Последовательность расчета сопротивлений парогенератора

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 7Следующая ⇒

3.2.1. Анализируется аэродинамическая схема движения дымовых газов котла. Выясняются элементы парогенератора, в которых рассчитываются потери напора на трение в местных сопротивлениях (повороты, сужение сечений).

3.2.2. Рассчитывается сопротивление топки. С достаточной точностью для шлакующихся топлив, требующих искусственного дутья, газа, мазута сопротивление топки парогенераторов типа ДКВР, ДЕ, КЕ принимается равным =3 кг/м² (30 Н/м²). Сопротивление камеры догорания специально не рассчитывают, а для его учета увеличивают общее сопротивление котла на 15%, то есть

, (3.16)

где - сопротивление элемента котла.

3.2.3. Аэродинамическое сопротивление пароперегревателя, кипятильных пучков определяется по формулам (3.2), (3.4) и (3.9) как для коридорных пучков. Скорость дымовых газов W, сечение пучков труб принимается на основе теплового расчета парогенератора (практические занятия по ТГУ).

Графический коэффициент потерь на трение коридорных пучков труб можно определить и по номограмме рис. П.4.

Шахматные пучки труб рассчитываются по номограмме рис. П.5. зависит от скорости потока W_ср, определяемой по (3.16), диаметра труб и средней температуры потока W_сд. Кроме того, необходимо определить поправочный коэффициент С_s, зависящий от и . Поправочный коэффициент на число Рейнольдса С_R_е можно принять равным 1.

Динамический напор h_д определяется по номограмме рис. П.3.

3.2.4. Местные сопротивления в котле складываются из поворотов на 90°: камера догорания – пароперегреватель (кипятильный пучок); 2-й кипятильный пучок – газоход, соединяющий экономайзер; поворот на 180° - между 1-м и 2-м кипятильными пучками (ДКВР-2, 5-10).

В парогенераторах ДКВР необходимо учитывать изменение сечения при входе в кипятильный пучок, вызванное перегородкой, разделяющей топку и газоход. Для определения местного сопротивления, вызванного сужением сечения, рассчитывают сечение в узком месте f₄ и сечение газохода за сужением f₅. Коэффициенты сопротивления при внезапном изменении сечения определяются по номограмме рис. П.8, П9. Также местные сопротивления необходимо учитывать в парогенераторах ДКВР на входе в кипятильный пучок или пароперегреватель в котлах ДЕ-4-14, где необходимо определить потери напора в местных сопротивлениях при входе в кипятильный пучок, при движении потока между ступенчатой перегородкой первого и второго трубных пучков.

3.2.5. Определяется общее сопротивление собственно котла:

, (3.17)

где - поправка на истинное давление в котле (В_бар для котлов с уравновешенной тягой составляет » 10⁵ Па (750 мм. рт. ст.));

r_Г – плотность дымовых газов. Можно принять r_Г по среднему составу дымовых газов из таблицы 5 нормативного метода теплового расчета теплогенераторов.

3.2.6. Сопротивление трубчатого воздухонагревателя при движении дымовых газов внутри труб рассчитывается по номограмме рис. П.2. Сопротивление чугунного экономайзера определяется следующим образом:

а) рассчитывается коэффициент потерь на трение чугунных ребристых труб:

, (3.18)

где x₀ =0, 5 – коэффициент потерь на трение 1 ряда труб;

z₂ - число рядов труб по ходу газа;

б) динамический напор h_д находится по средней скорости дымовых газов W_эк по номограмме рис. П.4;

в) сопротивление на трение:

(3.19).

Сопротивление 1 обдувочного устройства можно принять равным Н/м² (2 кг/м²). Потери напора от n_об обдувочных устройств составляют

. (3.20)

Неучтенные потери напора в экономайзере (вход и выход из экономайзера) составляют не более =30 Н/м² (3 кг/м²).

Тогда полное сопротивление чугунного экономайзера будет равно

. (3.21)

Если теплообменные поверхности экономайзера выполнены из ребристых труб расчет можно проводить, используя номограммы (рис. П6, П7).

3.2.7. Расчет потерь напора в теплогенерирующей установке производится по формулам, представленным выше. Для расчета необходимо выполнить аксонометрическую схему движения дымовых газов от хвостовых поверхностей нагрева (экономайзер, воздухоподогреватель) до дымовой трубы и определить элементы теплогенерирующей установки, где производятся повороты, изменение сечений газоходов.

3.2.8. Сопротивление шибера, если такой имеется, можно принять

=10¸ 20 Н/м² (1¸ 2 кг/м²).

3.2.9. Сопротивление газопроводов складывается из потерь напора на трение и в местных сопротивлениях.

Газопроводы на участке воздухонагреватель – золоуловитель рассчитывается по расходу и температуре уходящих газов за воздухонагревателем, принятым из теплового расчета. Газопроводы на участках золоуловитель – дымосос и за дымососом рассчитываются по расходу и температуре газов у дымососа:

Расход дымовых газов у дымососа

, (3.22)

где В_р – расчетный расход топлива с учетом механического недожога, м³/с (кг/с, кг/ч, м³/ч);

V_{г. ух} – объем продуктов горения на 1 кг (м³) топлива при избытке воздуха за воздухонагревателем;

- присосы воздуха за воздухонагревателем, =0, 01 на каждые 10 м длины кирпичных боровов, для золоуловителей циклонного типа или скрубберов =0, 05;

n – число теплогенераторов.

Температура газов у дымососа при £ 0, 1 определяется по приближенной формуле:

(3.23)

В котельной газопроводы имеют большое сечение и сравнительно небольшую длину. Так как в формуле (3.2) незначительно, то и сопротивление трения в газопроводах получается незначительным. Коэффициенты трения l. и абсолютной шероховатости находят по таблицам 3.1 и 3.2. Динамическое давление определяется по рис.П.3 или по формуле (3.5).

Местные сопротивления газоходов в основном определяют потери давления в них и представляют собой повороты, разветвления, изменения сечения и каналы (шиберы). Местные сопротивления газоходов рассчитываются по формуле (3.4), а коэффициенты местных сопротивлений x определяется по п. 1-29 нормативного метода [5]. Можно принимать при W> 25 м/с и или ³ 0, 9 (поворот на 90°). При поворотах на другие углы пересчитывается пропорционально углу (плавный поворот).

3.2.10. Для вентиляторов и дымососов одностороннего всасывания подсоединяемых с помощью карманов, =10¸ 20 Н/м² (1¸ 2 кг/м²). Динамический напор определяется по рис. П.3., а местные сопротивления дымососа по формуле (3.4).

3.2.11. Коэффициент сопротивления типового входа в дымовую трубу, отнесенный к скорости в подводящем газоходе, принимается равным x=0, 69 (двусторонний подвод газоходов). В случае другой схемы подвода газоходов принимается по п. 2-34 норм. метода [5].

С достаточной точностью можно считать, что сопротивление 10 м футерованных газоходов равно DР_б=1, 5 Н/м² (0, 15 кг/м²).

3.2.12. Расчет золоуловителей производится в следующей последовательности.

а) определяется объем газов, проходящих через один элемент (циклон):

(3.24).

Условная скорость W_усл, отнесенная ко всему сечению элемента, принимается в зависимости от величины сопротивления золоуловителя Dh_зол=590¸ 637 Н/м² (59¸ 64 кг/м²), принятого при расчете тяги [8]:

, (3.25)

откуда , (3.26)

где x - коэффициент гидравлического сопротивления при условной скорости для блока циклонов НИИОГАЗ ЦН-15 равен 125, ЦКТИ Ц-16 равен 110; для батарейного циклона с d_усл=0, 25 м при обычной розетке a=25° x=90, при розетке профилирования ЦКТИ a=25° x=65.

Плотность потока:

, (3.27)

где - выбирается из таблицы нормативного метода теплового расчета по среднему составу газов;

t_тр – температура дымовых газов в дымовой трубе, °С.

б) рассчитывается число циклонных элементов:

, (3.28)

где находят по формуле (3.22).

3.2.13. Расчет дымовой трубы для теплогенераторов с уравновешенной тягой производится по следующей схеме:

1). Температура газов в дымовой трубе принимается равной температуре газов у дымососа, определяемой по формуле (3.23);

2). Высота трубы при искусственной тяге, выбирается по условиям отвода газов и рассеивания содержащихся в них SO₂ и NO, летучей золы и других вредных выбросов.

Расчет высоты дымовых труб производится по формуле [5], причем при работе котельной установки на природном газе в качестве основных вредных выбросов принимают оксиды азота, а при работе на твердом топливе или мазуте основными вредными выбросами принимают оксиды серы

, (3.29)

где А – коэффициент, зависящий от температурной стратификации (слоистого строения) атмосферы, С^2/3 град^1/3 А=200 (Средняя Азия, Казахстан, нижнее Поволжье, Кавказ, Сибирь, Дальний Восток), А=160 (Север, Северо-запад Европейской территории России, Среднего Поволжья, Урала и Украины), А=120 (Центральная часть Европейской территории России);

V_{д. тр} – суммарный объем дымовых газов, выбрасываемых из всех труб, м³/с;

z – число труб в котельной;

Δ t – разность температур выбрасываемых газов и воздуха (последняя принимается по средней температуре летних месяцев в дневные часы);

m – коэффициент, учитывающий условия выхода из устья трубы.

Значения коэффициента m в зависимости от W_c:

W_c	10-15	20-25	30-35
m	1, 0	0, 9	0, 8

Предельно допустимая концентрация в атмосфере оксидов азота – NO_х, оксидов серы – SO_Х или золы, согласно санитарным нормам (ПДК)_NO=0, 04 мг/м³, (ПДК)_SO=0, 5 мг/м³)

С_ф – фоновая концентрация вредных компонентов (NO_х, SO_Х или золы (значение С_ф устанавливается санитарной инспекцией района);

F – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примеси в атмосфере:

– коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе (для газообразных примесей , для пыли и золы при степени улавливания более 90% при степени улавливания менее 90% );

М – выбросы SO_Х, NO_Х, СО или золы из всех труб котельной, г/с.

Значение выбросов SO_Х, NO_Х, СО находят по выражениям:

Для оксидов серы

, (3.30)

где S ^р – содержание серы в топливе на рабочую массу, %;

В – расход топлива, т/ч;

- доля SO_Х, уносимая с летучей золой в газоходах котла, ориентировочные значения принимаются в зависимости от вида топлива (табл.3.3).

Таблица 3.3

Доля SO₂, содержащаяся в летучей золе

Топливо	Канско-Ачинские угли	Экибастузский уголь	Сланцы	Торф	Остальн. твердое топливо	Мазут	Газ
	0, 2	0, 02	0, 5	0, 15	0, 1	0, 02

– доля оксидов серы, улавливаемой в золоуловителях (в сухих золоуловителях =0, в мокрых зависит от расхода воды, ее щелочности и приведенной сернистости топлива и определяется графически [9, с.461]).

Для оксидов азота

, (3.31)

где

– поправочный коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азотакачества сжигаемого топлива [9, c.464];

– коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 МДж тепдоты топлива. Для паровых котлов производительностью больше 19, 44 кг/с

, для котлов производительностью D< 19, 44 кг/с , для водогрейных котлов .

– коэффициент, учитывающий эффект рециркуляции дымовых газов [9, с. 465];

– рециркуляция дымовых газов (задается в исходных данных преподавателем);

– коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок =1, для прямоточных горелок =0, 85).

Для оксида углерода

, (3.32)

где

– коэффициент, характеризующий выход оксида углерода, г/кг [9, с. 464];

– коэффициент, учитывающий режим горения (при нормальной эксплуатации котла, =1).

В качестве вредных выбросов котлов принимают: при сжигании твердого и жидкого топлива оксиды серы (3.30) и оксид углерода (3.32), при сжигании газа оксид углерода (3.32) и оксиды азота. (3.31). Соответственно, расчет высоты трубы по формулу (3.30) проводят также для двух вариантов, из которых выбирают вариант с максимальной высотой Н.

Высоту дымовых труб для работы на твердом топливе и мазуте и оборудуемых установками для очистки дымовых газов от золы со степенью улавливания 85-90% следует принимать по данным табл. 3.4.

Таблица 3.4

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 Следующая ⇒