 8.2. Открытая двухтрубная система теплоснабжения В котельной с открытой системой теплоснабжения непосредственный водоразбор из тепловой сети на нужды горячего водоснабжения приводит к существенному увеличению потерь теплоносителя и требует увеличения производительности системы ХВО. Показатели качества подпиточной воды тепловых сетей ниже, чем питательной воды паровых котлов, что позволяет использовать одну ступень умягчения и термическую деаэрацию подпиточной воды. Вместе с тем в открытых системах теплоснабжения сетевая вода должна отвечать требованиям СанПиН 2.1.4.1074–01 «Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества». Открытые системы теплоснабжения целесообразно применять при малой и очень большой жесткости исходной воды, так как при малой жесткости упрощается схема водоподготовки, а при жесткой воде вместо водоподготовки на каждом тепловом пункте экономически целесообразно использовать централизованную водоподготовку в котельной. В тепловой схеме предусматривается бак-аккумулятор для подпиточной химически обработанной воды, в связи с чем все трубопроводы, арматура, оборудование (теплообменники, деаэратор, насосы и др.), установленные до бака-аккумулятора, подбираются по среднечасовым расходам за сутки, а после бака-аккумулятора (трубопроводы, арматура, насосы) – по максимальным часовым расходам. Увеличение количества воды, проходящей водоподготовку, приводит к росту пара на собственные нужды котельной Dс.н и составляет 15–30 % от внешнего потребления. Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной котельной с открытой двухтрубной системой теплоснабжения приведена на рис. 8.2. 119 120 tпв НИ БР ТО1 iк1 СНП Gпр 2 Gхво ХВО I II i0,7 с D0,15 РК i0,7 D2 iк2 ТО2 i0,15 ПК i0,7 D3 д iм.х iтех ТО4 ДА1 iд G1 1 Dвып ТО3 iк3 ТП МХ D1д Dт.н Dм.х i0,7 D7 t71 ТО7 t42 G1хво ТО6 ТО5 Dс.т А В Dд2 ГВ Gс Gд2 ТО8 ДА2 2 Dвып ЦН С J РК СН РТ D tб.а t82 ТО9 РТГ S НД ППН Gподп Э БА Gц L ОВ Рис. 8.2. Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной котельной с открытой двухтрубной системой теплоснабжения ПН Gисх tисх Gпит ЭК К к D1,4 РОУ к D0,7 Gснп Gроу Котельные установки 8. Производственно-отопительные котельные Сырая вода из водопровода Gисх насосом НИ подается в охладитель непрерывной продувки ТО1 и затем в паровой водоподогреватель ТО2, где нагревается до температуры 25–35 °С. Указанный диапазон температур исключает конденсацию водяных паров из воздуха на внешней поверхности трубопроводов и оборудования водоподготовки и обеспечивает стабильную работу катионита. Часть воды используется на собственные нужды химводоподготовки (взрыхление, отмывка и др.) и составляет 15–20 % от расхода Gхво . В процессе химводоподготовки ХВО из воды удаляются соли жесткости Са и Мg, а температура воды при этом снижается на 2–3 °С. Система химводоподготовки котельной имеет две ступени умягчения, которые состоят из последовательно установленных катионитовых фильтров. Одна часть воды G1хво проходит две ступени умягчения и, нагреваясь в паровом водоподогревателе ТО3 и водо-водяном подогревателе ТО4 до температуры 60–90 °С, поступает в деаэра2 тор питательной воды ДА1. Другая часть воды Gхво после первой ступени умягчения нагревается в паровом водоподогревателе ТО7, водо-водяном подогревателе ТО8 и охладителе выпара ТО9 до температуры 60–90 °С и поступает в деаэратор подпиточной воды ДА2, откуда используется на подпитку тепловой сети. В верхнюю часть колонки деаэратора ДА1 также поступает конденсат от всех паровых водоподогревателей ТО2, ТО3, ТО5, ТО6, ТО7, от технологического производства ТП и от мазутного хозяйства МХ. В нижнюю часть колонки деаэратора ДА1 и ДА2 и в водяной объем их питательных баков подается пар давлением 0,12 МПа для нагрева воды до кипения 102–104 °С; давление пара до 0,12 МПа снижается в редукционном клапане РК. Выделившиеся из воды коррозионно-активные газы вместе с паром удаляются в атмосферу или поступают в охладитель выпара (на схеме не показан) для нагрева умягченной воды, поступающей в де121 Котельные установки аэратор. При этом газы из охладителя выпара уходят в атмосферу, а конденсат – в дренаж. Деаэраторы питательной ДА1 и подпиточной ДА2 воды должны иметь тепловую изоляцию и устанавливаться на геодезической отметке не менее 8–10 м для создания подпора воды на всасывающем патрубке питательного ПН и перекачивающего насоса НД. Из деаэратора ДА1 вода с температурой 102 °С поступает в теплообменник ТО4, где охлаждается до 70 °С при сжигании твердого топлива, газа или малосернистого мазута, до 90 °С – при сжигании среднесернистого мазута и до 100 °С – при сжигании высокосернистого мазута. Это условие необходимо для предотвращения низкотемпературной коррозии внешних поверхностей нагрева водяного экономайзера. Охлажденная питательная вода в количестве Gпит питательным насосом ПН вначале нагнетается в водяной экономайзер ЭК, где нагревается за счет теплоты уходящих топочных газов, а затем подается в водяной объем верхнего барабана парового котельного агрегата К. Образующийся сухой насыщенный (или перегретый) пар по паропроводу из К поступает в редукционно-охладительную установку РОУ, где при дросселировании (редуцировании) давление пара снижается до 0,5–1,2 МПа, необходимого для технологического производства ТП. В результате дросселирования (при i = const) получается перегретый пар, и поэтому в РОУ (минуя экономайзер и паровой котел) по отдельному трубопроводу подается необходимое количество питательной воды Gроу с температурой 70–100 °С для охлаждения перегретого пара и получения сухого насыщенного пара. Далее пар поступает в парораспределительный коллектор ПК, откуда расходуется: – на технологическое производство ТП в количестве Dт.н , а конденсат возвращается в колонку деаэратора ДА1 (или в конденсатный бак); 122 8. Производственно-отопительные котельные – на подогреватели сетевой воды ТО5, ТО6 в количестве Dс.т , где передает теплоту воде теплосети Gс, а конденсат Gс.т , равный Dс.т , после теплообменников возвращается в колонку деаэратора ДА1; – на собственные нужды котельной в количестве Dс.н ; – на компенсацию потерь пара Dпот в тепловой схеме, потерь тепла подогревателями в окружающую среду и другие неучтенные расходы пара; принимаются в размере 2–3 % от внешнего потребления пара. р Расчетный расход пара на собственные нужды Dс.н включает в себя расходы пара: – D2 – на подогреватель исходной воды ТО2; D3 – на подогреватель умягченной воды ТО3; D7 – на подогреватель подпиточной воды ТО7; конденсат от паровых подогревателей с температурой 60–90 °С возвращается в колонку деаэратора ДА1; – D1д – на деаэрацию питательной воды в ДА1; Dд2 – на деаэрацию подпиточной воды в ДА2; – Dм.х – на мазутное хозяйство МХ и зависит от расхода, теплоемкости, температуры мазута, удельного расхода пара на распыливание мазута в форсунках (условно Dм.х можно принять равным 1–3 % от внешнего потребления пара); конденсат Gм.х с температурой 50–80 °С в количестве 50–60 % возвращается в колонку деаэратора ДА1, а потери пара на распыливание мазута пот Dм.х составляют 40–50 % от расхода пара на мазутное хозяйство; – на обдувку внешних поверхностей нагрева труб кипятильного пучка и водяного экономайзера, а также паровые, питательные насосы (в расчете расход пара не учитывается и входит в Dпот ). 123 Котельные установки Из парового котельного агрегата по продувочной линии котловая вода в количестве Gпр поступает в сепаратор (расширитель) непрерывной продувки СНП, где происходит снижение давления до 0,12–0,2 МПа. Вода вскипает и разделяется на остаточную воду с Gснп и пар вторичного вскипания D0,15 (при давлении 0,15 МПа). Пар из СНП используется в деаэраторе ДА1, а вода направляется в охладитель непрерывной продувки ТО1, где, нагревая исходную воду, охлаждается до температуры 40–60 °С и сбрасывается в барботер БР. Величина продувки зависит от солесодержания котловой воды и питательной воды и принимается равной 2–10 % от паропроизводительности котельных агрегатов. В деаэраторе подпиточной воды ДА2 выделившиеся коррозионно-активные газы удаляются вместе с паром в атмосферу (выпар) или поступают в теплообменник – охладитель выпара ТО9 для нагрева подпиточной воды, поступающей в деаэратор. При этом газы из охладителя выпара уходят в атмосферу, а конденсат – в дренаж. Из деаэратора ДА2 подпиточная вода с температурой 102–104 °С в количестве Gд2 поступает в водо-водяной теплообменник ТО8, где охлаждается до температуры 65–85 °С, а затем перекачивающим насосом НД подается в бак-аккумулятор воды БА. Вода из бака-аккумулятора подпиточным насосом ППН нагнетается в обратный трубопровод теплосети, перед сетевым насосом СН, для подпитки открытой системы теплоснабжения в количестве Gподп , включая и расход воды на с . горячее водоснабжение Gг.в Работа тепловой сети в зимнем режиме. Обратная сетевая вода с температурой tc (при максимально-зимнем режиме tc = 70 °С) сетевым насосом СН нагнетается в паровой водоподогреватель ТО6 и ТО5, где нагревается паром до температуры 124 8. Производственно-отопительные котельные tc (при максимально-зимнем режиме tc = 150 °С), и поступает в подающий трубопровод теплосети. Температура воды, поступающей в систему отопления и вентиляции потребителя ОВ, регулируется с помощью элеваторного узла Э путем смешивания прямой воды с обратной из системы отопления для получения воды с температурой 95 °С, поступающей в систему ОВ коммунально-бытового потребителя. Отбор воды на горячее водоснабжение ГВ обеспечивается подачей воды из обратного трубопровода тепловой сети. При необходимости ее догрева до tг.в = 60–75 °С в узел смешения S через регулятор температуры РТГ подается необходимое количество прямой сетевой воды. Во избежание охлаждения воды в системе горячего водоснабжения (при малых водоразборах) предусматривается циркуляция некоторого количества воды Gц с возвратом ее в обратный трубопровод теплосети посредством циркуляционного насоса ЦН. Участок JL при этом должен быть перекрыт с помощью задвижки. В местных системах циркуляционная вода проходит через полотенцесушители и охлаждается до 40–50 °С, а расход циркуляционной воды принимается в размере 5–10 % от среднечасового за сутки расхода горячей воды, поступающей к потребителю. При температуре наружного воздуха tн.в, отличной от расчетной, температура сетевой воды в подающем трубопроводе регулируется в соответствии с температурным графиком. Регулирование осуществляется путем перепуска части воды из обратного трубопровода в подающий (минуя сетевые подогревателя ТО5 и ТО6) по перемычке АВ, на которой установлен регулятор температуры РТ. В максимально-зимнем режиме непосредственно к водоразборным кранам ГВ поступает обратная сетевая вода с температурой 70 °С. В этом случае в подающий трубопровод тепло125 Котельные установки с , вой сети подается только вода на отопление и вентиляцию Gо.в с а Gг.в будет отсутствовать. При других режимах работы (в течение отопительного периода) температура обратной сетевой воды снижается ниже нормируемой для горячего водоснабжения температуры (+60 °С), поэтому в узле смешения S приготовление горячей воды для потребителя ГВ производится путем подмешивания к обратной сетевой воде через регулятор температуры РТГ необходимого количества прямой сетевой воды из подающего трубопровода в кос . личестве Gг.в Потери воды в открытой системе теплоснабжения принимаются в размере 1,5–2 % от расхода сетевой воды. Работа тепловой сети в летнем режиме. В летнее время нагрузка на отопление и вентиляцию ОВ отсутствует, и поэтому сетевые пароводяные подогреватели ТО5 и ТО6 отключают от тепловой сети и парового коллектора ПК. Сетевые насосы СН при этом также выключаются. На горячее водоснабжение вода с температурой 60–75 °С по перемычке СD из бака-аккумулятора БА подается подпиточным насосом ППН (иногда их называют летними) непосредственно в подающий трубопровод тепловой сети, откуда она поступает в водоразборные краны ГВ. По обратному трубопроводу в бак-аккумулятор БА по линии JL будет поступать циркуляционная вода с температурой 35–40 °С. Участок СJ при этом должен быть перекрыт с помощью задвижки. Если при расчете невязка превысит 2 %, то расчет следур . Если неет повторить, приняв Dс.н равным расходу пара Dс.н вязка ≤ 2 %, расчет режимов работы тепловой схемы считается законченным. 126 9. РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННО-ОТОПИТЕЛЬНОЙ КОТЕЛЬНОЙ Значения температур, рекомендуемые к расчетам в п. 9.1 и 9.2, соответствуют максимально-зимнему режиму работы ТГУ. 9.1. Расчет принципиальной тепловой схемы производственно-отопительной котельной с закрытой системой теплоснабжения Расчет принципиальной тепловой схемы можно начинать с определения расхода пара на технологические нужды, кг/с: Q 1000 Dт.н т.н , (9.1) iтех i0,7 где Qт.н – технологическая нагрузка, МВт (принимается по за – энтальпия насыщенного пара, кДж/кг, при давледанию); i0,7 нии 0,7 МПа (прил. 1); iтех – энтальпия конденсата с производства, кДж/кг (iтех t тех 4,19) , где tтех – температура конденсата (принимается по заданию). Расход конденсата с производства, кг/с, Gт.н 0,01 Dт.н , (9.2) где – доля возврата конденсата от технологии, % (принимается по заданию). Потери технологического конденсата, кг/с, пот Gт.н Dт.н Gт.н . (9.3) Общая нагрузка отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, МВт, определяется из выражения 127 Котельные установки Qc Qо.в Qг.в , (9.4) где Qо.в , Qг.в – тепловые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, соответственно (принимаются по заданию). Расход пара на сетевые подогреватели ТО5 и ТО6, кг/с, Q 1000 Dс.т с , (9.5) iк6 i0,7 где iк6 – энтальпия конденсата после теплообменников, кДж/кг, определяемая при tк6 = 80 °С. Общий расход пара на внешние потребители, кг/с, Dвн Dт.н Dс.т . (9.6) Расход пара на собственные нужды котельной, кг/с, Dс.н (0,07...0,15)Dвн . (9.7) Потери пара в тепловой схеме, кг/с, Dпот (0,02...0,03) Dвн . Расход сетевой воды, кг/с, равен: – для отопления и вентиляции Q 1000 с Gо.в о.в ; 4,19(tс tс) – для горячего водоснабжения Q 1000 с Gг.в г.в , 4,19(tс tс) (9.8) (9.9) (9.10) где tс – температура сетевой воды в подающем трубопроводе, принимаемая равной 150 °С; tс – температура сетевой воды в обратном трубопроводе, принимаемая равной 70 °С. 128 9. Расчет принципиально-тепловой схемы Общий расход сетевой воды, кг/с, с с Gс Gо.в Gг.в . (9.11) Расход воды на подпитку тепловой сети, кг/с, Gподп (0, 015...0, 02)Gс . (9.12) Паропроизводительность котельной, кг/с, при давлении 0,7 МПа, составит: к D0,7 Dт.н Dс.т Dс.н Dпот . (9.13) Сумма потерь пара, конденсата и сетевой воды, кг/с, пот Gпот Gт.н Dпот Gподп . Доля потерь теплоносителя составит: G П х пот . к D0,7 (9.14) (9.15) Процент продувки, %, Рп S x П х 100 , S кв S x П х (9.16) где S x – солесодержание воды после химводоочистки, мг/кг, принимаемое в зависимости от источника водоснабжения по прил. 2, при условии, что S x равен сухому остатку исходной воды Sи.в ; S кв – солесодержание котловой воды, принимаемое для котлов без пароперегревателей равным 3000 мг/кг. Расход питательной воды на редукционно-охладительную установку, кг/с, к i1,4 i0,7 Gроу D0,7 , (9.17) iпв i1,4 129 Котельные установки – энтальпия насыщенного пара, кДж/кг, при давлении где i1,4 1,4 МПа (прил. 1); iпв – энтальпия питательной воды, кДж/кг, определяемая при tпв = 100 °С. Паропроизводительность котельной при давлении 1,4 МПа, кг/с, составит: к к D1,4 = D0,7 Gроу . (9.18) Расход продувочной воды, кг/с, к Gпр 0, 01 D1,4 Рп . (9.19) Примечание. Использование сепаратора непрерывной продувки (СНП) экономически целесообразно при расходе продувочной воды Gпр 0,14 кг/с. Если Gпр 0,14 кг/с, то СНП в котельной не устанавливается. Расход пара из сепаратора непрерывной продувки (если он имеется), кг/с, при давлении в нем 0,15 МПа составит: с D0,15 Gпр i0,15 iкв , i0,15 i0,15 (9.20) – энтальпия кипящей котловой воды, кДж/кг, при давлегде iкв – энтальпия кипящей воды, кДж/кг, нии 1,4 МПа (прил. 1); i0,15 в сепараторе непрерывной продувки при давлении 0,15 МПа – энтальпия насыщенного пара, кДж/кг, в сепара(прил. 1); i0,15 торе непрерывной продувки при давлении 0,15 МПа (прил. 1). Расход воды из СНП, кг/с, составит: с Gснп Gпр D0,15 . (9.21) Примечание. При расходе воды Gснп 0,278 кг/с, ее теплота не учитывается и не используется, т. е. подогреватель исходной воды ТО1 в котельной не устанавливают, и далее в расчетах температуру воды на входе в теплообменник ТО2 принимают равной температуре исходной воды: t12 tисх . 130 9. Расчет принципиально-тепловой схемы Расход воды из деаэратора, кг/с, составит: к Gд D0,7 +Gпр +Gподп . (9.22) Расход выпара из деаэратора, кг/с, Dвып d Gд , (9.23) где d – удельный расход выпара из деаэратора, принимаемый равным 0,002 кг пара/кг воды. Расход пара на мазутное хозяйство (если оно имеется), кг/с, составит: Dм.х 0,01 Dвн . (9.24) Расход конденсата от мазутного хозяйства, кг/с, Gм.х 0,6 Dм.х . (9.25) Потери пара при распыливании мазута, кг/с, пот Dм.х 0, 4 Dм.х . (9.26) Суммарные (уточненные) потери пара и конденсата, кг/с, у пот пот Gпот Gт.н Dпот Gподп Gснп Dвып Dм.х . (9.27) у Расход исходной воды, кг/с, при Gхво Gпот составит: Gисх (1,15...1,2)Gхво . Температура исходной воды после ТО1, С, G (i i ) t12 tисх снп 0,15 к1 , 4,19 Gисх (9.28) (9.29) где tисх – температура исходной воды, равная 5 °С; iк1 – энтальпия продувочной воды после теплообменника ТО1, кДж/кг, определяемая при tк1 = 60 °С. 131 Котельные установки Расход пара на подогреватель исходной воды ТО2, кг/с, G (t t )4,19 D2 исх хво 12 , (9.30) iк2 i0,7 где tхво – температура воды, поступающей на ХВО, принимаемая равной 30 °С; iк2 – энтальпия конденсата после теплообменника ТО2, кДж/кг, определяемая при tк2 = 80 °С. Температура умягченной воды после ХВО, С, с учетом охлаждения составит: t31 tхво 3, (9.31) где 3 – величина охлаждения температуры в ХВО. Температура химически очищенной воды на входе в теплообменник ТО4, С, G (t t ) t41 t42 д д пв , (9.32) Gхво где t42 – температура химически очищенной воды, поступающей в деаэратор, принимаемая равной 85 °С; tд – температура воды в деаэраторе, принимаемая по прил. 1 при давлении в деаэраторе 0,12 МПа. Примечание. Если в результате расчетов получится, что t31 t41, то в этом случае теплообменник ТО3 в котельной не устанавливается. Тогда из формулы (9.32) необходимо вывести и рассчитать температуру t42 , при условии, что t41 t31. Если теплообменник ТО3 устанавливается, то расход пара на него (при t41 t32 ), кг/с, определится из выражения D3 Gхво (t32 t31 )4,19 , iк3 i0,7 где iк3 – энтальпия конденсата, кДж/кг, равная iк2 . 132 (9.33) 9. Расчет принципиально-тепловой схемы Расход пара на деаэрацию, кг/с, Dд 1 ) [(Gд iд Dвып i0,12 i0,7 с ) (Gхво i42 Gт.н iтех Gм.х iм.х D0,15 i0,15 ( D2 D3 Dс.т )iк2 ], (9.34) где iд – энтальпия воды в деаэраторе, кДж/кг, определяемая по – энтальпия прил. 1 при давлении в деаэраторе 0,12 МПа; i0,12 пара, кДж/кг, принимаемая по прил. 1 при давлении в деаэраторе; i42 – энтальпия умягченной воды, поступающей в деаэратор, кДж/кг, определяемая при температуре t42 ; iм.х – энтальпия конденсата от мазутного хозяйства, кДж/кг, определяемая при tм.х = 40 °С. Расчетный расход пара на собственные нужды, кг/с, р Dс.н Dд Dм.х D2 D3. (9.35) Расчетная паропроизводительность котельной, кг/с, к.р р D0,7 Dт.н Dс.н Dпот Dс.т . (9.36) Невязка расчета, %, к.р к D0,7 D0,7 к.р D0,7 100. (9.37) Если ошибка не превысит 2 %, то расчет тепловой схемы закончен. При больших значениях невязки необходимо в форр , рассчитанный по мулу (9.13) вместо Dс.н подставить Dс.н к формуле (9.35), заново определить D0,7 и повторить расчет. 133 Котельные установки к.р , рассчитывается необхоДалее, после определения D0,7 димое число котлов: к.р D0,7 (9.38) nк , D1к где D1к – паропроизводительность одного котла, кг/с (см. п. 3). 9.2. Расчет принципиальной тепловой схемы производственно-отопительной котельной с открытой системой теплоснабжения Расход пара на технологические нужды, кг/с, определяется по формуле Q 1000 Dт.н т.н , (9.39) iтех i0,7 где Qт.н – технологическая нагрузка, МВт (принимается по за – энтальпия насыщенного пара, кДж/кг, при давледанию); i0,7 нии 0,7 МПа (прил. 1); iтех – энтальпия конденсата с производства, кДж/кг ( iтех tтех 4,19 ), где tтех – температура конденсата (принимается по заданию). Расход конденсата с производства, кг/с, Gт.н 0,01 Dт.н , (9.40) где – доля возврата конденсата от технологии, % (принимается по заданию). Потери технологического конденсата, кг/с, составят: пот Gт.н Dт.н Gт.н . 134 (9.41) 9. Расчет принципиально-тепловой схемы Общая нагрузка отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, МВт, определится из выражения Qc Qо.в Qг.в , (9.42) где Qо.в , Qг.в – тепловые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение соответственно (принимаются по заданию). Расход пара на сетевые подогреватели ТО5 и ТО6, кг/с, Dс.т Qо.в 1000 , iк6 i0,7 (9.43) где iк6 – энтальпия конденсата после теплообменников, кДж/кг, определяемая при tк6 = 80 °С. Общий расход пара на внешние потребители, кг/с, Dвн Dт.н Dс.т . (9.44) Расход пара на собственные нужды котельной, кг/с, Dс.н (0,15...0,3) Dвн . (9.45) Потери пара в тепловой схеме, кг/с, Dпот (0,02...0,03) Dвн . (9.46) Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию, кг/с, с Gо.в Qо.в 1000 , 4,19(tс tс) (9.47) где tс – температура сетевой воды в подающем трубопроводе, принимаемая равной 150 °С; tс – температура сетевой воды в обратном трубопроводе, принимаемая равной 70 °С. Расход сетевой воды для горячего водоснабжения, кг/с, 135 Котельные установки с Gг.в 1, 05 Qг.в 1000 , 4,19(tс tс) (9.48) где 1,05 – коэффициент, учитывающий рециркуляцию теплоносителя. Общий расход сетевой воды, кг/с, с с Gс Gо.в Gг.в . (9.49) Расход сетевой воды на подпитку тепловых сетей, кг/с, с с с Gподп (0, 015...0, 02)(Gо.в Gг.в ) Gг.в . (9.50) Паропроизводительность котельной, кг/с, при давлении 0,7 МПа составит: к D0,7 Dт.н Dс.т Dс.н Dпот . (9.51) Сумма потерь пара и конденсата (без учета выпара и воды из сепаратора непрерывной продувки), кг/с, пот Gпот Gт.н Dпот . Доля потерь теплоносителя составит: G П х пот . к D0,7 Процент продувки, %, S П 100 Рп x х , S кв S x П х (9.52) (9.53) (9.54) где S x – солесодержание воды после химической очистки воды, мг/кг, принимаемое в зависимости от источника водоснабжения по прил. 2, при условии, что S x равен сухому остатку исходной воды Sи.в ; S кв – солесодержание котловой воды, принимаемое для котлов без пароперегревателей равным 3000 мг/кг. 136 9. Расчет принципиально-тепловой схемы Расход питательной воды на редукционно-охладительную установку, кг/с, к i1,4 i0,7 Gроу D0,7 , (9.55) iпв i1,4 – энтальпия насыщенного пара, кДж/кг, при давлении где i1,4 1,4 МПа (прил. 1); iпв – энтальпия питательной воды, кДж/кг, определяемая при tпв = 100 °С. Паропроизводительность котельной при давлении 1,4 МПа, кг/с, составит: к к D1,4 = D0,7 Gроу . (9.56) Расход продувочной воды, кг/с, к Gпр 0, 01 D1,4 Рп . (9.57) Примечание. Использование сепаратора непрерывной продувки (СНП) экономически целесообразно при расходе продувочной воды Gпр 0,14 кг/с. Если Gпр 0,14 кг/с, то СНП в котельной не устанавливается. Расход пара из сепаратора непрерывной продувки (если он имеется), кг/с, при давлении в нем 0,15 МПа составит: с D0,15 Gпр i0,15 iкв , i0,15 i0,15 (9.58) – энтальпия кипящей котловой воды, кДж/кг, при давлегде iкв – энтальпия кипящей воды, кДж/кг, нии 1,4 МПа (прил. 1); i0,15 в расширителе непрерывной продувки при давлении 0,15 МПа – энтальпия насыщенного пара, кДж/кг, в расши(прил. 1); i0,15 рителе непрерывной продувки при давлении 0,15 МПа (прил. 1). Расход воды из СНП, кг/с, составит: 137 Котельные установки с Gснп Gпр D0,15 . (9.59) Примечание. При расходе воды Gснп 0,278 кг/с, ее теплота не учитывается и не используется, т. е. подогреватель исходной воды ТО1 в котельной не устанавливают, и далее в расчетах температуру воды на входе в теплообменник ТО2 принимают равной температуре исходной воды: t12 tисх . Расход воды из деаэратора питательной воды ДА1, кг/с, к Gд1 D0,7 +Gпр . (9.60) Расход выпара из деаэратора ДА1, кг/с, 1 Dвып d Gд1 , (9.61) где d – удельный расход выпара из деаэратора, принимаемый равным 0,002 кг пара/кг воды. Расход воды из деаэратора подпиточной воды ДА2, кг/с, будет равен: Gд2 Gподп . (9.62) Расход выпара из деаэратора ДА2, кг/с, 2 Dвып d Gд2 . (9.63) Расход пара на мазутное хозяйство (если оно имеется), кг/с, составит: Dм.х 0,01 Dвн . (9.64) Расход конденсата от мазутного хозяйства, кг/с, Gм.х 0,6 Dм.х . (9.65) Потери пара при распыливании мазута, кг/с, пот Dм.х Dм.х Gм.х . 138 (9.66) 9. Расчет принципиально-тепловой схемы Суммарные (уточненные) потери сетевой воды, пара и конденсата, кг/с, у пот 1 2 пот Gпот Gт.н Dпот Gподп Gснп Dвып Dвып Dм.х . (9.67) Расход воды первой ступени умягчения ХВО, кг/с, 2 у Gхво Gпот . (9.68) Расход воды второй ступени умягчения ХВО, кг/с, у 2 G1хво Gпот (Gподп Dвып ). (9.69) Расход исходной воды, кг/с, составит: 2 Gисх (1,15...1, 2)(G1хво Gхво ). (9.70) Температура исходной воды после ТО1, С, t12 tисх iк1 ) Gснп (i0,15 4,19 Gисх , (9.71) где iк1 – энтальпия продувочной воды после теплообменника ТО1, кДж/кг, определяемая при tк1 = 60 °С. Расход пара на подогреватель исходной воды ТО2, кг/с, D2 Gисх (tхво t12 )4,19 , iк2 i0,7 (9.72) где tхво – температура воды, поступающей на ХВО, принимаемая равной 30 °С; iк2 – энтальпия конденсата после теплообменника ТО2, кДж/кг, определяемая при tк2 = 80 °С. Температура воды после ХВО, с учетом охлаждения, С, t31 t71 tхво 3, (9.73) 139 Котельные установки где 3 – величина охлаждения температуры в ХВО; t71 – температура воды на входе в теплообменник ТО7, °С. Температура химически очищенной воды на входе в теплообменник ТО4, С, G1д (tд tпв ) t41 t42 , (9.74) G1хво где t42 – температура умягченной воды, поступающей в деаэратор ДА1 после ТО4, принимаемая равной 85 °С; tд – температура воды в деаэраторе, принимаемая по прил. 1 при давлении в деаэраторе 0,12 МПа. Примечание. Если в результате расчетов получится, что t31 t41, то в этом случае теплообменник ТО3 в котельной не устанавливается. Тогда из формулы (4.76) необходимо вывести и рассчитать температуру t42 при условии, что t41 t31. Расход пара на теплообменник ТО3 (при t41 t32 ), кг/с, D3 G1хво (t32 t31 )4,19 , iк3 i0,7 (9.75) где iк3 – энтальпия конденсата, кДж/кг, равная iк2 . Температура подпиточной воды на входе в теплообменник ТО8, на выходе из ТО7, С, G 2 (t t ) (9.76) t81 t82 д д б.а , Gподп где t82 – температура умягченной воды, поступающей в деаэратор ДА2 после ТО8, принимаемая равной 85 °С; tб.а – температура подпиточной воды бака-аккумулятора, принимаемая около 60–75 °С. 140 9. Расчет принципиально-тепловой схемы Расход пара на теплообменник ТО7 (при t81 t72 ), кг/с, D7 Gподп (t72 t71 )4,19 , iк7 i0,7 (9.77) где iк7 – энтальпия конденсата, кДж/кг, равная iк2 . Температура подпиточной воды после охладителя выпара ТО9, С, D 2 (i i ) (9.78) t92 t82 вып 0,12 к9 , 4,19 Gподп – энтальпия насыщенного пара, кДж/кг, в деаэраторе где i0,12 ДА2 при давлении 0,12 МПа (прил. 1); iк9 – энтальпия конденсата, кДж/кг, равная iк2 . Расход пара на деаэратор питательной воды ДА1, кг/с, D1д 1 1 ) [(Gд1 iд Dвып i0,12 i0,7 с ) (G1хво i42 Gт.н iтех Gм.х iм.х D0,15 i0,15 ( D2 D3 D7 Dс.т )iк2 ], (9.79) где iд – энтальпия воды в деаэраторе, кДж/кг, принимаемая по прил. 1 при давлении в деаэраторе 0,12 МПа; i42 – энтальпия умягченной воды, поступающей в деаэратор, кДж/кг, определяемая при температуре t42 ; iм.х – энтальпия конденсата от мазутного хозяйства, кДж/кг, определяемая при tм.х = 40 °С. Расход пара на деаэратор подпиточной воды ДА2, кг/с, 1 2 2 Gхво Dд2 (Gд2 iд Dвып i0,12 i92 ), (9.80) i0,7 141 Котельные установки где i92 – энтальпия воды, поступающей в деаэратор, кДж/кг, определяемая при температуре t92 . Расчетный расход пара на собственные нужды, кг/с, р Dс.н Dд1 Dд2 Dм.х D2 D3 D7 . (9.81) Расчетная паропроизводительность котельной, кг/с, к.р р D0,7 Dт.н Dс.н Dпот Dс.т . . (9.82) Невязка расчета, %, к.р к D0,7 D0,7 к.р D0,7 100. (9.83) Если ошибка не превысит 2 %, то расчет тепловой схемы закончен. При больших значениях невязки необходимо в форр , рассчитанный по мулу (9.51) вместо Dс.н подставить Dс.н к формуле (9.81), заново определить D0,7 и повторить расчет. к.р , рассчитывается необхоДалее, после определения D0,7 димое число котлов: к.р D0,7 (9.84) nк , D1к где D1к – паропроизводительность одного котла, кг/с (см. п. 3). 142 10. РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ КОТЕЛЬНОЙ В данном разделе представлена методика расчета и подбора диаметров трубопроводов котельной, оборудования водоподготовительной станции и насосов. 10.1. Расчет диаметров труб тепловой схемы Трубопроводы являются одним из наиболее ответственных элементов котельных установок. Нарушение непрерывного потока теплоносителя может привести к полной остановке котельной. Для трубопроводов котельных применяются бесшовные, электросварные трубы с продольным или спиральным швом и водогазопроводные трубы. Бесшовные трубы изготовляются по ГОСТ 8731–74* (горячекатаные) и по ГОСТ 8733–74* (холоднотянутые), электросварные трубы изготовляются по ГОСТ 10704–91, ГОСТ 10707–80* и ГОСТ 8696–74*, водогазопроводные – по ГОСТ 3262–75*. При использовании электросварных труб необходимо проводить радиографический или ультразвуковой контроль сварного шва по всей длине 4. Водогазопроводные трубы могут применяться для среды с параметрами: р ≤ 1 МПа (10 кгс/см2) и t ≤ 200 °С (трубы обыкновенные); р ≤ 1,6 МПа (16 кгс/см2) и t ≤ 200 °С (трубы усиленные). Диаметры трубопроводов определяются исходя из расчетных максимальных расходов и допустимых скоростей воды и пара. Скорость воды в трубопроводах рекомендуется принимать от 0,5 до 1,5 м/с перед насосами и от 2 до 3 м/с за ними 2. Скорости пара должны быть не более: – для перегретого пара при диаметре труб до 200 мм 40 м/с; свыше 200 мм 70 м/с; 143 Котельные установки – для насыщенного пара при диаметре труб до 200 мм 30 м/с; свыше 200 мм 60 м/с [5]. Внутренний диаметр трубопровода может быть определен по формуле d тр 2 G , где G расход среды через трубопровод, кг/с (при расчете диаметра паропровода вместо расхода воды G подставляется расход пара D); рекомендуемая скорость среды, м/с; плотность среды, кг/м3. Плотность среды в данных расчетах можно принять: 1200 кг/м3 для воды до водоподготовительной установки, 1000 кг/м после ХВО. Плотность пара принимается в зависимости от давления по прил. 1, как обратная величина , т. е. 1 . После расчета внутреннего диаметра трубопроводов необходимо с учетом толщин стенок трубы выбрать стандартный типоразмер трубопровода с диаметром, имеющим ближайшее и большее значение к расчетному (прил. 3). 10.2. Расчет водоподготовительной установки Установка для подготовки исходной (сырой) воды предназначена для обеспечения безнакипного режима работы паровых и водогрейных котлов, вспомогательного оборудования ТГУ и тепловых сетей. В соответствии с действующими правилами Ростехнадзора, докотловая обработка воды должна предусматриваться: для всех котлов паропроизводительностью более 0,7 т/ч; для котлов, имеющих экранные поверхности нагрева; 144 10. Расчет оборудования и трубопроводов котельной для неэкранированных котлов, сжигающих высококалорийное топливо: газ, мазут; для всех водогрейных котлов. Рассмотрим методику расчета и подбора ионообменных натрий-катионитовых фильтров. Обработка воды методами ионного обмена основана на пропуске исходной воды через фильтрующий слой ионообменного материала, практически не растворимого в воде, но способного взаимодействовать с содержащимися в обрабатываемой воде ионами. Материалы, обладающие свойством обменивать катионы, называются катионитами. Катиониты по составу разделяются на минеральные и органические, которые, в свою очередь, могут быть естественного и искусственного происхождения. Минеральные катиониты естественного происхождения характеризуются малой обменной способностью, что привело к замене их искусственными катионитами. Минеральные искусственные катиониты приготовляют смешением раствора сульфата алюминия с растворами соды и жидкого стекла. На водоподготовительных установках (ХВО) энергетических объектов обычно применяют такие катиониты, как сульфоуголь, сильнокислотные катиониты КУ-1 и КУ-2 (термостойкий) и слабокислотный катионит КБ-4-П2. Натрий-катионирование применяют для умягчения вод с мутностью не более 5–8 мг/л и окисляемостью (количеством кислорода) не более 15 мг/л. Процесс умягчения воды на катионитовых фильтрах включает в себя следующие операции: фильтрование воды через слой катионита до момента достижения предельно допускаемой жесткости в фильтрате (скорость фильтрования в пределах 10–25 м/ч); взрыхление слоя катионита восходящим потоком умягченной воды, отработанного регенерата или отмывных вод (интенсивность потока 4–5 л/(с∙м2); спуск водяной подушки во избежание разбавления регенерирующего раствора; регенерация катионита посред145 Котельные установки ством фильтрования соответствующего раствора (скорость фильтрования 3–4 м/ч); отмывка катионита неумягченной водой (скорость фильтрования 6–8 м/ч). На регенерацию обычно затрачивают около 2 ч, из них на взрыхление – 20–30 мин, на фильтрование регенерирующего раствора – 15–30 мин, на отмывку – 30–60 мин. Данный метод обработки воды может проходить по одноступенчатой или по двухступенчатой схеме. При использовании двухступенчатой схемы катионирования сырая вода сначала подается на фильтры I ступени, в которых скорость фильтрования составляет 10–25 м/ч. Затем вода с незначительным содержанием солей подается на фильтры II ступени, в которых скорость фильтрования принимают до 40 м/ч. Межрегенерационный период работы фильтров I ступени составляет около 10,5 ч, а фильтров II ступени – около 200 ч. При одноступенчатом Na-катионировании жесткость воды снижается до 0,05–0,1 мг-экв/л, при двухступенчатом – до 0,01 мг-экв/л. Число ступеней катионирования определяется требованиями к обработанной воде. Обычно для водогрейных котлов достаточно одной ступени очистки. Для паровых котлов требуется более глубокое умягчение воды, поэтому для них целесообразно использовать схему двухступенчатого Na-катионирования. Таким образом, для отопительной котельной с водогрейными котлами необходимо рассчитать одну ступень Naкатионирования (см. п. 10.2.1), а для котельной с паровыми котлами рассчитываются две ступени Na-катионирования. Расчет двухступенчатой схемы начинается с расчета второй ступени, т. к. оборудование водоподготовки должно подбираться с учетом добавочного количества воды, расходуемого на собственные нужды водоподготовки (отмывка слоя катионита в фильтрах II ступени). На ХВО малой производительности в целях унификации оборудования для обеих ступеней катионирования устанавли146 10. Расчет оборудования и трубопроводов котельной вают четыре одинаковых фильтра. В этом случае два из них работают как фильтры первой ступени, один – как фильтр второй ступени и один – резервный, который используется либо при регенерации фильтра второй ступени, либо при ремонте какоголибо фильтра в качестве резервного 6. Исходными данными для расчета Na-катионитных фильтров являются производительность установки (с учетом расхода воды на собственные нужды последующих стадий обработки воды), общая жесткость обрабатываемой воды и остаточная жесткость очищенной воды (требуемая степень очистки). 10.2.1. Расчет II ступени Na-катионирования Расчет Na-катионитных фильтров начинают обычно с подбора диаметра выпускаемых стандартных фильтров по скорости фильтрования. При этом расчетную скорость фильтрования, IIрасч , для Na-катионитных фильтров II ступени допускается принимать до 40 м/ч. Расчетная площадь фильтрации, м2, определяется по формуле II II f р.ф GNa 3,6 IIрасч , II где GNa – расход воды на II ступень водоподготовки, кг/с, принимаемый из расчета тепловой схемы следующим образом: II GNa Gисх – для отопительной ТГУ; II GNa Gхво – для производственно-отопительной ТГУ с закрытой системой теплоснабжения; II 2 GNa Gхво – для производственно-отопительной ТГУ с открытой системой теплоснабжения. Расчетный минимальный диаметр фильтра, м, определяется исходя из расчетной площади фильтрации: 147 Котельные установки II d р.ф II 4 f р.ф . II По величине dр.ф по прил. 4 выбирается стандартный фильтр с диаметром d ф , имеющим ближайшее и большее значение к расчетному. Действительная скорость фильтрования, м/ч, определится из выражения G II фII II Na II , fф n где fфII – площадь фильтрования стандартного фильтра, м2 (прил. 4); nII – количество работающих фильтров на II ступени очистки (принимается не менее одного, кроме резервного, который в расчете не учитывается). Число регенераций каждого Na-катионитного фильтра в сутки определяется по формуле z II II 24 Ж оII GNa II fфII H сл EрII n II , где Ж IIо – общая жесткость воды, поступающей на II ступень водоподготовки: – при одноступенчатой схеме катионирования – принимается равной общей жесткости исходной воды (прил. 2); – при двухступенчатой схеме катионирования – принимается равной 0,1 мг-экв/л; II H сл – высота слоя катионита, м (прил. 4); EрII – рабочая обменная емкость катионита (принимается около 250–300 г-экв/м3). Необходимо учесть, что число регенераций каждого фильтра в сутки должно быть в пределах от одной до трех. При 148 10. Расчет оборудования и трубопроводов котельной большем количестве регенераций необходимо увеличивать либо диаметр фильтра, либо число фильтров. Объем катионита, м3, в фильтрах II ступени следует определять по формуле II 24 GNa Ж оII VкII . z II EрII Регенерацию катионита производят технической поваренной солью. Расход 100%-й соли NaCl на одну регенерацию фильтра определяется по формуле GсNa.II II EрII f фII H сл qсII 1000 , где qсII – удельный расход соли на 1 г-экв рабочей обменной емкости катионита, принимаемый в размере: – 150–200 г/г-экв – при одноступенчатой схеме катионирования; – 300–400 г/г-экв – при двухступенчатой схеме катионирования. Расходы воды на регенерацию Na-катионитного фильтра складываются из расходов воды на взрыхляющую промывку, приготовление регенерационного раствора, отмывку катионита от продуктов регенерации и избытка NaCl. Взрыхление слоя катионита необходимо для устранения слеживаемости и удаления измельченных частиц катионита. Расход воды, м3, на одну взрыхляющую промывку фильтра определяется из выражения II Gвзр II i fфII 60 tвзр , 1000 где i – интенсивность взрыхляющей промывки фильтров, л/(с∙м2), принимаемая равной 4 л/(см2) при крупности зерен ка149 Котельные установки тионита 0,5–1,1 мм и 5 л/(см2) – при крупности 0,8–1,2 мм; II tвзр – продолжительность взрыхляющей промывки, мин, принимаемая равной 20–30 мин. Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли, м3, определяется из выражения II Gр.р GсNa.II 100 1000 b II 1, 203 , где bII – концентрация регенерационного раствора, %, принимаемая для фильтров II ступени 8–12 %; 1,203 – плотность регенерационного раствора, т/м3. Расход воды на отмывку катионита от продуктов регенерации, м3, определяется по формуле II II Gот fфII H сл qуд , где q уд – удельный расход воды на отмывку 1 м3 катионита, принимаемый равным для сульфоугля – 4 м3, а для КУ-2 – 6 м3. Общий расход воды на одну регенерацию фильтра, м 3, без использования отмывочных вод на взрыхляющую промывку составит: II II II II Gобщ Gвзр Gр.р Gот . Время регенерации фильтра, мин, определяется из выражения II II II II tрег tвзр tр.р tот , II II где tвзр – продолжительности взрыхляющей промывки, мин; t р.р – время пропуска регенерационного раствора через фильтр, мин; II tот – время отмывки фильтра от продуктов регенерации, мин. Время пропуска регенерационного раствора через фильтр определяется из выражения 150 10. Расчет оборудования и трубопроводов котельной II tр.р II Gр.р 60 р.р fфII , где р.р – скорость фильтрования регенерационного раствора через фильтр, принимаемая в размере 3–4 м/ч. Время отмывки фильтра от продуктов регенерации определяется по зависимости G II 60 II tот от II , от fф где от – скорость фильтрования исходной воды для отмывки катионита, принимаемая в размере 6–8 м/ч. Время между регенерациями фильтра, ч, определяется из формулы II 24 tрег T II II . 60 z 10.2.2. Расчет I ступени Na-катионирования Расчет Na-катионитных фильтров первой ступени аналогичен расчету фильтров второй ступени. При этом необходимо учесть, что отмывку катионита II ступени предусматривают фильтратом (очищенной водой) первой ступени катионирования. В этой связи расход воды, т/ч, на I ступень водоподготовки определится следующим образом: – для производственно-отопительной ТГУ с закрытой системой теплоснабжения G II 1000 I GNa (Gхво отII )3, 6; tот 60 – для производственно-отопительной ТГУ с открытой системой теплоснабжения 151 Котельные установки I 2 GNa (G1хво Gхво II Gот 1000 II tот 60 )3, 6. Допустимая расчетная скорость фильтрования, Iрасч , через Na-катионитные фильтры I ступени принимается в зависимости от общей жесткости исходной воды (см. прил. 2): при Жо 5 мг-экв/л – Iрасч 25 м/ч, при Жо = 5–10 мг-экв/л – Iрасч 15 м/ч, при Жо = 10–15 мг-экв/л – Iрасч 10 м/ч. Расчетная площадь фильтрации, м2, определяется по формуле I f р.ф I GNa Iрасч . Расчетный минимальный диаметр фильтра, м, определяется исходя из расчетной площади фильтрации: I d р.ф I 4 f р.ф . I По величине dр.ф по прил. 4 выбирается стандартный фильтр с диаметром d ф , имеющим ближайшее и большее значение к расчетному. Действительная скорость фильтрования, м/ч, определится из выражения GI фI I Na I , fф n где fфI – площадь фильтрования стандартного фильтра, м2 (прил. 4); nI – количество работающих фильтров на I ступени 152 10. Расчет оборудования и трубопроводов котельной очистки (принимается в количестве не менее двух, кроме резервного, который в расчете не учитывается). Число регенераций каждого Na-катионитного фильтра в сутки определяется по формуле I z I 24 Ж оI GNa I fфI H сл EрI n I , где Ж Iо – общая жесткость исходной воды, поступающей на NaI катионитные фильтры, мг-экв/л (прил. 2); H сл – высота слоя ка- тионита, м (прил. 4); EрI – рабочая обменная емкость катионита, г-экв/м3, определяемая по формуле EрI ф ф Eпол 0,5 qуд Ж оI , где ф – коэффициент эффективности регенерации натрий-катионита, учитывающий неполноту регенерации катионита, принимаемый по табл. 10.1; ф – коэффициент, учитывающий снижение обменной емкости катионита, принимаемый по табл. 10.2; Eпол – полная обменная емкость катионита, г-экв/м3 (допускается принимать: для сульфоугля с крупностью зерен 0,5–1,1 мм – 500 г-экв/м3; для катионита КУ-2 крупностью 0,8–1,2 мм – 1500–1700 г-экв/м3); q уд – удельный расход воды на отмывку 1 м3 катионита, принимаемый равным для сульфоугля 4 м3 и для КУ-2 – 6 м3. Необходимо учесть, что число регенераций каждого фильтра в сутки должно быть в пределах от одной до трех. При большем количестве регенераций необходимо увеличивать либо диаметр фильтра, либо число фильтров. Для выбора коэффициента ф необходимо знать удельный расход соли на регенерацию катионита qс , который принимается в размере 120–150 г/г-экв. 153 Котельные установки Таблица 10.1 Значения коэффициента ф Удельный расход поваренной соли на регенерацию рабочей обменной емкости катионита qс, г/г-экв 100 150 200 250 300 Коэффициент эффективности регенерации катионита ф 0,62 0,74 0,81 0,86 0,9 Таблица 10.2 Значения коэффициента ф CNa Ж о 0,01 0,05 0,1 0,5 1 5 10 ф 0,93 0,88 0,83 0,7 0,65 0,54 0,5 Примечание. СNa – концентрация натрия в исходной воде, г-экв/м3, определяемая по формуле CNa (Na ) 23, где Na – содержание ионов Na в исходной воде, мг/л (прил. 2); 23 – молекулярная масса натрия. Объем катионита в фильтрах I ступени, м3, следует определять по формуле I 24 GNa Ж Iо VкI . z I EрI Расход 100%-й соли NaCl на одну регенерацию фильтра определяется по формуле GсNa.I I EрI fфI H сл qсI 1000 , где qс – удельный расход соли на 1 г-экв рабочей обменной емкости катионита, принимаемый по табл. 10.1. Расход воды на одну взрыхляющую промывку фильтра, м3, определяется из выражения 154 10. Расчет оборудования и трубопроводов котельной I Gвзр I i fфI 60 tвзр , 1000 где i – интенсивность взрыхляющей промывки фильтров, л/(с∙м2), принимаемая равной 4 л/(см2) при крупности зерен катиI онита 0,5–1,1 мм и 5 л/(см2) – при крупности 0,8–1,2 мм; tвзр – продолжительность взрыхляющей промывки, мин, принимаемая около 20–30 мин. Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли, м3, определяется из выражения I Gр.р GсNa.I 100 1000 b I 1, 203 , где bI – концентрация регенерационного раствора, %, принимаемая для фильтров I ступени в размере 5–8 %; 1,203 – плотность регенерационного раствора, т/м3. Расход воды на отмывку катионита от продуктов регенерации, м3, определяется по формуле I I Gот fфI H сл qуд . Общий расход воды на одну регенерацию фильтра, м 3, без использования отмывочных вод на взрыхляющую промывку, составит: I I I I Gобщ Gвзр Gр.р Gот . Время регенерации фильтра, мин, определяется из выражения I I I I tрег tвзр tр.р tот , I I где tвзр – продолжительность взрыхляющей промывки, мин; t р.р – время пропуска регенерационного раствора через фильтр, мин; I tот – время отмывки фильтра от продуктов регенерации, мин. 155 Котельные установки Время пропуска регенерационного раствора через фильтр, определяется из выражения I tр.р I Gр.р 60 р.р fфI , где р.р – скорость фильтрования регенерационного раствора через фильтр, принимаемая в размере 3–4 м/ч. Время отмывки фильтра от продуктов регенерации определяется по зависимости I tот I Gот 60 от fфI , где от – скорость фильтрования исходной воды для отмывки катионита, принимаемая в размере 6–8 м/ч. Время между регенерациями фильтра, ч, определяется из выражения I T I 24 z I tрег 60. 10.3. Подбор деаэратора Процесс выделения растворенных в воде кислорода, диоксида углерода и других газов называется деаэрацией, или дегазацией, а устройства, в которых происходит выделение газов, – деаэраторами. Процесс деаэрации может быть осуществлен при разном абсолютном давлении. Если давление над поверхностью воды меньше атмосферного, т. е. вода кипит при температуре ниже 100 °С, то такие установки называются вакуумными (прил. 5). Деаэраторы, работающие при давлении, близком к атмосферному (около 0,12 МПа), называют атмосферными (прил. 6). 156 10. Расчет оборудования и трубопроводов котельной В атмосферных деаэраторах вода подогревается до температуры кипения за счет пара. В котельных с водогрейными котлами при отсутствии пара применяют вакуумную деаэрацию, основанную на самовскипании воды, нагретой до температуры, превышающей температуру насыщения при данном давлении. В качестве греющей среды используется горячая вода из котлов. Для создания вакуума в деаэраторе применяют водоструйные эжекторы. Деаэраторы состоят из деаэрационных колонок и деаэраторных баков. Колонки деаэраторов атмосферного типа устанавливаются на баках, а колонки деаэраторов вакуумного типа – отдельно от баков. Баки обеспечивают необходимый запас воды котельных и надежную работу питательных насосов. Некоторые деаэраторы (например, ДА-1, ДА-3) изготовляются бесколонковыми, поскольку у них все элементы размещаются непосредственно в объеме бака. Условное обозначение деаэратора должно включать: тип, номинальную производительность, полезную вместимость деаэраторного бака. Например: деаэратор ДА-100/35 – это деаэратор атмосферного типа производительностью 100 т/ч с баком полезной вместимости 35 м3. Подбор деаэраторов производится по расходу деаэрируемой воды Gд. 10.4. Подбор насосов Для нормального функционирования ТГУ, ее основного оборудования и системы теплоснабжения в соответствии с графиком отпуска энергии потребителям устанавливаются насосы различного назначения: сетевые, подпиточные, питательные и др. Марку насоса и его типоразмер выбирают, исходя из назначения, производительности насоса и развиваемого им напора. 157 Котельные установки Мощность электродвигателя насоса, кВт, рассчитывается по следующей зависимости: N эл GР , н эл где G – производительность насоса (расход), кг/с; Р – развиваемый напор, МПа; н – КПД насоса (при отсутствии данных принимается равным 0,8); эл – КПД электродвигателя (ориентировочно принимается равным 0,9). 10.4.1. Подбор сетевых насосов Сетевые насосы используют для обеспечения циркуляции теплоносителя в системе теплоснабжения. Подачу (производительность) сетевых насосов следует принимать равной суммарному расчетному расходу воды в системе теплоснабжения. В данной работе эта величина принимается из расчета тепловой схемы, равной Gс . Напор сетевых насосов следует определять для отопительного и неотопительного периодов и принимать равным сумме потерь давления в источнике теплоты (котельный агрегат), в подающем и обратном трубопроводах от источника теплоты до наиболее удаленного потребителя и в системе потребителя. Число насосов следует принимать не менее двух, один из которых является резервным. При пяти рабочих сетевых насосах в одной группе резервный насос допускается не устанавливать. Подбор сетевых насосов можно произвести по прил. 7. Насосы серии СЭ предназначены для питания тепловых сетей водой с температурой до 180 °С, содержащей твердые частицы размером не более 0,2 мм при концентрации не более 5 мг/литр. Маркировка насоса СЭ 500-70-16 означает следующее: СЭ – сетевой электронасос; 158 10. Расчет оборудования и трубопроводов котельной 500 – подача, м3/час; 70 – напор, м; 16 – номер модификации. 10.4.2. Подбор подпиточных насосов Подпиточные насосы в закрытых системах теплоснабжения устанавливаются для поддержания статического давления и восполнения потерь воды из тепловой сети (например, вследствие аварии). Подачу (производительность) рабочих подпиточных насосов на источнике теплоты в закрытых системах теплоснабжения следует принимать равной расходу воды на компенсацию потерь сетевой воды из тепловой сети, а в открытых системах – равной сумме максимального расхода воды на горячее водоснабжение и расхода воды на компенсацию потерь. Таким образом, в данной работе подачу подпиточных насосов необходимо принимать из расчета тепловой схемы, равной Gподп . Напор подпиточных насосов должен определяться из условий поддержания в водяных тепловых сетях статического давления и проверяться для условий работы сетевых насосов в отопительный и неотопительный периоды. Число насосов должно быть: – в закрытых системах теплоснабжения – не менее двух, один из которых является резервным; – в открытых системах – не менее трех, один из которых является резервным. Подбор подпиточных насосов консольного типа можно произвести по прил. 8. Данные насосы предназначены для перекачивания чистой воды производственно-технического назначения (кроме морской) с рН 6–9, температурой от 0 до 105 °С, и других жидкостей, сходных с водой по плотности, вязкости и химической активности, содержащих твердые включения 159 Котельные установки размером до 0,2 мм, объемная концентрация которых не превышает 0,1 %. Маркировка насоса К80-50-200 означает следующее: К – консольный тип насоса; 80 – диаметр всасывающего патрубка, мм; 50 – диаметр напорного патрубка, мм; 200 – диаметр рабочего колеса, мм. 10.4.3. Подбор питательных насосов Питательные насосы типа ПЭ предназначены для питания водой с температурой до 165 °С паровых котельных агрегатов. При определении производительности питательных насосов следует учитывать расходы: – на питание всех рабочих паровых котлов; – на редукционно-охладительную установку; – на непрерывную продувку котлов. Исходя из этого, производительность питательных насосов, кг/с, определится из выражения к Gпн D0,7 +Gпр . Напор, который должен создать насос, МПа, можно определить по формуле Рпн = 1,15( Рб + Рд + Рс + Рг ), где Рб – избыточное давление в барабане парового котла, равное 1,4 МПа; Рд – избыточное давление в деаэраторе, равное 0,12 МПа; Рс – суммарное сопротивление всасывающего и нагнетательного тракта питательной воды, принимаемое равным от 0,08 до 0,1 МПа; Рг – давление, соответствующее разности уровней воды в барабане котла и в деаэраторе, принимаемое равным от 0,04 до 0,06 МПа. 160 10. Расчет оборудования и трубопроводов котельной Число насосов должно не менее двух, в том числе один резервный. Подбор питательных насосов можно произвести по прил. 9. Маркировка насоса ПЭ 380-200-5 означает следующее: ПЭ – питательный электронасос; 380 – подача, м3/ч; 200 – величина напора, уменьшенная в 10 раз, м; 5 – номер модификации. 10.4.4. Подбор насосов исходной воды Насосы исходной воды должны обеспечить максимальный расход химически очищенной воды для питания котлов, подпитку тепловой сети и дополнительный максимальный расход на отмывку фильтров, который согласно расчетам равен Gисх . Необходимый напор, МПа, который должен обеспечить данный насос, составит Рив = Рi + Рд , где Рi – сумма потерь напора в подогревателях исходной воды, фильтрах 1-й и 2-й ступеней ХВО, подогревателях химически очищенной воды, трубопроводах и др. (можно принять равной 0,3 МПа); Рд – напор, необходимый на подъем воды и ввод ее в деаэратор, принимаемый равным 0,18 МПа. Число насосов должно быть установлено не менее двух, в том числе один резервный. Подбор насосов исходной воды можно произвести по прил. 8. 161 11. РАСЧЕТ ВЫБРОСОВ ОТ КОТЕЛЬНОЙ Расчет количества вредных выбросов от котельной производится согласно 7. Определение минимально необходимой высоты дымовой трубы выполняется из условия рассеивания вредных веществ в приземном воздухе на основе 8. При расчете рассеивания в атмосфере вредных веществ следует принимать максимально допускаемые концентрации золы, окислов серы, двуокиси азота и окиси углерода 5. При работе котельных в продуктах сгорания, выбрасываемых в атмосферу, содержатся вредные компоненты, основными из которых являются: 1) твердые частицы; 2) газообразные окислы серы SO2 и SO3; 3) окислы азота NOx; 4) оксид углерода СО; 5) диоксид углерода СО2; 6) углеводороды; 7) бенз(а)пирен. Ниже представлены зависимости, по которым, в зависимости от вида сжигаемого топлива, рассчитывается количество следующих выбросов: – при сжигании газообразного топлива: оксида углерода и оксидов азота; – при сжигании жидкого топлива: оксидов серы, оксида углерода, оксидов азота, мазутной золы; – при сжигании твердого топлива: твердых частиц, оксидов серы, оксида углерода, оксидов азота. 11.1. Расчет выбросов твердых частиц В случае сжигания твердого топлива в атмосферу будут выбрасываться твердые частицы (летучая зола и несгоревшее топливо). Суммарное количество твердых частиц, поступающих в атмосферу с дымовыми газами котла, может быть определено по формуле, г/с: 162 11. Расчет выбросов от котельной М тв 10 B(а ун А р q4 Qнр )(1 з ), 32, 68 где В – расход топлива, кг/с (см. п. 5); а ун – доля золы топлива, уносимой газами (подставляется в долях); Aр – зольность топлива, % (см. п. 5); q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, % (см. п. 5); Qнр – низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг (см. п. 5); 32, 68 – теплота сгорания углерода, МДж/кг; з – доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях (может быть принята 75–85 %). 11.2. Расчет выбросов оксидов серы Суммарное количество оксидов серы, г/с, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, вычисляют по формуле )(1 SO ), М SO 2 20 B Sp (1 SO 2 2 где Sp – содержание серы в топливе на рабочую массу, % (см. п. 5); SO2 – доля оксидов серы, связываемых летучей золой топлива в котле, определяемая из табл. 11.1; SO2 – доля оксидов серы, улавливаемых в мокром золоуловителе (для сухих золоуловителей SO2 0 ). Таблица 11.1 Доля оксидов серы, связываемых летучей золой топлива в котле Топливо Березовские угли Канско-Ачинского бассейна: для топок с твердым шлакоудалением для топок с жидким шлакоудалением SO2 0,5 0,2 163 Котельные установки Окончание табл. 11.1 SO2 Топливо Другие угли Канско-Ачинского бассейна (ирша-бородинский, назаровский, абаканский, боготольский, итатский, барандатский, черногорский, артемовский, харанорский, бикинский): для топок с твердым шлакоудалением для топок с жидким шлакоудалением 0,2 0,05 Угли других месторождений Мазут 0,1 0,02 Газ 0 11.3. Расчет выбросов оксида углерода Расчет количества выбросов оксида углерода ведется по формуле, г/с, q M CO 10 3 B Qнр K CO 1 4 , 100 где В – расход топлива, г/с; Qнр – низшая теплота сгорания топлива, МДж/м3 или МДж/кг; q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, %; KСО – количество оксида углерода, образующееся на единицу тепла, выделяющегося при горении топлива, кг/ГДж (принимается по табл. 11.2). Таблица 11.2 Значения коэффициента KСО в зависимости от типа топки и вида топлива Тип топки С забрасывателями и цепной решеткой 164 Вид топлива KСО, кг/ГДж Бурые и каменные угли 0,7 11. Расчет выбросов от котельной Окончание табл. 11.2 Тип топки Вид топлива Слоевые топки бытовых теплогенераторов Дрова Бурые угли Каменные угли Антрацит, тощие угли Камерные топки Мазут Паровые и водогрейные котлы Бытовые теплогенераторы Газ природный, попутный и коксовый Газ природный Легкое жидкое (печное) топливо KСО, кг/ГДж 14,0 16,0 7,0 3,0 0,13 0,1 0,05 0,08 11.4. Расчет выбросов оксидов азота Количество выбросов оксидов азота NOx в пересчете на NO2 может быть рассчитано по формуле, г/с: – при сжигании природного газа М NO2 Bр Qнр K NO2 k t (1 p )(1 )kп ; – при сжигании мазута М NO2 Bр Qнр K NO2 t (1 p )(1 )kп ; – при сжигании твердого топлива М NO2 Bр Qнр K NO2 p kп , где Bр – расчетный расход топлива, кг/с или м3/с (см. п. 5); K NO2 – удельный выброс оксидов азота при сжигании топлива на 1 МДж теплоты, г/МДж, принимаемый по табл. 11.3; k – 165 Котельные установки безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелки ( k = 1); t – безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого на горение: – при сжигании твердого топлива t = 1; – при сжигании природного газа и мазута t 1 0, 002(tв 30), где tв – температура воздуха, подаваемого в топку на горение, С, принимаемая: – при подаче наружного воздуха, согласно [9]; – при подаче внутреннего воздуха котельной tв = 25–30 С; – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота. При работе котла в номинальном режиме и по режимной карте = 1. При работе котла на твердом топливе = 1. В общем случае принимают при работе котла на газе = 1,225, на мазуте – = 1,113; р – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на образование оксидов азота: – при сжигании природного газа р 0,16 р; – при сжигании мазута р 0,17 р; – при сжигании твердого топлива р 1 0, 075 р, где p – степень рециркуляции дымовых газов, %; – безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру: – при сжигании природного газа = 0,022; – при сжигании мазута = 0,0185; – при сжигании твердого топлива = 0, где – доля воздуха, подаваемого в промежуточную зону факела (в процентах от общего количества организованного воздуха); 166 11. Расчет выбросов от котельной kп – коэффициент пересчета: – при определении выбросов в граммах в секунду kп = 1; – при определении выбросов в тоннах в год kп = 10–3. Таблица 11.3 Удельный выброс оксидов азота при сжигании топлива Топливо Тип котла Расчетная формула для K NO2 , г/МДж Паровой K NO 2 0, 01 D 0, 03 Водогрейный K NO 2 0, 013 Qк 0,03 Паровой K NO 2 0, 01 D 0,1 Водогрейный K NO 2 0, 0113 Qк 0,1 Природный газ Мазут При слоевом сжигании твердого топлива Паровой K NO 2 0, 35 103 т (1 5, 46 Водогрейный 100 R ) 100 4 qR Qнр Поясним обозначения величин расчетных формул табл. 11.3: D – паропроизводительность котла, т/ч; Qк – фактическая тепловая мощность парового или водогрейного котла по введенной в топку теплоте, МВт, определяемая по формуле Qк Bр Qнр ; т – коэффициент избытка воздуха, подаваемого в топку котла (см. табл. 5.7); R – характеристика гранулометрического состава угля – остаток на сите с размером ячеек 6 мм, %. При отсутствии данных принимать R = 30 %; qR – тепловое напряжение зеркала горения, МВт/м2, определяемое по формуле qR Qк Fзг , 167 Котельные установки где Fзг – площадь зеркала горения котла, м2 (см. п. 3, 4), определяемая по паспортным данным котла. 11.5. Расчет выбросов мазутной золы в пересчете на ванадий Мазутная зола представляет собой сложную смесь, состоящую в основном из оксидов металлов. В качестве контролирующего показателя принят ванадий, по содержанию которого в золе установлен санитарно-гигиенический норматив (ПДК). Суммарное количество мазутной золы в пересчете на ванадий, г/с, поступающей в атмосферу с дымовыми газами котла при сжигании мазута, можно рассчитать по формуле М мз Gv B(1 ηос )(1 ηvзу )kп , 100 где Gv – количество ванадия, находящегося в 1 т мазута, г/т; kп – коэффициент пересчета: – при определении выбросов в граммах в секунду kп = 1; – при определении выбросов в тоннах в год kп = 10–3. При отсутствии золоулавливающих устройств ηvзу = 0. Количество ванадия Gv , г/т, в случае отсутствия данных химического анализа, вычисляют по приближенной формуле Gv 2222 Ар , где 2222 – эмпирический коэффициент; Ар – содержание золы в мазуте на рабочую массу, % (см. п. 5); В – расход натурального топлива, т/ч (см. п. 5); ос – доля ванадия, оседающего с твердыми частицами на поверхностях нагрева мазутных котлов, принимая равной: 168 11. Расчет выбросов от котельной 0,07 – для котлов с промежуточным пароперегревателем; 0,05 – для котлов без промежуточного пароперегревателя; ηvзу – степень очистки дымовых газов от мазутной золы в золоулавливающих установках, %. При использовании для очистки газов от мазутной золы батарейных циклонов ηvзу определяют по формуле ηvзу 0,076(ηзу.общ )1,85 2,32 ηзу.общ , где 0,076 и 2,32 – эмпирические коэффициенты; 1,85 – эмпирический показатель степени; ηзу.общ – общая степень улавливания твердых частиц, образующихся при сжигании мазута (принимаемая равной 65–85 %). При совместном сжигании мазута и твердого топлива в пылеугольных котлах ηvзу определяют по формуле ηvзу ηу С, где η у – общая степень улавливания твердых частиц при сжигании угля (принимаемая равной 75–85 %); С – коэффициент, равный: 0,6 – для электрофильтров; 0,5 – для мокрых аппаратов; 0,3 – для батарейных циклонов. 169 12. РАСЧЕТ МИНИМАЛЬНО НЕОБХОДИМОЙ ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ Дымовая труба устанавливается для создания тяги и рассеивания вредных выбросов в атмосфере. Высота ее подбирается таким образом, чтобы концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы (на высоте 2 м от земли) не превышала ПДК на расстоянии 20 Н от трубы (Н – высота трубы). Перед расчетом непосредственно самой высоты дымовой трубы необходимо определить ряд значений. Объемный расход дымовых газов через устье дымовой трубы, м3/с, Vдг Vг nк Bр , где Vг – действительный суммарный объем продуктов сгорания, м3, принимаемый из теплового расчета котельного агрегата для последней поверхности нагрева котла (см. табл. 5.7); nк – количество работающих котлов в котельной; Bр – расход топлива, кг/с или м3/с. Диаметр устья дымовой трубы, м, D0 4 Vдг wг.Н , где wг.Н – скорость газов на выходе из устья дымовой трубы (принимаемая в пределах 20–30 м/с). Разность между температурой выбрасываемых из трубы продуктов сгорания и температурой окружающего атмосферного воздуха, °С, T = ух tн.в , где ух – температура уходящих газов, С, принимаемая из теплового расчета котельного агрегата (см. табл. 5.10); tн.в – темпе170 12. Расчет минимально-необходимой высоты дымовой трубы ратура наружного воздуха, принимаемая согласно 9 или равной 30 °С. Расчет высоты дымовой трубы необходимо производить отдельно по каждому i-му выбросу, рассчитанному в п. 11. Минимальная высота дымовой трубы определяется по формуле 3/4 М i nк A F D0 H min , 8 Vдг (ПДКi Cф,i ) где Mi – количество выбросов i-гo вредного загрязняющего вещества, г/с (определяется в п. 11); Cф,i – фоновая концентрации i-гo вредного загрязняющего вещества в районе расположения котельной, мг/м3 (при отсутствии данных принимать равной нулю); А – коэффициент распределения температуры воздуха, зависящий от метеорологических условий местности, определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных загрязняющих веществ в атмосферном воздухе и равный: 250 – для республики Бурятия и Читинской области; 200 – европейской части РФ, Дальнего Востока, остальной территории Сибири; 180 – Урала; 140 – Московской, Тульской, Рязанской, Владимирской, Калужской и Ивановской областей; F – безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе и равный: 1 – для газообразных выбросов; 2 – для пыли и золовых частиц при степени улавливания более 90 %; 2,5 – для пыли и золовых частиц при степени улавливания от 75 до 90 %; 3 – при степени улавливания менее 75 % и при отсутствии очистки; ПДКi – предельно допустимая максимальноразовая концентрация i-гo вредного загрязняющего вещества в приземном воздухе, мг/м3 (принимаемая по табл. 12.1). Если при этом найденное значение H min wг.Н 10 D0 T , то оно является окончательным. 171 Котельные установки Таблица 12.1 Предельно допустимые концентрации некоторых вредных веществ в атмосферном воздухе населенных мест Загрязняющее вещество Предельно допустимая концентрация, мг/м3 Максимально-разовая Среднесуточная ПДКсс,i ПДКмр,i Пыль неорганическая 0,5 0,15 Диоксид серы ( SO 2 ) 0,5 0,05 Оксид углерода ( CO ) 5,0 3,0 Диоксид азота ( NO2 ) 0,4 0,06 – 0,002 Пентоксид ванадия Если найденное значение Hmin > wг.Н 10 D0 T , то предвари- тельное значение минимальной высоты трубы определяется по формуле H1,min nтр Мi nк A F 3 , (ПДК i Cф,i ) Vдг T где nтр – число дымовых труб котельной (как правило принимается одна труба). Далее, для найденной высоты дымовой трубы H1,min рассчитывается ряд параметров в первом приближении. Рассчитывается параметр f: f1 1000 wг.2Н D0 2 H1,min T , Безразмерный коэффициент m, учитывающий условия выхода дымовых газов из устья трубы, равен: 172 12. Расчет минимально-необходимой высоты дымовой трубы m1 1 , при f < 100; 0,67 0,1 f 0,34 3 f m1 1,47 , при f ≥ 100. 3 f Безразмерный коэффициент n, учитывающий условия выхода дымовых газов из устья трубы в зависимости от критической скорости ветра в , равен: – n1 = 1, при в ≥ 2; – n1 = 0,532 в2 2,13 в 3,13, при 0,5 ≤ в < 2; – n1 = 4, 4 в , при в < 0,5, где в 0,653 Vдг Т H1,min . Затем рассчитывается высота дымовой трубы во втором приближении: H 2,min H1,min m1 n1 . Если H1,min и H 2,min отличаются друг от друга более чем на 1 м, то рассчитывается высота дымовой трубы в третьем приближении: m2 n2 H 3,min H 2,min , m1 n1 где m2 , n2 – коэффициенты, определяемые для высоты H 2,min . Уточнение значения H необходимо производить до тех пор, пока два последовательно найденных значения Hi и Hi+1 практически не будут отличаться друг от друга (с точностью до 1 м). После определения H для каждого имеющего выброса выбирается дымовая труба с наибольшим значением высоты. Окончательно высоту дымовой трубы принимают из условий: 173 Котельные установки – труба должна быть не ниже 45 м, если в радиусе 200 м от котельной имеются здания высотой более 15 м; – для встроенных, пристроенных и крышных котельных высота устья дымовых труб должна быть выше границы ветрового подпора, но не менее 0,5 м выше крыши, а также не менее 2 м над кровлей более высокой части здания или самого высокого здания в радиусе 10 м. Для окончательно принятой к установке высоте дымовой трубы Hmax для каждого загрязняющего вещества определяется его максимальная приземная концентрация: Сi M i A F mmax nmax ( H max )2 Vдг T , где mmax , nmax – коэффициенты, найденные для принятой высоты дымовой трубы Hmax . На последнем этапе расчета, когда будут получены Сi для каждого вредного выброса, производится проверка следующего условия. Безразмерная суммарная концентрация вредных выбросов не должна превышать 1: СSO2 СNO2 СCO Ств 1. ПДК тв ПДК SO2 ПДК NO2 ПДК CO Если условие выполняется, то расчет закончен. Если не выполняется, необходимо увеличивать высоту дымовой трубы, производить заново все расчеты и проверять последнее условие. 174 13. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОВОЗДУШНОГО ТРАКТА КОТЛА Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла должен производиться в соответствии с нормативным методом [10]. Однако такой расчет требует большого объема вычислений, который выходит за рамки программы обучения, в связи с чем в данной работе приведена упрощенная методика расчета. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла выполняется с целью определения аэродинамических сопротивлений всех элементов установки и выбора необходимого тягодутьевого оборудования. Газовоздушный тракт включает в себя воздуховоды, газоходы, калориферы для подогрева воздуха, вентиляторы, дымососы, котельные агрегаты, золоуловители и дымовые трубы. По данным этого расчета должны быть определены: размеры дымовой трубы; типоразмеры дымососов и дутьевых вентиляторов и подобраны к ним электродвигатели. Различают следующие схемы газовоздушных трактов теплогенерирующих установок: а) с естественной тягой, создаваемой дымовой трубой; б) подачей воздуха и удалением продуктов сгорания дымососом и трубой; в) подачей воздуха вентилятором и удалением продуктов сгорания дымососом и трубой (котлы с уравновешенной тягой); г) подачей воздуха раздельно в пылеприготовительную установку и топку с удалением продуктов сгорания дымососом и трубой; д) подачей воздуха вентилятором и удалением продуктов сгорания за счет давления в газовом тракте (котлы с наддувом). Перед тем как приступить к расчету, необходимо проработать компоновку оборудования котельной, аксонометрическую схему газовоздушного тракта ТГУ и разбить ее на расчетные участки. 175 Котельные установки 13.1. Компоновка оборудования котельной Компоновка оборудования котельной должна выполняться в соответствии с [4, 5]. При проектировании котельных тягодутьевые установки (дымососы и дутьевые вентиляторы) должны предусматриваться индивидуальными к каждому котлоагрегату. Групповые (для нескольких котлов) или общие (для всей котельной) тягодутьевые установки допускается применять при проектировании новых котельных с котлами производительностью до 1 Гкал/ч (1,163 МВт) и при проектировании реконструируемых котельных. Пример компоновки котельной (вертикальный и горизонтальный разрезы) и аксонометрических схем газовоздушных трактов котлов представлены на рис. 13.1–13.3. Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до противоположной стены котельной должно составлять не менее 3 м. Для котлов, работающих на газообразном или жидком топливе, расстояние от горелочных устройств до стены котельного помещения должно быть не менее 1 м. Перед фронтом котлов допускается установка котельного вспомогательного оборудования и щитов управления, при этом ширина свободных проходов вдоль фронта должна быть не менее 1,5 м. Ширина проходов между крайними котлами и стенами котельной, а также ширина прохода между котлами и задней стеной котельной должна составлять не менее 1 м. Проходы в котельной должны иметь свободную высоту не менее 2 м. Компоновка газовоздухопроводов должна выполняться так, чтобы сопротивление потока воздуха или газов, определяющее необходимое давление вентилятора или дымососа, было минимальным при оптимальных значениях скоростей. Газовоздухопроводы следует проектировать преимущественно круглого поперечного сечения, так как они характеризуются меньшим, по сравнению с газовоздухопроводами квадратного и особенно прямоугольного сечения, расходом металла и тепловой изоляцией при одинаковом аэродинамическом сопротивлении. 176 3 1 4 Подача газа 5 7 8 9 8 10 11 1 – воздуховод; 2 – кронштейн; 3 – дутьевой вентилятор; 4 – горелочное устройство; 5 – котел; 6 – верхний барабан котла; 7 – экономайзер; 8 – газоход; 9 – дымосос; 10 – взрывной клапан; 11 – дымовая труба Рис. 13.1. Разрез котельной с газовоздушным трактом: 2 1 6 Выход пара Выброс газов 13. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла 177 Подача воздуха 178 1 4 Подача газа 6 7 8 9 8 11 Рис. 13.2. Разрез котельной с газовоздушным трактом (вид сверху): нумерация элементов схемы соответствует нумерации, показанной на рис. 13.1 3 5 10 Котельные установки Подача воздуха 13. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла а 0 Воздушный тракт Газовый тракт 4 7 6 3 1 5 0 2 б Воздушный тракт 0 7 Газовый тракт 4 6 1 5 9 8 2 0 Рис. 13.3. Аксонометрические схемы газовоздушного тракта котлов (окончание см. на с. 180): а – КВ-ГМ; б – КВ-ТС 179 Котельные установки в Воздушный тракт 0 7 Газовый тракт II уч. I уч. 6 4 1 3 5 10 0 2 г Воздушный тракт 0 Газовый тракт I уч. 7 II уч. 6 4 1 5 10 2 9 8 0 Рис. 13.3. Окончание (начало см. на с. 179): в – ДЕ; г – КЕ; 1 – подача воздуха; 2 – дутьевой вентилятор; 3 – горелочное устройство; 4 – котел; 5 – дымосос; 6 – дымовая труба; 7 – выход дымовых газов; 8 – подача воздуха на горение (позонное дутье); 9 – золоуловитель; 10 – экономайзер; линия 0–0 – граница раздела воздушного и газового трактов котла; I уч., II уч. – номера участков газового тракта котла 180 13. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла Переходы с меньшего сечения газовоздухопровода на большее должны выполняться в виде диффузора с возможно меньшим суммарным углом раскрытия, в пределах от 7 до 20°. Переход с большего сечения газовоздухопровода на меньшее выполняется в виде конфузора. Оптимальный суммарный угол сужения составляет около 25°. Повороты газовоздухопроводов круглого сечения выполняются в виде сварных колен. Повороты газовоздухопроводов прямоугольного сечения выполняются в виде отводов с концентрическими кромками с относительным радиусом закругления R/b = 1…2 (рис. 13.4, а) или в виде колена с обеими закругленными кромками при rвн/b = rн/b ≈ 0,4…0,6 (рис. 13.4, б). rн Внешняя кромка R а b Внутренняя кромка rвн б rн = rвн Рис. 13.4. Схема отвода (а) и колена (б) Забор воздуха из верхней зоны котельной следует производить через раструб с последующим конфузорным поворотом (рис. 13.5). Для попеременного забора воздуха, или внутреннего, из котельной, или наружного (в летний и зимний периоды), используются патрубки двустороннего всасывания (рис. 13.5, в) с применением перекидного клапана. Забор воздуха из нижней зоны котельной с отметки вентилятора (без всасывающего воздухопровода) осуществляется через входной патрубок с закругленными кромками (рис. 13.6). Во входных сечениях заборных воздухопроводов устанавливается защитная сетка. Живое сечение сетки велико, и ее сопротивление можно не учитывать. 181 Котельные установки 45° а б в Рис. 13.5. Патрубки для забора воздуха: а, б – одностороннего всасывания; в – двустороннего всасывания, для забора воздуха из котельной и наружного воздуха Тягодутьевые установки (дымососы и дутьевые вентиляторы) должны предусматриваться индивидуальными к каждому котлоагрегату 5. Групповые (для отдельных групп котРис. 13.6. Вход воздуха лов) или общие (для всей котельной) в канал с закруглентягодутьевые установки допускается ными кромками применять при проектировании новых котельных с котлами производительностью до 1 Гкал/ч и при проектировании реконструируемых котельных. Непосредственно за нагнетательным патрубком дымососа или вентилятора должен устанавливаться диффузор для уменьшения потерь динамического давления. Повороты газовоздухопроводов должны выполняться после установленного за дымососом диффузора. Как правило, при ограниченном количестве котлоагрегатов (до 4–6) следует избегать установки раздающих и собирающих коробов (коллекторов), заменяя их для уменьшения потери давления устройствами типа тройников улучшенной формы (рис. 13.7). Сопротивление движению потока по каналам такого устройства можно приближенно рассчитывать по сопротивлению соответствующего поворота. 182 13. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла Продукты сгорания от котлов К дымовой трубе Рис. 13.7. Схема собирающего короба В зависимости от гидрогеологических условий и компоновочных решений котлоагерегатов наружные газоходы должны предусматриваться подземными или надземными. При установке раздающих коробов, в случаях, когда их установка все же необходима, следует на отводящих патрубках размещать конфузоры (рис. 13.8). Рис. 13.8. Схема раздающего короба Газоходы следует предусматривать кирпичными или железобетонными. Применение надземных металлических газоходов допускается в виде исключения, при наличии соответствующего технико-экономического обоснования. Для участков газоходов, где возможно скопление золы, должны предусматриваться устройства для очистки. Для отвода дымовых газов в атмосферу должны использоваться железобетонные, кирпичные или металлические трубы с внутренней футеровкой. Как правило, должна проектироваться 183 Котельные установки одна, общая для всех устанавливаемых котлов, дымовая труба. Схема цокольной части дымовой трубы зависит от материала трубы (рис. 13.9). а б 30 h 1,4h h 1,5h 0,6h А А А А 1,0 А-А А-А 0,9h 0,7 1,0 в 2,2 1,0 0,9 R1 = 0,7 R0 = 1,6 1,75 Рис. 13.9. Схемы выполнения цокольной части дымовых труб: а – цоколь с двусторонним подводом газоходов в железобетонную или кирпичную трубу; б – цоколь с подводом одиночного газохода в железобетонную или кирпичную трубу; в – подвод газов в металлическую трубу 184 13. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла Подводящие газоходы в месте примыкания к дымовой трубе необходимо проектировать прямоугольной формы. 13.2. Аэродинамический расчет воздушного тракта котла При расчете котельного агрегата с уравновешенной тягой считается, что гидравлический нуль по газовоздушному тракту котла находится на выходе из топки. Аэродинамический расчет воздушного тракта котельных агрегатов проводится в следующей последовательности: 1. Из теплового расчета котельного агрегата принимается теоретический объем воздуха, подаваемого на горение, V 0 и расход топлива Bр (см. п. 5). 2. Определяем площади поперечного сечения воздуховода, 2 м , для двух характерных значений скоростей движения воздуха 8 и 12 м/с: V 0 Bр (tв 273) V 0 Bр (tв 273) f (8) ; f (12) , wв 273 wв 273 где tв – средняя максимальная температура воздуха наиболее теплого месяца, °С, принимаемая по 9 (в соответствии с 3 может быть принята равной 30 °С); wв – скорость движения воздуха, м/с. 3. По прил. 10 подбираем размер воздуховода (круглого или прямоугольного поперечного сечения) таким образом, чтобы площадь его поперечного сечения f в.д находилась в полученном диапазоне: от f (8) до f (12) . Для выбранного воздуховода выписываем значение f в.д и значение внутреннего диаметра канала (для круглого воздуховода) или геометрические размеры канала (для прямоугольного воздуховода). 185 Котельные установки 4. Определяем действительную скорость движения воздуха, м/с, в воздуховодах: wв.д V 0 Bр (tв 273) fв.д 273 . 5. Рассчитываем потери напора в воздуховоде на трение, Па, по формуле 2 wв.д hтр λ ρв , d 2 где λ – коэффициент сопротивления трения (для металлических каналов равен 0,02; для кирпичных или бетонных каналов при dэкв 0,9 м – λ = 0,03, а при dэкв 0,9 м – λ = 0,04); – длина воздуховода от всасывающего патрубка до котла, м; wв.д – действительная скорость движения воздуха по каналу, м/с; в – плотность воздуха, определяемая по формуле в 353 (tв 273), кг/м3; d – внутренний диаметр канала. Для прямоугольных каналов принимается эквивалентный диаметр d экв 2 a b (a b) , где а и b – размеры сторон прямоугольного сечения, м. 6. Рассчитываем потери напора в местных сопротивлениях, Па, воздуховода (повороты, разветвления, изменения сечения, шиберы) по формуле 2 wв.д hм в , 2 где – сумма коэффициентов местных сопротивлений, определяемых согласно прил. 11. 7. Определяем полные потери напора, Па, в воздушном тракте котла: hв hм hтр hв.к , 186 13. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла где hв.к – потери напора в воздушном тракте котельного агрегата, Па, принимаемые по прил. 12. Выбор дутьевого вентилятора осуществляется по расходу воздуха, проходящего через вентилятор (по производительности), и по необходимой величине напора. 8. Действительный расход воздуха, м3/с, проходящий через дутьевой вентилятор, определяется из выражения Vв пр Bр V 0 ( т т пл ) tв 273 , 273 где т – коэффициент избытка воздуха в топке (принимается из расчета котельного агрегата по табл. 5.9); т и пл – присосы воздуха в топке и системе пылеприготовления при сжигании угольной пыли; пр – коэффициент запаса по производительности ( пр = 1,05) 5. 9. Расчетное полное давление, Па, которое должен развивать вентилятор, определяется по формуле H р.в н hв , где н – коэффициент запаса по напору ( н = 1,1) 5. При выборе дутьевой установки ее расчетное полное давление H р.в необходимо привести к условиям, для которых составлена характеристика вентилятора: пр H р.в H р.в tв 273 , 30 273 где 30 – температура, С, для которой составлена характеристика вентилятора. 10. Расчетная мощность электродвигателя, кВт, для привода вентилятора определяется по формуле 187 Котельные установки N эд пр м H р.в Vв 1000 эд , где м – коэффициент запаса (м = 1,05); эд – КПД электродвигателя (эд = 0,7…0,8). пр Используя значения Vв и H р.в , по прил. 13 необходимо подобрать марку вентилятора и электродвигателя. 13.3. Аэродинамический расчет газового тракта котла Аэродинамический расчет газового тракта котельных агрегатов производится аналогично расчету воздушного тракта. Однако при расчете газового тракта котла необходимо учитывать то, что данный тракт может быть разбит на отдельные участки. За отдельный участок принимается участок газового тракта с неизменным в его пределах расходом продуктов сгорания. Количество участков в газовом тракте зависит от типа котельного агрегата и компоновки газоходов, а именно от наличия или отсутствия сборного коллектора (см. рис. 13.7, 13.8). При отсутствии сборного коллектора и при выполнении аэродинамического расчета газового тракта водогрейных котлов (КВ-ТС, КВ-ГМ) газовый тракт не разбивается на отдельные участки и рассчитывается как один участок протяженностью от котла до устья дымовой трубы. При расчете газового тракта паровых котлов (КЕ, ДЕ) газовый тракт котла разбивается на два участка: 1-й участок – от котла до экономайзера; 2-й участок – от экономайзера до устья дымовой трубы. При наличии сборного коллектора для любого котла (водогрейный или паровой) в газовом тракте появляется еще как минимум один расчетный участок. Ниже представлена методика аэродинамического расчета газового тракта парового котла без сборного коллектора. 188 13. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла 1. Ввиду наличия экономайзера, разбиваем газовый тракт котла на два участка (см. рис. 13.3, в, г). Из теплового расчета котельного агрегата для соответствующих участков принимается объем продуктов сгорания после 2-го конвективного пучка Vг1 и после экономайзера Vг2 . И принимается температура продуктов сгорания на выходе из 2-го конвективного пучка tг1 и на выходе из экономайзера tг2 . 2. Определяем площади поперечного сечения газоходов, 2 м , для двух характерных значений скоростей движения продуктов сгорания 11 и 18 м/с: – для 1-го участка: f1(11) Vг1 Bр (tг1 273) wг 273 ; f1(18) ; f 2(18) Vг1 Bр (tг1 273) wг 273 ; – для 2-го участка: f 2(11) Vг2 Bр (tг2 273) wг 273 Vг2 Bр (tг2 273) wг 273 , где wг – скорость движения продуктов сгорания, м/с. 3. По прил. 10 для обоих участков подбираем размеры газоходов (круглого или прямоугольного поперечного сечения) таким образом, чтобы площадь его поперечного сечения f г.д находилась в полученном диапазоне от f (11) до f (18) . Для выбранного газохода выписываем значение f г.д и значение внутреннего диаметра канала (для круглого газохода) или геометрические размеры канала (для прямоугольного газохода). 4. Определяем действительную скорость движения продуктов сгорания, м/с, в газоходах: – для 1-го участка: 189 Котельные установки wг.д1 Vг1 Bр (tг1 273) fг.д1 273 ; – для 2-го участка: wг.д2 Vг2 Bр (tг2 273) fг.д2 273 . 5. Потери напора в газоходах на трение, Па, рассчитываются отдельно для газоходов (от котла до дымовой трубы) и отдельно для дымовой трубы. Для газоходов расчет ведется по формулам: – для 1-го участка: 2 1 wг.д1 hтр1 λ ρг1; d1 2 – для 2-го участка: hтр2 λ 2 2 wг.д2 ρг2 , d2 2 где λ – коэффициент сопротивления трения (для металлических каналов равен 0,02; для кирпичных или бетонных каналов при dэкв 0,9 м – λ = 0,03, а при dэкв 0,9 м – λ = 0,04); 1, 2 – длина первого и второго участков, соответственно, м; wг.д1 , wг.д2 – скорости движения газов по каналам первого и второго участков, соответственно, м/с; d – внутренний диаметр канала (для прямоугольных каналов принимается эквивалентный диаметр), м; г – плотность продуктов сгорания при данной температуре, г 353 (tг 273), кг/м3. Для цилиндрических дымовых труб расчет потери напора ведется по формуле 190 13. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла hтр.Н λ Н Н wг.2 Н ρг2 , D0 2 где Н, D0 – высота и диаметр устья дымовой трубы, м (см. п. 12); wг.Н – скорость газов в выходном сечении трубы, м/с (см. п. 12); Н – коэффициент сопротивления трения (для бетонных и кирпичных труб равен 0,05; для стальных труб диаметром D0 2 м – Н = 0,015, а при D0 2 м – Н = 0,02; для труб из кремнебетона Н = 0,02). Значения Н, D0 , wг.Н принимаются из предыдущего расчета вредных выбросов и минимально необходимой высоты дымовой трубы. 6. Потери напора в местных сопротивлениях, Па, газоходов (повороты, разветвления, изменения сечения, шиберы) рассчитываем по формулам: – для 1-го участка: 2 wг.д1 hм1 1 г1 ; 2 – для 2-го участка: hм2 2 2 wг.д2 г2 , 2 где 1 , 2 – сумма коэффициентов местных сопротивлений на первом и втором участках, соответственно, принимаемых по прил. 11. 7. Определяем полные потери напора, Па, в газовом тракте котла: hг hм hтр hг.к , 191 Котельные установки где hг.к – потери напора в газовом тракте котельного агрегата, Па, принимаемые по прил. 12. Выбор дымососа осуществляется по расходу продуктов сгорания, проходящих через дымосос, и по необходимой величине напора. 8. Определяется действительный расход продуктов сгорания, м3/с, проходящий через дымосос: Vд пр Bр (Vг2 V 0 ) tг2 273 , 273 где – присосы воздуха в газоходы (принимаются = 0,01 на каждые 10 м длины стальных газоходов и = 0,05 на каждые 10 м длины кирпичных боровов; для золоуловителей циклонного типа или скруббера = 0,05; для электрофильтров котлов с D ≤ 50 т/ч = 0,15); пр – коэффициент запаса по производительности ( пр = 1,05) 5. 9. Расчетное полное давление, Па, которое должен развивать дымосос, определяется по формуле H р.д н hг , где н – коэффициент запаса по напору ( н = 1,1) 5. При выборе тяговой установки ее расчетное полное давление H р.д необходимо привести к условиям, для которых составлена характеристика дымососа: пр H р.д H р.д tг2 273 , 200 273 где 200 – температура, С, для которой составлена характеристика дымососа. 192 13. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла 10. Расчетная мощность электродвигателя, кВт, для привода дымососа определяется по формуле N эд пр м H р.д Vд 1000 эд , где м – коэффициент запаса ( м = 1,05); эд – КПД электродвигателя ( эд = 0,7…0,8). пр , по прил. 13 необходимо Используя значения Vд и H р.д подобрать марку дымососа и электродвигателя. 193 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК Основная литература 1. Соколов, Б.А. Паровые и водогрейные котлы малой и средней мощности / Б.А. Соколов. – М. : Академия, 2008. – 128 с. 2. Бузников, Е.Ф. Производственные и отопительные котельные / Е.Ф. Бузников, К.Ф. Роддатис, Э.Я. Берзиньш. – Подольск : Промиздат, 2008. – 246 с. 3. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). – М. : Энергия, 1998. – 296 с. 4. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. – М. : НПО ОБТ, 1993. – 192 с. 5. СП 89.13330.2012. Котельные установки. – М. : Стройиздат, 2012. – 99 с. Дополнительная литература 6. Кострикин, Ю.М. Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления: справочник / Ю.М. Кострикин, Н.А. Мещерский, О.В. Коровина. – М. : Энергоатомиздат, 1990. – 254 с. 7. Методика определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 Гкал в час. – М. : Госкомитет РФ по охране окруж. среды, 1999. – 56 с. 8. ОНД 86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. – М. : Госкомгидромет, 1987. – 111 с. 9. СП 131.13330.2012. Строительная климатология. – М. : Стройиздат, 2012. – 109 с. 10. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод). – Л. : Энергия, 1977. – 256 с. 194 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Термодинамические свойства воды и водяного пара в состоянии насыщения (по давлению) Р, МПа t, о С 3 , м /кг 3 , м /кг i, кДж/кг i, кДж/кг 0,001 0,005 0,01 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,15 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 6,982 32,90 45,83 60,09 75,89 85,95 93,51 99,63 104,81 111,37 120,23 143,62 158,84 170,42 179,88 184,06 187,96 191,60 195,04 198,28 201,37 204,30 207,10 209,79 212,37 223,94 233,84 242,54 250,33 0,0010001 0,0010052 0,0010102 0,0010172 0,0010265 0,0010333 0,0010387 0,0010434 0,0010476 0,0010530 0,0010608 0,0010839 0,0011009 0,0011150 0,0011274 0,0011331 0,0011386 0,0011438 0,0011489 0,0011538 0,0011586 0,0011633 0,0011678 0,0011722 0,0011766 0,0011972 0,0012163 0,0012345 0,0012521 129,208 28,196 14,676 7,6515 3,9949 2,7329 2,0879 1,6946 1,4289 1,1597 0,88592 0,46242 0,31556 0,24030 0,19430 0,17739 0,16320 0,15112 0,14072 0,13165 0,12368 0,11661 0,11031 0,10464 0,09953 0,07990 0,06662 0,05702 0,04974 29,33 137,77 191,84 251,46 317,65 359,93 391,72 417,51 439,36 467,13 504,7 604,7 670,4 720,9 758,7 781,1 798,4 814,7 830,1 844,7 858,6 871,8 884,6 896,8 908,6 957,0 1008,4 1049,8 1087,5 2513,8 2561,2 2584,4 2609,6 2636,8 2653,6 2666,0 2675,7 2683,8 2693,9 2706,9 2738,5 2756,4 2768,4 2777,0 2780,4 2783,4 2786,0 2788,4 2790,4 2792,2 2793,8 2795,1 2796,4 2794,4 2800,8 2801,9 2801,3 2799,4 Примечание: , – удельные объемы кипящей воды и насыщенного пара; i, i – энтальпии кипящей воды и насыщенного пара. 195 Котельные установки ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Состав воды некоторых рек России [6] Жесткость, Содержамг-экв/кг ние Na+, карбомг/кг общая натная Взвешенные вещества, мг/кг Сухой остаток, мг/кг Амур (Хабаровск) 16 93 1,6 0,5 0,3 Ангара (Ангарск) 96 99 9,2 1,5 1,1 Волга (Калинин) 44 274 2,5 3,3 2,4 Волга (Ярославль) 13 168 4,4 2,5 1,75 Волга (Казань) 10 360 18,3 4,8 3,6 Вологда (Вологда) 8 708 69 8,1 4,6 2,8 992 146 8,6 2,6 3 154 6,9 2,6 1,85 172 344 36,1 2,8 1,4 Кама (Березники) 5 345 43,7 3,6 3,18 Клязьма (Владимир) 8 342 34,7 3,2 2,35 Миасс (Челябинск) 44 471 43,7 4,7 2,8 Обь (Новосибирск) 405 206 9,2 2,3 1,6 Ока (Рязань) 144 480 33,5 8,08 4,6 Ока (Нижний Новгород) 62 438 17,8 6 4,6 Томь (Кемерово) 753 151 12,4 1,6 1,17 Томь (Новокузнецк) 100 56 0,8 0,6 0,5 Урал (Гурьев) 34 770 110 6,2 5,41 Шексна (Череповец) 15 288 9,2 3,9 2,7 Название реки (место отбора пробы) Дон (Ростов) Енисей (Красноярск) Иртыш (Омск) 196 Приложения ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Трубы стальные электросварные прямошовные по ГОСТ 10704–91 Наружный диаметр труб, мм 25 32 38 45 57 76 89 108 133 159 194 219 273 325 377 426 480 530 630 720 820 920 1020 1220 Толщина стенки, мм 2,0 3,0 3,0 3,0 3,5 3,5 4,0 4,5 4,5 5,0 5,5 6,0 7,0 9,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 11,0 11,0 12,0 13,0 14,0 Внутренний диаметр труб, мм 21 26 32 39 50 69 81 99 124 149 183 207 259 307 357 406 460 510 610 698 798 896 994 1192 Условный диаметр труб, мм 20 25 32 40 50 70 80 100 125 150 175 200 250 300 350 400 450 500 600 700 800 900 1000 1200 Теоретическая масса 1 м трубы, кг 0,888 2,15 2,59 3,11 4,62 6,26 8,38 11,49 14,26 18,99 25,53 31,52 45,92 70,14 90,51 102,59 115,42 128,24 152,90 192,33 219,46 268,71 322,84 416,38 197 198 Диаметр dф , мм 700 1000 1500 2000 2600 3000 3400 1000 1500 2000 2600 3000 Марка фильтра ФИПа I-0,7-0,6-Na ФИПа I-1,0-0,6-Na ФИПа I-1,5-0,6-Na ФИПа I-2,0-0,6-Na ФИПа I-2,6-0,6 ФИПа I-3,0-0,6 ФИПа I-3,4-0,6 ФИПа II-1,0-0,6-Na ФИПа II-1,5-0,6-Na ФИПа II-2,0-0,6 ФИПа II-2,6-0,6 ФИПа II-3,0-0,6 0,78 1,77 3,14 5,3 7,1 0,38 0,78 1,77 3,14 5,3 7,1 9,1 Высота слоя катионита H сл , м Фильтры I ступени 2 2 2 2,5 2,5 2,5 2,5 Фильтры II ступени 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 Площадь fф , м2 1,2 2,67 3,8 6,9 9,4 0,8 1,6 3,58 5,7 9,6 12,6 16,3 Объем слоя катионита, м3 0,92 1,485 2,28 4,01 5,17 0,57 0,99 1,57 2,66 4,485 5,45 6,71 3,5 7,5 13,1 20 30 3 5 10 15 30 40 50 Масса Масса металла, т нагрузочная, т Конструктивные и технологические показатели фильтров [6] ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Котельные установки ОВВ-2 ОВВ-2 ОВВ-2 ОВВ-8 ОВВ-8 ОВВ-8 ОВВ-16 ОВВ-16 ОВВ-24 ДВ-15 ДВ-25 ДВ-50 ДВ-75 ДВ-100 ДВ-150 ДВ-200 ДВ-300 ЭВ-200 ЭВ-100 ЭВ-100 ЭВ-60 ЭВ-60 ЭВ-30 ЭВ-30 ЭВ-10 ЭВ-10 300 200 150 100 75 50 25 15 5 0,0075–0,05 Давление, МПа 40–80 2000×10 1600×10 1400×10 1200×8 1000×8 1000×8 800×8 700×8 600×8 2730 2670 2670 2600 2600 2600 2500 2400 2400 Высота, мм 2991 2225 1910 1375 1094 1094 680 534 475 Масса металла, кг Колонка деаэратора без бака Диаметр Темпераи толщина тура, С стен, мм Номинальные параметры водоструй- Производиохладителя ного эжек- тельность Gд , т/ч тора ДВ-5 деаэратора Обозначение типоразмера Конструктивные и технологические показатели вакуумных деаэраторов [2, 6] ПРИЛОЖЕНИЕ 5 Приложения 199 1 3 5 10 15 25 50 75 100 150 200 300 ДА-1 ДА-3 ДА-5 ДА-10 ДА-15 ДА-25 ДА-50 ДА-75 ДА-100 ДА-150 ДА-200 ДА-300 Температура, С 104-107 Давление, МПа 0,12 * Без деаэрационной колонки. Производительность Gд, т/ч Марка Высота, мм 1665 2105 1093 1010 1010 1010 1330 1330 1354 1608 1610 1728 Диаметр и толщина стен, мм 1100×8 1100×8 530×8 700×8 700×8 800×8 1200×8 1200×6 1200×6 1400×6 1400×6 1800×6 Масса металла, кг 630 340 194 265 265 370 520 520 520 750 750 1120 Объем, м3 – – 4 7,5 10 15 25 35 35 50 75 100 Диаметр, мм – – 1200 1600 1600 2000 2200 2200 2200 3000 3000 3200 – – 4396 4700 6154 6104 8204 11704 11704 8852 13052 15152 Длина, м Технические характеристики баков для атмосферных деаэраторов – – 1736 2815 3285 4630 6514 10052 8734 11441 15656 19670 Масса металла, кг* Колонка деаэратора без бака – – 6,437 11,615 15,085 23,33 36,214 51,252 49,934 68,941 103,856 137,67 Масса нагрузочная, т 200 Конструктивные и технологические показатели атмосферных деаэраторов [6] ПРИЛОЖЕНИЕ 6 Котельные установки 500 800 800 1250 1250 1250 2500 2500 2500 2500 2500 5000 5000 СЭ 800-55-11 СЭ 800-100-8 СЭ 1250-45-11 СЭ 1250-70-11 СЭ 1250-140-8 СЭ 2500-60-8 СЭ 2500-180а-8 СЭ 2500-180-8-02 СЭ 2500-180-10 СЭ 2500-180-25 СЭ 5000-70-5 СЭ 5000-160-8 Расход, м3/час СЭ 500-70-16 Марка агрегата 1,6 0,7 1,8 1,8 0,45 1,3 0,6 1,4 0,7 0,45 1,0 0,55 0,7 Напор, МПа 3150 1250 1600 1600 250 1250 630 800 315 200 315 200 160 Мощность, кВт Насосы сетевые 5450×2125×2190 4365×1940×2425 4900×1510×1750 4410×1775×1610 3185×1915×1425 4770×1915×1710 3790×2345×2005 4073×1695×1515 3390×1320×1605 3130×1790×1235 3720×1695×1500 2450×1155×1102 2300×1050×1065 Габариты агрегата (Д×Ш×В), мм 13900 10400 9200 6800 5130 8580 7370 5860 4640 3570 4840 2570 2328 Масса агрегата, кг ПРИЛОЖЕНИЕ 7 Приложения 201 202 8 25 20 50 45 50 90 100 90 160 200 315 400 К65-50-125 К20/30 К80-65-160 К45/55 К80-50-200 К90/35 К100-65-200 К90/85 К160/30 К150-125-315 К200-150-250 К200-150-400 Расход, м3/час К8/18 Марка агрегата 0,5 0,2 0,32 0,3 0,85 0,5 0,35 0,5 0,55 0,32 0,3 0,2 0,18 Напор, МПа 90,0 30,0 30,0 30,0 45,0 30,0 15,0 15,0 15,0 7,5 5,5 3,0 1,5 Мощность, кВт 1790×795×825 1375×560×610 1375×540×610 1535×515×585 1590×575×630 1290×498×510 1405×505×565 1127×458×485 1405×505×565 925×427×39 850×299×350 770×368×312 769×257×323 Габариты агрегата (Д×Ш×В), мм Насосы исходной воды и подпиточные насосы 1005 460 450 435 515 340 330 250 330 136 100 100 64 Масса агрегата, кг ПРИЛОЖЕНИЕ 8 Котельные установки Расход, м3/час 65 65 65 90 90 100 100 150 150 380 580 Марка агрегата ПЭ 65-28 ПЭ 65-40 ПЭ 65-53 ПЭ 90-110 ПЭ 90-180 ПЭ 100-32 ПЭ 100-53 ПЭ 150-53 ПЭ 150-63 ПЭ 380-200-5 ПЭ 580-195-5 21,5 21,9 7,0 5,8 5,8 3,3 19,0 11,0 5,8 4,4 2,9 Напор, МПа 5000 3150 500 500 315 160 800 500 200 132 110 Мощность, кВт 9240×2000×2130 8950×1635×1915 3915×1225×1010 3800×1175×1240 3590×1125×1285 2645×870×1030 5015×1390×1615 4235×1360×1615 2880×888×900 2565×840×900 1630×810×960 Габариты агрегата (Д×Ш×В), мм Насосы питательные 30090 28265 4450 5900 4020 2400 8920 6860 2550 2150 1125 Масса агрегата, кг ПРИЛОЖЕНИЕ 9 Приложения 203 Котельные установки ПРИЛОЖЕНИЕ 10 ГЕОМЕТРИЧЕСКИЕ РАЗМЕРЫ ГАЗОХОДОВ И ВОЗДУХОВОДОВ Таблица П.10.1 Нормируемые размеры круглых каналов из листовой стали d, мм 100 125 160 200 250 315 355 400 450 500 560 Площадь попеТолщина речного сечения, стали , мм 2 м 0,0079 0,5 0,0123 0,5 0,02 0,5 0,0314 0,5 0,049 0,5 0,0615 0,5 0,099 0,5 0,126 0,5 0,159 0,5 0,196 0,6 0,246 0,6 d, мм 630 710 800 900 1000 1120 1250 1400 1600 1800 2000 Площадь поТолщина перечного стали , мм 2 сечения, м 0,312 0,6 0,396 0,6 0,501 0,6 0,635 0,7 0,785 1,0 0,985 1,0 1,23 1,0 1,54 1,2 2,01 1,2 2,54 1,4 3,14 1,4 Примечание. Для каналов, по которым перемещается среда с температурой выше 80 °С, допускается применять листовую сталь толщиной 1,5 мм. Таблица П.10.2 Размеры каналов из кирпича (боровов) Внутренний размер, мм 140×140 140×270 270×270 270×400 270×530 400×400 400×530 400×650 204 Площадь поперечного сечения, м2 0,02 0,038 0,073 0,111 0,143 0,16 0,21 0,26 Внутренний размер, мм 400×790 530×530 530×650 530×790 530×1060 650×650 650×790 Площадь поперечного сечения, м2 0,32 0,28 0,35 0,42 0,56 0,43 0,52 Приложения Таблица П.10.3 Нормируемые размеры прямоугольных каналов из листовой стали Внутренний размер, мм Площадь поперечного сечения, м2 100×150 150×150 150×250 150×300 250×250 250×300 250×400 250×500 400×400 400×500 400×600 400×800 500×500 500×600 500×800 500×1000 600×600 600×800 600×1000 600×1250 800×800 800×1000 0,015 0,0225 0,0375 0,045 0,0625 0,075 0,1 0,125 0,16 0,2 0,24 0,32 0,25 0,3 0,4 0,5 0,36 0,48 0,6 0,75 0,64 0,8 Толщина стали , мм 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 Внутренний размер, мм 800×1200 800×1600 1000×1000 1000×1250 1000×1600 1000×2000 1250×1250 1250×1600 1250×2000 1600×1600 1600×2000 2000×2000 2500×1200 2500×1600 2500×2000 2500×2500 3200×1600 3200×2000 3200×2500 3200×3200 4000×2500 4000×3200 Площадь Толщина поперечного стали сечения, м2 , мм 0,96 0,7 1,28 0,7 1,0 0,7 1,25 0,9 1,6 0,9 2,0 0,9 1,56 0,9 2,0 0,9 2,5 0,9 2,56 0,9 3,2 0,9 4,0 0,9 3,0 1,4 4,0 1,4 5,0 1,4 6,25 1,4 5,12 1,4 6,4 1,4 8,0 1,4 10,24 1,4 10,0 1,4 12,8 1,4 Примечание. Для каналов, по которым перемещается среда с температурой выше 80 °С, допускается применять листовую сталь толщиной 1,5 мм. 205 Котельные установки ПРИЛОЖЕНИЕ 11 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ КОЭФФИЦИЕНТОВ МЕСТНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ Таблица П.11.1 Коэффициенты местных сопротивлений 2 Вход в канал с прямыми кромками заподлицо со стенками Вход в канал с прямыми выступающими кромками Схема Значение = 0,5 См. рис. 13.9, а При /d 0: для а/d 0,2 – = 1,0 для 0,05 а/d 0,2 – = 0,85 При /d 0,04 – = 0,5 Для кромок заподлицо со стенкой при r/d = 0,05 – = = 0,25 Для выступающих кромок при r/d = 0,05 – = 0,4 Для кромок заподлицо со стенкой и выступающих: при r/d = 0,1 – = 0,12 при r/d = 0,2 – = 0 При отсутствии заслонки – = 0,2; при наличии заслонки – = 0,3 При отсутствии заслонки – = 0,1; при наличии заслонки – = 0,2 = 0,62 См. рис. 13.9, б = 0,7 См. рис. 13.9, в = 0,45 d 1 Наименование № п/п а 3 4 Патрубок для забора воздуха d r Вход в канал с закругленным и кромками См. рис. 13.5, а, в См. рис. 13.5, б 5 206 Вход газов в дымовую трубу Приложения Продолжение прил. 11 Окончание табл. П.11.1 № п/п Наименование Схема Значение 6 Выход газов из дымовой трубы См. рис. 13.3 =1 ℓ 7 Конфузор в прямом канале = 0 при 20 = 0,1 при = 20–60 d1 d2 Сопротивление золоуловителей Коэффициент сопротивления инерционных (механических) золоуловителей рассчитывается по формуле з k1 k2 эт.з , где k1 – коэффициент, учитывающий запыленность продуктов сгорания, принимается равным 1; k2 – коэффициент, учитывающий масштабный эффект по отношению к эталонному циклону, принимается равным 1; эт.з – коэффициент сопротивления эталонного циклона при продувке чистым воздухом, принимаемый по табл. П.11.2. Таблица П.11.2 Коэффициенты сопротивлений циклонов разных типов Тип циклона ЦН-11 ЦН-15 ЦН-24 Конструкция ЦКТИ ЦМС-27 Д-49 Коэффициент сопротивления 245 155 75 100 45 33 207 Котельные установки Продолжение прил. 11 Сопротивление поворотов Коэффициент сопротивления для всех поворотов рассчитывается по формуле пов K 0 B C , где 0 – исходный коэффициент сопротивления поворота, зависящий от его формы и относительной кривизны; K – коэффициент, учитывающий влияние шероховатости стенок; произведение K 0 для отводов и коленьев с закругленными кромками определяется по рис. П.11.1; В – коэффициент, определяемый в зависимости от угла поворота по рис. П.11.2, а; С – коэффициент, определяемый для отводов и коленьев с закруглением кромок, в зависимости от отношения размеров поперечного сечения a/b, где а – перпендикулярный к плоскости поворота размер, по соответствующей кривой на рис. П.11.2, б. а б K 0 K 0 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0,5 1,2 1,0 2 1 0,8 2 0,6 1 0,4 0,2 0,7 0,9 1 2 3 4 5 10 R/b; R/d 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 R/b Рис. П.11.1. Значения произведения K 0 для поворотов газовоздухопроводов: а – для отводов (1) и сварных коленьев (2); б – для коленьев с закругленными кромками; 1 – rвн = rн = r; 2 – rвн = r; rн = 0 208 Приложения Продолжение прил. 11 а 3,0 2,8 В 2,6 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 б С 1,6 2 2 1,4 1 1,2 1 3 1,2 1 1,0 1,0 0,8 0,8 0,6 0,4 3 0,6 0,4 2 0,2 0 30 60 90 120 150 а/b 0 0,5 1 2 3 4 5 6 7 8 Рис. П.11.2. Поправочные коэффициенты: а – поправочный коэффициент В: 1 – для отводов и коленьев с закруглением кромок; 2 – для коленьев с острыми кромками; б – поправочный коэффициент С: 1 – для отводов с R/b ≤ 2,0 и коленьев с закруглением кромок; 2 – для отводов с R/b 2,0; 3 – для коленьев с острыми кромками Для коленьев с изменением сечения произведение K 0 определяется по рис. П.11.3 в зависимости от отношения выходного и входного сечений. 209 Котельные установки Продолжение прил. 11 K 0 F2/F1 Рис. П.11.3. Значения произведения K 0 для коленьев с закруглением кромок: F1, F2 – входное и выходное сечения колена Сопротивление резких изменений сечения Сопротивление участков газовоздушного тракта при резких изменениях сечения определяется по формулам: hвх вх w22 ; 2 hвых вых w12 , 2 где вх , вых – коэффициенты местных сопротивлений, определяемые по рис. П. 11.4. Значения коэффициентов сопротивления всегда относятся к скорости в меньшем сечении. 210 Приложения Продолжение прил. 11 1,0 0,8 вых 1 0,6 0,4 2вх 0,2 0 2вх вых 0,2 0,4 0,6 0,8 Fм/Fб Рис. П.11.4. Коэффициенты сопротивления при резком изменении сечения: Fм, Fб – меньшее и большее сечения канала Сопротивление диффузоров Для диффузоров, находящихся в прямом канале, коэффициенты расширения р, иначе называемые коэффициентами полноты удара, определяются по рис. П. 11.5 в зависимости от вида диффузора и его суммарного угла раскрытия. Пирамидальными названы диффузоры с прямоугольным или квадратным сечением и с расширением в обеих плоскостях. Для пирамидальных диффузоров с неравными углами раскрытия в обеих плоскостях за расчетный принимается больший угол. Коэффициент сопротивления диффузора, отнесенный к входной (наибольшей) скорости, определяется по формуле д р вых , 211 Котельные установки Продолжение прил. 11 где вых – коэффициент сопротивления, соответствующий резкому увеличению сечения, определяемый по рис. П.11.4. ℓ ℓ Рис. П.11.5. Коэффициент сопротивления диффузора в прямом канале: 1 – конические и плоские диффузоры; 2 – пирамидальные диффузоры Угол раскрытия диффузора определяется по формуле tg 2 b2 b1 2 . Для пирамидальных диффузоров угол раскрытия определяется в плоскости, соответствующей грани. При неравных углах раскрытия ( и ) р определяется по большему углу. Для диффузоров с переходом с круга на прямоугольник (или квадрат) и наоборот в формулу для определения tg вместо 2 стороны прямоугольника подставляется значение 2 F , где F – площадь прямоугольника; значение р при этом определяется по кривой 2. 212 Приложения Окончание прил. 11 Коэффициент сопротивления плоского или пирамидального диффузора, установленного после вентилятора (дымососа), определяется по рис. П.11.6 в зависимости от степени расширения диффузора и его безразмерной длины ℓ/b1. ℓ Рис. П.11.6. Коэффициент сопротивления диффузоров, установленных за вентилятором или дымососом Рекомендации по упрощению расчета сопротивлений Для плавных отводов (R/b или R/d 0,9) с углом поворота 90 при скоростях газов до 25 м/с, независимо от определяющих размеров газоходов = 0,3. Для колен с закруглением обеих кромок при r/b 0,3 – = 0,3. Для сварных колен с R/d 1,5 с углом поворота 90 при скоростях до 25 м/с – = 0,4. Сопротивления резких изменений сечений газоходов не более чем на 15 % (Fм/Fб 0,85) не учитываются. Сопротивления плавных увеличений сечения (диффузоров) не более чем на 30 % (F2/F1 ≤ 1,3) при любом соотношении сечений не учитываются. Сопротивления плавных уменьшений сечения (конфузоров) с углами раскрытия ≤ 45 при любом соотношении сечений не учитываются. 213 Котельные установки ПРИЛОЖЕНИЕ 12 Таблица П.12.1 Сопротивление отдельных элементов газового и воздушного трактов серийных паровых котлов Сопротивление элементов газового тракта hг.к , Па Тип котла ДЕ-4-14 ДЕ-6,5-14 ДЕ-10-14 ДЕ-16-14 ДЕ-25-14 КЕ-2,5-14С КЕ-4-14С КЕ-6,5-14С КЕ-10-14С Топливо КотельГазоходы ный пучок Сопротивление воздушЗолоулови- ного тракта hв.к , Па тель Газ, мазут 191 555 220 916 1530 475 903 1550 1680 2710 – – – – – 940 1140 1240 1730 1860 Уголь 167 256 320 430 300 300 300 300 590 640 630 580 1050 750 750 750 Таблица П.12.2 Сопротивление газового и воздушного трактов водогрейных котлов Суммарное сопротивление, Па Тип котла КВ-ГМ-4 КВ-ГМ-6,5 КВ-ГМ-10 КВ-ГМ-20 КВ-ГМ-30 КВ-ТС-4 КВ-ТС-6,5 КВ-ТС-10 КВ-ТС-20 КВ-ТС-30 214 Топливо Газ, мазут Уголь Газового тракта hг.к Воздушного тракта hв.к 220 260 460 600 670 1300 1300 1350 1800 2800 360 440 670 870 960 600 600 650 650 650 Приложения ПРИЛОЖЕНИЕ 13 ВЕНТИЛЯТОРЫ ДУТЬЕВЫЕ И ДЫМОСОСЫ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ Дутьевые вентиляторы ВД, ВДН(у) и дымососы Д, ДН(у) изготавливаются правого и левого направления вращения (рис. П.13.1, П.13.2). Направление вращения рабочего колеса по часовой стрелке определяет вентилятор правого вращения, против часовой стрелки – левого вращения, если смотреть на вентилятор (дымосос) со стороны привода. Вентиляторы рассчитаны на продолжительный режим работы в помещении и на открытом воздухе (вне помещения под навесом) в условиях умеренного климата (климатическое исполнение «У», категория размещения 2, ГОСТ 15150–69*). Для долговечности дымососов типа ДН толщина стенок их улиток увеличена по сравнению с вентиляторами типа ВДН. Номер вентилятора (дымососа) – это значение, соответствующее диаметру рабочего колеса, выраженное в дециметрах. А-А В L D H А А Рис. П.13.1. Габаритные и присоединительные размеры тягодутьевых машин без ходовой части типа ВДН(у), ДН(у) № 6,3–13 215 Котельные установки Продолжение прил. 13 В Н А А А-А D L Рис. П.13.2. Габаритные и присоединительные размеры тягодутьевых машин с ходовой частью типа ВДН(у), ДН(у) № 8–13 216 Приложения Продолжение прил. 13 Таблица П.13.1 Габаритные размеры дутьевых вентиляторов и дымососов типа ВДН(у), ДН(у) № 6,3–13 без ходовой части Типоразмер Длина L, мм ВДН-6,3 840 ДН-6,3у ВДН-8у 1100 ДН-8у ВДН-9у 1180 ДН-9у ВДН-10у 1360 ДН-10у ВДН-11,2у 1520 ДН-11,2у ВДН-12,5у 1750 ДН-12,5у ВДН-13 1731 ДН-13 Ширина В, мм Высота Н, мм Диаметр D, мм 1058 1100 378 1325 1208 530 1485 1350 530 1660 1508 663 1835 1660 663 2040 1850 830 2150 1900 830 Таблица П.13.2 Габаритные размеры дутьевых вентиляторов и дымососов типа ВДН(у), ДН(у) № 8–13 с ходовой частью Типоразмер ВДН-8у ДН-8у ВДН-9у ДН-9у ВДН-10у ДН-10у ВДН-11,2у ДН-11,2у ВДН-12,5у ДН-12,5у ВДН-13у ДН-13у Длина (без эл. двигат.) L, мм Ширина В, мм Высота Н, мм Диаметр D, мм 1662 1325 1208 530 1739 1485 1350 530 1819,5 1660 1508 663 1875 1835 1660 663 2014 2040 1850 830 2407 2150 1900 830 217 218 ВДН-17 ВДН-15 ВДН-13 ВДН-12,5y ВДН-11,2y ВДН-10y ВДН-9y ВДН-8y ВДН-6,3 Тип вентилятора Напор, Па, ПроизводиКПД, Тип электротельность, м3/с при tв = 30 С % двигателя Без ходовой части 0,94 625 АИРХМ132S6 83 1,42 1380 АИРХМ132S4 1,86 970 АИР160S6 83 2,88 2230 АИР160S4 2,64 1220 АИР160S6 83 4,17 2860 АИР160S4 3,64 1520 АИР160S6 83 5,67 3450 А180М4 5,28 1920 А200М6 83 7,97 4440 А200L4 7 2360 А200L6 83 11,1 5500 А250S4 8,31 2630 А280М6 83 12,47 5950 А280М4 С ходовой частью 13,8 3700 А280S6 83 21,7 8200 АИР355S4 20,83 3800 АИР355S6 83 30,56 10900 ДА304-450Х-4 Масса, кг 415 431 527 522 574 569 663 723 986 1026 1129 1354 1101 1122 2513 (без эл. двиг.) 2760 (без эл. двиг.) 5,5 7,5 11 15 11 15 11 30 22 45 30 75 90 132 75 250 160 630 Таблица П.13.3 Мощность, кВт Технические характеристики дутьевых вентиляторов Продолжение прил. 13 Котельные установки ДН-17 ДН-15 ДН-13 ДН-12,5y ДН-11,2y ДН-10y ДН-9y ДН-8y ДН-6,3у Тип дымососа Напор, Па, при КПД, Тип электроПроизводительность, м3/с % двигателя tг = 200 С Без ходовой части 0,94 390 АИРХМ132S6 83 1,42 880 АИРХМ132S4 1,92 630 АИР160S6 83 2,88 1430 АИР160S4 2,75 800 АИР160S6 83 3,89 1810 АИР160S4 3,78 990 АИР160S6 83 5,67 2230 А180М4 5,3 1240 А200М6 83 7,97 2810 А200L4 7,39 1550 А200L6 83 11,08 3510 А250S4 11,1 1450 А280М6 83 16,67 3270 А280М4 С ходовой частью 15,27 3000 А280S6 83 21,5 7000 АИР355S4 21,7 3900 АИР355S6 83 34,72 8800 ДА304-450Х-4 Масса, кг 420 422 527 522 574 577 663 723 986 1026 1129 1354 1101 1122 2900 (без эл. двиг.) 3100 (без эл. двиг.) 5,5 7,5 11 15 11 15 11 30 22 45 30 75 90 132 75 250 160 400 Таблица П.13.4 Мощность, кВт Технические характеристики дымососов Окончание прил. 13 Приложения 219 Учебное издание Хуторной Андрей Николаевич КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ Учебное пособие Редактор М.В. Пересторонина Технический редактор Н.В. Удлер Подписано в печать 28.01.2016. Формат 60×84/16. Бумага офсет. Гарнитура Таймс. Усл. печ. л. 12,79. Уч.-изд. л. 11,58. Тираж 100 экз. Зак. № 17. Изд-во ТГАСУ, 634003, г. Томск, пл. Соляная, 2. Отпечатано с оригинал-макета в ООП ТГАСУ. 634003, г. Томск, ул. Партизанская, 15.