Проект перевода котла-утилизатора КУ-150 с парового на водогрейный режим с естественной тягой
Введение
В настоящее время в России существенное значение
имеет проблема экономии топливно-энергетических ресурсов. Ввиду ограниченного
финансирования строительство новых энергетических объектов представляется
проблематичным. Поэтому, на каждом предприятии изыскиваются внутренние резервы
для экономии тепловой энергии.
На Череповецком металлургическом комбинате ОАО
"Северсталь" в листопрокатном цехе №2 за нагревательными печами
расположены котлы-утилизаторы, работающие на дымовых газах, отходящих от печей,
и предназначенные для выработки перегретого пара. Но температура уходящих
дымовых газов от печей не является достаточной для выработки котлами пара
(порядка 250-350ºС).
Основными причинами низкой температуры уходящих
газов после печей являются:
низкие температура и количество уходящих газов
после печей, вследствие не полной их загруженности;
присосы воздуха от хвоста печи до общего борова
котла превышают нормативные.
Поэтому котлы-утилизаторы оказались неспособны
вырабатывать пар нужных параметров и были выведены из работы.
В настоящее время перед предприятием стоит
проблема выбора: вырабатывать горячую воду на теплофикационные нужды
предприятия (а именно: для подразделений по производству горячего и холодного
проката и ККЦ) в необходимом объёме посредством котлов ПТВМ-100, как это и
делалось ранее; или перевести работу котлов-утилизаторов КУ-150 на водогрейный
режим и с их помощью покрывать часть теплофикационной нагрузки данных
производств, чем будет достигаться экономия топлива на котлах ПТВМ-100. Предварительные
экономические расчёты показали, что перевод котлов-утилизаторов на водогрейный
режим и их эксплуатация оказывается дешевле, чем выработка такого же количества
горячей воды на котлах ПТВМ-100.
Задачей данного дипломного проекта является
разработка проекта реконструкции котлов-утилизаторов, а именно их перевод с
парового на водогрейный режим работы.
1. Назначение и компоновка котла-утилизатора
КУ-150
.1 Краткое описание технологической схемы и
газового тракта
За каждой нагревательной печью стана "2000"
установлено по 2 котла-утилизатора типа КУ-150.
Продукты горения нагревательной печи через два
дымовых клапана, предназначенных для регулирования давления в печи, поступают в
рекуператоры, а затем в боров печи. Из борова печи продукты горения могут проходить
через открытый "шибер прямого хода" на трубу, или через открытый
"шибер на котел" через один или два котла и далее на дымовую трубу.
За каждым котлом-утилизатором установлен дымосос
типа Д-21,5х2. Распределение количества проходящих через котел газов
обеспечивается величиной закрытия "шибера на трубу" и направляющим
аппаратом дымососа.
.2 Основные сведения по котлу
Водотрубный, змеевиковый котел-утилизатор с
принудительной циркуляцией КУ-150 предназначен для установки за
металлургическими и другими технологическими печами с целью использования
физического тепла газов для выработки перегретого пара энергетических
параметров.
В обозначении котла цифра 150 указывает
максимальное количество газов, на которое рассчитан котел в тысячах нормальных
кубометров в час.
Максимальная длительная температура газов перед
котлом - 850ºС, параметры
вырабатываемого пара - 4,41 МПа, 375ºС.
Котельная выполнена полуоткрытого типа. В
помещении, по фронту котлов расположены: запорная арматура, барабан,
циркуляционные насосы, трубопроводы питательной и технической воды, дренажные и
продувочные линии, обеспечивающие работу котлоагрегата.
Основные теплотехнические и конструктивные
характеристики котла и оборудования приведены в таблице 1 и таблице 2.
Поверхности нагрева котла расположены в двух
вертикальных газоходах. Все поверхности нагрева выполнены из бесшовных труб
диаметром 32 мм и толщиной стенки 3 мм и состоят из водяного экономайзера,
испарительной части и пароперегревателя.
Компоновка поверхностей нагрева П-образная. В
первом (восходящем) газоходе расположены:
-я испарительная секция, пароперегреватель,
-я испарительная секция и выходные пакеты
третьей испарительной секции.
Во втором (нисходящем) газоходе расположены:
входные пакеты 3-й испарительной секции и водяной экономайзер.
Расположение труб в пакетах поверхностей нагрева
шахматное.
Шаги труб приняты: в ряду по ширине газохода для
первой предвключенной секции - 172 мм, для второй и третьей испарительных
секций и пароперегревателя - 68 мм, для экономайзера - 90 мм; шаг труб по ходу
газов - 70 мм во всех пакетах.
Внутренний размер ширины газоходов котла,
определяемый числом параллельно включенных змеевиков испарительной части,
пароперегревателя и экономайзера, составляет 5810 мм. Размеры первого
восходящего по длине змеевиков газохода равны 3450 мм, второго опускного - 3150
мм.
Каркас котла - металлический, сварной. Обмуровка
подъемного газохода выполнена из огнеупорного термоизоляционного кирпича.
Опускной газоход не обмуровывается, имеется только наружная теплоизоляция
металлической обшивки котла.
1.3 Основные теплотехнические и конструктивные
характеристики котла-утилизатора КУ-150
Основные теплотехнические характеристики котла и
оборудования представлены в таблице 1.
Таблица 1- Теплотехнические характеристики котла
и оборудования
|
№№
пп
|
Наименование
оборудования
|
Характеристика
|
Ед.
изм.
|
Величина
|
|
1.
|
Котел-утилизатор
КУ-150
|
Производительность
|
т/ч
|
34,5
|
|
|
Давление
в барабане котла
|
МПа
|
1,96-2,16
|
|
|
Температура
перегретого пара
|
0С
|
до
390
|
|
|
Расход
циркуляционной воды
|
т/ч
|
240-250
|
|
|
Количество
проходящих газов
|
нм3/ч
|
150000
|
|
|
Температура
газов:
|
|
|
|
|
перед
котлом
|
0С
|
300-850
|
|
|
за
котлом
|
0С
|
до
250
|
|
|
Сопротивление
котла по газовому тракту
|
Па
|
до
1177,2
|
|
|
Сопротивление
котла по водяному тракту
|
МПа
|
0,29
|
|
|
Паровой
объем барабана
|
м3
|
6,8
|
|
|
Водяной
объем котла
|
м3
|
12
|
|
|
Давление
питательной воды
|
МПа
|
2,94-3,43
|
|
2.
|
Дымосос
Д -21,5х2
|
Производительность
|
нм3/ч
|
200000
|
|
|
Полный
напор
|
Па
|
3923
|
|
|
Температура
газов
|
0С
|
до
220
|
|
|
Частота
вращения
|
об/мин
|
750
|
|
|
Температура
подшипников
|
0С
|
до
70
|
|
|
Мощность
электродвигателя
|
кВт
|
630
|
|
|
Напряжение
|
В
|
6000
|
|
|
Номинальный
ток
|
А
|
74
|
|
3.
|
Циркуляционный
насос НКУ-250
|
Производительность
|
т/ч
|
250
|
|
|
Полный
напор
|
м.в.ст
|
30
|
|
|
Частота
вращения
|
об/мин
|
1450
|
|
|
Мощность
электродвигателя
|
кВт
|
40
|
|
|
Напряжение
|
В
|
380
|
|
|
Номинальный
ток
|
А
|
76
|
Основные конструктивные характеристики
котла-утилизатора КУ-150 представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Конструктивные характеристики котла
|
№
п/п
|
Наименование
|
Размерность
|
1
испар. секция
|
Пароперегреватель
|
2
испар. секция
|
3
испар. секция
|
Экономайзер
|
|
1.
|
Поверхность
нагрева
|
м2
|
133,2
|
166
|
415
|
475+436
|
725,1
|
|
2.
|
Диаметр
труб
|
мм
|
32/26
|
|
3.
|
Число
паралл. змеевиков
|
шт.
|
64
|
60
|
120
|
120
|
32
|
|
4.
|
Количество
рядов
|
шт.
|
12
|
8
|
20
|
22+22
|
3х16
|
|
5.
|
Шаги
труб по ширине
|
мм
|
172
|
86
|
86
|
86
|
90
|
|
6.
|
Шаги
труб по глубине
|
мм
|
70
|
|
7.
|
Живое
сечение по газам
|
м2
|
16,6
|
12,5
|
12,5
|
12,5/11,5
|
9,65
|
|
8.
|
Живое
сечение по воде и пару
|
м2
|
0,034
|
0,0318
|
0,0636
|
0,0636
|
0,017
|
.4 Схема циркуляции КУ-150
Испарительная часть котла выполнена по схеме с
многократной принудительной циркуляцией (МПЦ) с тремя параллельно включенными
секциями. Циркуляция осуществляется двумя циркуляционными насосами,
рассчитанными на перекачку перегретой котловой воды с параметрами 4,903 МПа и
260ºС.
Избыточный напор, создаваемый насосом, 0,29 МПа.
На котле устанавливается два циркуляционных
насоса, один из которых является резервным.
Из барабана котловая вода через входную задвижку
с электроприводом поступает в циркуляционный насос, которым через обратный
клапан и входную задвижку с электроприводом подается в шламоуловитель.
На напорном трубопроводе к шламоуловителю
устанавливается диафрагма расходомера циркулирующей котловой воды.
Из шламоуловителя вода по шести трубам подается
в три испарительные секции котла. На каждой такой трубе имеется диафрагма для
периодического замера расхода воды, поступающей в каждую секцию и дроссельная
шайба, служащая для распределения воды между секциями.
Из выходных камер испарительных секций
пароводяная смесь поступает в барабан.
Питательная деаэрированная вода подается к котлу
одним трубопроводом, на котором последовательно установлены: клапан
автоматического регулятора питания; диафрагма расходомера питательной воды;
запорный клапан с электроприводом, связанный с системой тепловой защиты;
обратный клапан и запорный вентиль.
Из выходных камер экономайзера питательная вода
отводится в барабан и поступает в водяное пространство его через
распределительную трубу внутрибарабанного устройства.
Между шламоуловителем и питательным
трубопроводом перед экономайзером имеется перемычка, по которой на вход
экономайзера может быть подана циркуляционная котловая вода (линия
рециркуляции).
Схема пароперегревателя является смешанной, при
которой пар проходит последовательно сначала по змеевикам двух левых блоков
сверху вниз, а потом по змеевикам двух правых блоков снизу вверх.
.5 Поверхности нагрева
Все поверхности нагрева котла изготовлены в виде
сварных блоков с принудительной дистанцировкой шахматного расположения труб в
пакете.
Каждый пакет состоит из четырех блоков. Два
змеевика образуют секцию, из которых собирается блок.
Дистанционные устройства расположены по длине
змеевиков в двух местах. В крайних змеевиках блоков имеются разводки труб,
которыми образуются вертикальные проходы для продувочных аппаратов.
Во входных отверстиях всех змеевиков
испарительных поверхностей нагрева имеются уравнительные шайбы с отверстием 8
мм, которые могут быть сняты перед щелочением котла или для осмотра через
эллиптические лючки в камерах.
Первая, вторая и третья секции испарительной
поверхности работают как три параллельных циркуляционных контура. Все
поверхности нагрева в свою очередь разделены на два параллельных контура
(правый и левый). Каждый контур состоит из двух блоков.
Коллекторы пароперегревателя, первой
испарительной, второй испарительной секции и выходной коллектор третьей
испарительной секции расположены по фронтовой стенке котла.
Входные коллекторы третьей испарительной секции
и коллекторы водяного экономайзера расположены на задней стенке котла. Несущие
охлаждаемые балки 1-й испарительной секции и пароперегревателя включены в
циркуляционный контур первой испарительной секции, т.е. котловая вода
последовательно проходит через испарительный контур, затем в охлаждаемые балки
и далее уходит в барабан котла. Остальные балки, на которые опираются блоки
испарительных поверхностей нагрева и экономайзера - сварные, прямоугольного
сечения, охлаждаемые естественной циркуляцией воздуха, а в части нижних блоков
экономайзера - неохлаждаемые.
.6 Барабан и внутрибарабанное устройство
Барабан котла с внутренним диаметром 1508 мм
выполнен сварным из стали 20К. Толщина стенки барабана - 36 мм. В обоих днищах
имеются эллиптические лазы размером 420 х 320 мм. В барабане котла расположено
циклонное сепарационное устройство, состоящее из 14 циклонов, восемь из которых
предназначены для сепарация пара от первой и третьей испарительных секций, а
шесть циклонов от второй испарительной секции.
.7 Шламоуловитель
Шламоуловитель представляет собой фильтр с
фильтрующим элементом из дырчатой решетки, которая изготовляется из нержавеющей
стали.
Для внутреннего осмотра в корпусе шламоуловителя
имеются три эллиптических лючка, через которые можно установить необходимость
ремонта фильтрующей решетки. В случае такой необходимости нижнее донышко
снимается путем обрезки патрубка и фильтрующая цилиндрическая решетка
вынимается.
.8 Нормы качества питательной и котловой воды
Нормы качества питательной и котловой воды
представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Нормы качества питательной и
котловой воды
|
Наименование
показателей
|
Единицы
измерения
|
Нормативные
значения
|
Рабочие
значения
|
|
Качество
котловой воды
|
|
|
|
|
1
Массовая концентрация взвешенных веществ
|
мг/дм3
|
не
более 5
|
от
0,5 до 4,0
|
|
2
Щелочность по фенолфталеину
|
мг-экв/дм3
|
-
|
от
0,1 до 0,3
|
|
3
Щелочность общая Щобщ
|
мг-экв/дм3
|
-
|
от
0,5 до 1,80
|
|
4
Жесткость общая
|
мг-экв/дм3
|
-
|
от
0,1 до 1,20
|
|
5
Жесткость кальциевая ЖСа
|
мг-экв/дм3
|
-
|
от
0,07 до 0,90
|
|
6
Массовая концентрация соединений железа (в пересчете на железо общее)
|
мг/дм3
|
не
более 0,8
|
от
0,3 до 0,8
|
|
7
Значение рН при 25иС
|
|
от
8,3 до 9,5*
|
от
8,6 до 9,3
|
|
8
Массовая концентрация свободной углекислоты
|
мг/дм3
|
отсутствует
|
отсутствует
|
|
9
Массовая концентрация растворенного кислорода
|
мг/дм3
|
не
более 0,02
|
от
0,004 до 0,015
|
|
10
Массовая концентрация нефтепродуктов
|
мг/дм3
|
не
более 1,0
|
не
более 1,0
|
|
Качество
подпиточной воды
|
|
|
|
|
1
Массовая концентрация взвешенных веществ, не более
|
мг/дм3
|
5
|
от
0,1 до 4,0
|
|
2
Щелочность по фенолфталеину
|
мг-экв/дм3
|
|
от
0,1 до 0,3
|
|
3
Щелочность общая
|
мг-экв/дм3
|
-
|
от
1,2 до 1,8
|
|
4
Жесткость общая
|
мг-экв/дм3
|
-
|
от
0,1 до 1,2
|
|
5
Жесткость кальциевая
|
мг-экв/дм3
|
-
|
от
0,07 до 0,9
|
|
6
Массовая концентрация соединений железа в пересчете на Fe, не более
|
мг/дм3
|
0,8
|
от
0,3 до 0,8
|
|
7
Значение рН при 25 °С
|
-
|
от
8,3 до 9,5
|
|
|
8
Массовая концентрация свободной углекислоты
|
мг/дм3
|
отсутствует
|
отсутствует
|
|
9
Массовая концентрация растворенного кислорода, не более
|
мг/дм3
|
0,05
|
от
0,015 до 0,05
|
|
10
Массовая концентрация нефтепродуктов, не более
|
мг/дм3
|
1,0
|
от
0,3 до 1,0
|
2. Конструкция и характеристики котла при работе
в водогрейном режиме
.1 Конструкция котла-утилизатора КУ-150 при
работе в водогрейном режиме
Котлы-утилизаторы КУ-150 переводятся на
водогрейный режим работы с естественной тягой, для этого:
.Требуется изменить схему циркуляции воды, а
именно:
всасывающий трубопровод одного из циркуляционных
насосов котла соединен с трубопроводом обратной сетевой воды;
циркуляционные насосы соединены последовательно
по воде;
для циркуляции воды в пароперегревателе котла
установлен трубопровод, соединяющий шламоотделитель с пароперегревателем;
для циркуляции воды через экономайзер установлен
трубопровод от шламоотделителя на экономайзер;
коллектор воды после барабана котла соединен
через задвижку с трубопроводом прямой сетевой воды.
При работе котла обратная сетевая вода поступает
на всас первого циркуляционного насоса, далее последовательно проходит второй и
третий насосы и с нагнетания третьего насоса по трубопроводу поступает в
шламоотделитель, откуда идет на испарительные секции, пароперегреватель и
экономайзер.
. Для предотвращения вскипания воды в
поверхностях нагрева необходимо увеличить давление воды на входе в котел
посредством установки не одного, как было ранее, а трех циркуляционных насосов
НКУ-250. Таким образом, давление воды на входе в котел будет не 0,29 МПа, а ~
0,88 МПа. Из-за повышения давления воды на входе в котел ее вскипание в
поверхностях нагрева происходить не будет и можно будет закрыть "шибер на
трубу" полностью, тем самым увеличив количество проходящих через котел
газов, а следовательно, уменьшить потери теплоты в окружающую среду с уходящими
газами.
Нагретая отходящими газами от нагревательных
печей вода поступает в барабан котла и через коллектор в трубопровод прямой
сетевой воды.
. С целью экономии электрической энергии
котел-утилизатор необходимо перевести на работу с естественной тягой. Для этого
требуется произвести демонтаж нижней части перегородки между подъемным и
опускным газоходами, вследствие чего дымовые газы пойдут через газоходы не
последовательно (сначала через подъемный, далее - через опускной), а одновременно
через оба газохода котла снизу вверх. В верхней части опускного газохода
предусмотреть монтаж борова (с шибером), соединяющего газоходы котла и боров
дымовой трубы. Боров в нижней части опускного газохода (предусмотренный
первоначальной конструкцией котла) перекрыть, дымосос демонтировать.
.2 Основные теплотехнические характеристики
котла и оборудования при работе в водогрейном режиме
Котел-утилизатор, серийный, типа КУ-150
производства Белгородского котлостроительного завода, г. Белгород.
Основные теплотехнические характеристики котла и
оборудования при работе в водогрейном режиме представлены в таблице 4.
Таблица 4 - Теплотехнические характеристики
котла и оборудования при работе на водогрейном режиме (при работе с
искусственной тягой)
|
№
п/п
|
Наименование
оборудования
|
Характеристика
|
Ед.
изм.
|
Величина
|
|
1.
|
Котел-утилизатор
КУ-150 в водогрейном режиме
|
Теплопроизводительность
|
ГДж/ч
|
20,95-33,52
|
|
|
Давление
воды на выходе
|
МПа
|
до
0,98
|
|
|
Температура
воды на входе в котел
|
0С
|
70-80
|
|
|
-
на выходе из котла
|
0С
|
до
120
|
|
|
Расход
воды через котел
|
т/час
|
250
|
|
|
Температура
газов:
|
|
|
|
|
перед
котлом
|
0С
|
250-350
|
|
|
за
котлом
|
0С
|
до
150
|
|
2.
|
Дымосос
Д-1,5х2
|
нм3/ч
|
200000
|
|
|
Полный
напор
|
Па
|
3923
|
|
|
Температура
газов
|
0С
|
до
220
|
|
|
Частота
вращения
|
об/мин
|
750
|
|
|
Температура
подшипников
|
0С
|
до
70
|
|
|
Мощность
электродвигателя
|
кВт
|
630
|
|
|
Напряжение
|
В
|
6000
|
|
|
Номинальный
ток
|
А
|
74
|
|
3.
|
Циркуляционный
насос НКУ-250
|
Производительность
|
т/час
|
250
|
|
|
Полный
напор
|
м.в.ст
|
30
|
|
|
Частота
вращения
|
об/мин
|
1450
|
|
|
Мощность
электродвигателя
|
кВт
|
40
|
|
|
Напряжение
|
В
|
380
|
|
|
Номинальный
ток
|
А
|
76
|
3. Технические расчеты
.1 Тепловой расчет
котла-утилизатора КУ-150 на водогрейном режиме
Исходные данные для теплового
расчета:
Температура дымовых газов пере
котлом υг’=
350°С (I’г=849,1 кДж/м3);
Температура воды на входе в
котел t’в= 80°С (I’в=335,7 кДж/кг);
Расход воды через котел Gв= 250
т/ч;
Температура воды на выходе из
котла’’в= 120°С (I’’в=481,35 кДж/кг);
Давление воды на входе в котел
pв= до 0,98 МПа;
Расчет энтальпий дымовых газов
Энтальпия газов на входе в
котел-утилизатор, кДж/м3:
'г=cгυ'г
Энтальпия газов на выходе из котла-утилизатора,
кДж/м3:
''г=cгυ''г
Объемная теплоемкость газов
подсчитывается как теплоемкость смеси газов по формуле
, (1)
Где
сг,i - объемные теплоемкости
компонентов смеси при постоянном давлении при данной температуре, кДж/(м3×К)
(таблица 6);- объемные доли компонентов смеси (таблица 5).
Примерный состав газов за
нагревательными печами стана "2000" представлен в таблице 5.
Таблица 5- Состав газов
отходящих от печей стана "2000"
|
Состав
газов, %
|
СО2
|
N2
|
SO2
|
CO
|
O2
|
H2
|
|
Продукты
сгорания методических печей ЛПЦ-2
|
6,6
|
77
|
-
|
-
|
16,4
|
-
|
Теплоемкости газов, входящих в
состав дымовых газов, представлены в таблице 6.
Таблица 6 - Теплоемкость газов
|
Теплоемкость
газов, cр,i кДж/( м3К)
|
|
t,
0C
|
O2
|
N2
|
CO
|
CO2
|
SO2
|
H2
|
|
0
|
1,3046
|
1,2992
|
1,29922
|
1,5914
|
1,7333
|
1,278
|
|
100
|
1,3167
|
1,304
|
1,3013
|
1,7132
|
1,813
|
1,2905
|
|
200
|
1,3356
|
1,3042
|
1,3075
|
1,7961
|
1,888
|
1,299
|
|
300
|
1,3565
|
1,3113
|
1,3172
|
1,8711
|
1,957
|
1,3
|
|
400
|
1,3766
|
1,3205
|
1,3289
|
1,9377
|
2,018
|
1,303
|
Проведем расчет для температур
дымовых газов:
υг’
= 250°С:
υг’ = 300°С:
υг’ = 350°С:
По вычисленным значениям I'г
строим график зависимости изменения энтальпии газов в газоходах котла.
Зависимость Iг от изменения υг
- практически линейная. При дальнейшем расчете, определив из уравнения
теплового баланса энтальпию газов в том или ином газоходе, температуру газов
определяем по I-υ диаграмме.
I-υ диаграмма
для дымовых газов
Тепловой баланс
котла-утилизатора на водогрейном режиме
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Энтальпия
дымовых газов Iг, кДж/м3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура
дымовых газов υг, °С
|
|
|
Температуру газов на выходе из котла-утилизатора
примем равной 150°С.
υг’’
= 150°С, тогда энтальпия I’’г= 567,4 кДж/м3 (по I-υ
диаграмме).
Уравнение теплового баланса
котла-утилизатора на водогрейном режиме имеет вид:
(2)
где Qг - теплота, отданная дымовыми газами, кВт;
φ-
коэффициент
сохранения тепла, учитывающий его потери в окружающую среду (принимается φ=0,98);
Gг
- расход дымовых газов через котел-утилизатор, нм3/ч; Gв - расход воды через
котел-утилизатор, м3/ч; I’г, I’’г- энтальпия дымовых газов на входе и на выходе
из котла-утилизатора соответственно, кДж/м3; I’в, I’’в- энтальпия дымовых газов
на входе и на выходе из котла-утилизатора соответственно, кДж/кг.
Из выражения (2) находим расход дымовых газов
через котел-утилизатор:
Примем
расход дымовых газов через газоходы:
через
левый газоход Gг левый=74349 нм3/ч;
через
правый газоход Gг правый=58002 нм3/ч.
Расчет ведется методом
последовательных приближений. Задавшись в первом приближении температурой газов
на выходе из котла (или из испарительной поверхности), из уравнения теплового
баланса определяют количество теплоты, отданное дымовыми газами Qг.
Подробный тепловой
расчет котла-утилизатора на водогрейном режиме представлен в таблице 7.
Во всех вариантах расчёта расход дымовых газов
через котёл принят 132,351 тыс.нм3/час, расчётная температура газов
перед котлом принята равной 350, 300 и 2500С (вариант 1, вариант 2 и
вариант 3 соответственно).
Таблица 7 -
Тепловой расчет котла-утилизатора на водогрейном режиме
|
Наименование
|
Обозначение
|
Формула,
источник
|
Значение
|
|
|
|
Вариант
1
|
Вариант
2
|
Вариант
3
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Первая
испарительная поверхность
|
|
Диаметр
труб
|
d,м
|
согласно
[1]
|
0,032
|
0,032
|
0,032
|
|
Поперечный
шаг
|
S1,
м
|
согласно
[1]
|
0,172
|
0,172
|
0,172
|
|
Продольный
шаг
|
S2,
м
|
согласно
[1]
|
0,070
|
0,070
|
0,070
|
|
Относительный
поперечный шаг
|
σ1
|
s1/d
|
5,375
|
5,375
|
5,375
|
|
Относительный
продольный шаг
|
σ2
|
s2/d
|
2,188
|
2,188
|
2,188
|
|
Живое
сечение по газам
|
Fг,
м2
|
согласно
[1]
|
16,600
|
16,600
|
16,600
|
|
Поверхность
нагрева
|
Hг,
м2
|
согласно
[1]
|
133,200
|
133,200
|
133,200
|
|
Температура
газов на входе
|
υг', °C
|
согласно
[1]
|
350,000
|
300,000
|
250,000
|
|
Энтальпия
газов на входе
|
Iг',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
849,100
|
776,800
|
702,440
|
|
Температура
воды на входе
|
tв',
°С
|
согласно
[1]
|
80,000
|
80,000
|
80,000
|
|
Энтальпия
воды на входе
|
Iв',
кДж/м3
|
табл.
Вукаловича
|
335,700
|
335,700
|
335,700
|
|
Расход
газов
|
Gг,
нм3/ч
|
задаёмся
|
74349,000
|
74349,000
|
74349,000
|
|
Расход
воды
|
Gв,
кг/ч
|
принимаем
|
14250,000
|
14250,000
|
14250,000
|
|
Температура
газов на выходе
|
υг'', °C
|
принимаем
|
311,000
|
270,000
|
225,000
|
|
Энтальпия
газов на выходе
|
Iг'',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
793,590
|
733,900
|
670,460
|
|
Тепловосприятие
по балансу
|
Qб,
кДж/ч
|
Gг·(Iг΄- Iг΄΄)·φ
|
4044570,730
|
3125780,658
|
2330127,400
|
|
Энтальпия
воды на выходе
|
Iв'',
кДж/м3
|
i΄+Qб/Gв
|
619,530
|
555,053
|
499,218
|
|
Температура
воды на выходе
|
tв'',
°С
|
табл.
Вукаловича
|
147,859
|
132,471
|
119,145
|
|
Температурный
напор
|
Δt,
°C
|
(Δtб+Δtм)/2
|
216,570
|
178,765
|
137,927
|
|
Средняя
температура газов
|
υср, °C
|
(υ΄г+υ΄΄г)/2
|
330,500
|
285,000
|
237,500
|
|
Средняя
скорость газов
|
Wг,
м/с
|
Gг(υср.+273)/
3600Fг·273
|
2,750
|
2,543
|
2,326
|
|
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией
|
αк,
кДж/м2·ч·°С
|
ном.13[5]
|
162,404
|
153,857
|
152,097
|
|
Эффективная
толщина излучающего слоя
|
S,
м
|
0,9d(4s1s2/πd2-1)
|
0,403
|
0,403
|
0,403
|
|
Произведение
Pп·S
|
Па
|
Р·s·rn
|
9478,095
|
9478,095
|
9478,095
|
|
Коэффициент
ослабления лучей 3-х атомными газами
|
Кг,
1/(м·кгс/см2)
|
номогр.
3[5]
|
2,800
|
2,800
|
2,800
|
|
Оптическая
толщина
|
k
· p ·s , Па
|
кг·рn·s
|
0,271
|
0,271
|
0,271
|
|
Степень
черноты
|
а
|
1-е-крs
|
0,236
|
0,236
|
0,236
|
|
Коэффициент
теплоотдачи излучением
|
αл, кДж/м2·ч·°С
|
ном.19[5]
|
6,023
|
5,111
|
4,397
|
|
Коэффициент
теплопередачи
|
К,
кДж/м2·ч·°С
|
ψ(αк+αл)
|
140,731
|
131,453
|
127,890
|
|
Тепловосприятие
по уравнению теплопередачи
|
Qг,
кДж/ч
|
К·Н·Δt
|
4059706,224
|
3130092,145
|
2349587,488
|
|
Невязка
баланса
|
Qб/Qг
, %
|
Qб/
Qг·100
|
99,627
|
99,172
|
|
Пароперегреватель
|
|
Диаметр
труб
|
d,м
|
согласно
[1]
|
0,032
|
0,032
|
0,032
|
|
Поперечный
шаг
|
S1,
м
|
согласно
[1]
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
|
Продольный
шаг
|
S2,
м
|
согласно
[1]
|
0,070
|
0,070
|
0,070
|
|
Относительный
поперечный шаг
|
σ1
|
s1/d
|
2,688
|
2,688
|
2,688
|
|
Относительный
продольный шаг
|
σ2
|
s2/d
|
2,188
|
2,188
|
2,188
|
|
Живое
сечение по газам
|
Fг,
м2
|
согласно
[1]
|
12,500
|
12,500
|
12,500
|
|
Поверхность
нагрева
|
Hг,
м2
|
согласно
[1]
|
166,000
|
166,000
|
166,000
|
|
Температура
газов на входе
|
υг', °C
|
задано
|
311,000
|
270,000
|
225,000
|
|
Энтальпия
газов на входе
|
Iг',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
793,590
|
733,900
|
670,460
|
|
Температура
воды на входе
|
tв',
°С
|
задано
|
80,000
|
80,000
|
80,000
|
|
Энтальпия
воды на входе
|
Iв',
кДж/м3
|
табл.
Вукаловича
|
335,700
|
335,700
|
335,700
|
|
Расход
газов
|
Gг,
нм3/ч
|
задаёмся
|
74349,000
|
74349,000
|
74349,000
|
|
Расход
воды
|
Gв,
кг/ч
|
принимаем
|
17250,000
|
17250,000
|
17250,000
|
|
Температура
газов на выходе
|
υг'', °C
|
принимаем
|
270,000
|
238,000
|
197,000
|
|
Энтальпия
газов на выходе
|
Iг'',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
735,610
|
687,530
|
638,430
|
|
Тепловосприятие
по балансу
|
Qб,
кДж/ч
|
Gг·(Iг΄- Iг΄΄)·φ
|
4224539,920
|
3378611,867
|
2333770,501
|
|
Энтальпия
воды на выходе
|
Iв'',
кДж/м3
|
i΄+Qб/Gв
|
580,601
|
531,562
|
470,991
|
|
Температура
воды на выходе
|
tв'',
°С
|
табл.
Вукаловича
|
138,568
|
126,864
|
112,408
|
|
Температурный
напор
|
Δt,
°C
|
(Δtб+Δtм)/2
|
181,216
|
150,568
|
114,796
|
|
Средняя
температура газов
|
υср, °C
|
(υ΄г+υ΄΄г)/2
|
290,500
|
254,000
|
211,000
|
|
Средняя
скорость газов
|
Wг,
м/с
|
Gг(υср.+273)/
3600Fг·273
|
3,410
|
3,189
|
2,929
|
|
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией
|
αк,
кДж/м2·ч·°С
|
ном.13[5]
|
174,115
|
168,941
|
152,851
|
|
Эффективная
толщина излучающего слоя
|
S,
м
|
0,9d(4s1s2/πd2-1)
|
0,187
|
0,187
|
0,187
|
|
Произведение
Pп·S
|
Па
|
Р·s·rn
|
4400,014
|
4400,014
|
4400,014
|
|
Коэффициент
ослабления лучей 3-х атомными газами
|
Кг,
1/(м·кгс/см2)
|
номогр.
3[5]
|
3,600
|
3,600
|
3,600
|
|
Оптическая
толщина
|
k
· p ·s , Па
|
кг·рn·s
|
0,161
|
0,161
|
0,161
|
|
Степень
черноты
|
а
|
1-е-крs
|
0,149
|
0,149
|
0,149
|
|
Коэффициент
теплоотдачи излучением
|
αл,
кДж/м2·ч·°С
|
ном.19[5]
|
3,247
|
2,841
|
2,841
|
|
Коэффициент
теплопередачи
|
К,
кДж/м2·ч·°С
|
ψ(αк+αл)
|
140,791
|
135,635
|
123,568
|
|
Тепловосприятие
по уравнению теплопередачи
|
Qг,
кДж/ч
|
К·Н·Δt
|
4235242,662
|
3390090,015
|
2354716,130
|
|
Невязка
баланса
|
Qб/Qг
, %
|
Qб/
Qг·100
|
99,747
|
99,661
|
99,110
|
|
Вторая
испарительная поверхность
|
|
Диаметр
труб
|
d,м
|
согласно
[1]
|
0,032
|
0,032
|
0,032
|
|
Поперечный
шаг
|
S1,
м
|
согласно
[1]
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
|
Продольный
шаг
|
S2,
м
|
согласно
[1]
|
0,070
|
0,070
|
0,070
|
|
Относительный
поперечный шаг
|
σ1
|
s1/d
|
2,688
|
2,688
|
2,688
|
|
Относительный
продольный шаг
|
σ2
|
s2/d
|
2,188
|
2,188
|
2,188
|
|
Живое
сечение по газам
|
Fг,
м2
|
согласно
[1]
|
12,500
|
12,500
|
12,500
|
|
Поверхность
нагрева
|
Hг,
м2
|
согласно
[1]
|
415,000
|
415,000
|
415,000
|
|
Температура
газов на входе
|
υг', °C
|
задано
|
270,000
|
238,000
|
197,000
|
|
Энтальпия
газов на входе
|
Iг',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
735,610
|
687,530
|
638,430
|
|
Температура
воды на входе
|
tв',
°С
|
согласно
[1]
|
80,000
|
80,000
|
80,000
|
|
Энтальпия
воды на входе
|
Iв',
кДж/м3
|
табл.
Вукаловича
|
335,700
|
335,700
|
335,700
|
|
Расход
газов
|
Gг,
нм3/ч
|
задаёмся
|
74349,000
|
74349,000
|
74349,000
|
|
Расход
воды
|
Gв,
кг/ч
|
принимаем
|
44250,000
|
44250,000
|
44250,000
|
|
Температура
газов на выходе
|
υг'', °C
|
принимаем
|
196,000
|
180,000
|
159,000
|
|
Энтальпия
газов на выходе
|
Iг'',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
636,430
|
605,900
|
577,560
|
|
Тепловосприятие
по балансу
|
Qб,
кДж/ч
|
Gг·(Iг΄- Iг΄΄)·φ
|
7226455,144
|
5947726,693
|
4435111,157
|
|
Энтальпия
воды на выходе
|
Iв'',
кДж/м3
|
i΄+Qб/Gв
|
499,010
|
470,112
|
435,929
|
|
Температура
воды на выходе
|
tв'',
°С
|
табл.
Вукаловича
|
119,095
|
112,199
|
104,040
|
|
Температурный
напор
|
Δt,
°C
|
(Δtб+Δtм)/2
|
133,452
|
112,901
|
85,980
|
|
Средняя
температура газов
|
υср, °C
|
(υ΄г+υ΄΄г)/2
|
233,000
|
209,000
|
178,000
|
|
Средняя
скорость газов
|
Wг,
м/с
|
Gг(υср.+273)/
3600Fг·273
|
3,062
|
2,917
|
2,729
|
|
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией
|
αк,
кДж/м2·ч·°С
|
ном.13[5]
|
161,678
|
159,220
|
155,030
|
|
Эффективная
толщина излучающего слоя
|
S,
м
|
0,9d(4s1s2/πd2-1)
|
0,187
|
0,187
|
0,187
|
|
Произведение
Pп·S
|
Па
|
Р·s·rn
|
4400,014
|
4400,014
|
4400,014
|
|
Коэффициент
ослабления лучей 3-х атомными газами
|
Кг,
1/(м·кгс/см2)
|
номогр.
3[5]
|
3,600
|
3,500
|
3,600
|
|
Оптическая
толщина
|
k
· p ·s , Па
|
кг·рn·s
|
0,161
|
0,157
|
0,161
|
|
Степень
черноты
|
а
|
1-е-крs
|
0,149
|
0,145
|
|
Коэффициент
теплоотдачи излучением
|
αл, кДж/м2·ч·°С
|
ном.19[5]
|
2,977
|
2,637
|
2,706
|
|
Коэффициент
теплопередачи
|
К,
кДж/м2·ч·°С
|
ψ(αк+αл)
|
130,613
|
127,701
|
124,776
|
|
Тепловосприятие
по уравнению теплопередачи
|
Qг,
кДж/ч
|
К·Н·Δt
|
7233686,170
|
5983265,103
|
4452230,057
|
|
Невязка
баланса
|
Qб/Qг
, %
|
Qб/
Qг·100
|
99,900
|
99,406
|
99,615
|
|
Экономайзер
|
|
Диаметр
труб
|
d,м
|
согласно
[1]
|
0,032
|
0,032
|
0,032
|
|
Поперечный
шаг
|
S1,
м
|
согласно
[1]
|
0,090
|
0,090
|
0,090
|
|
Продольный
шаг
|
S2,
м
|
согласно
[1]
|
0,070
|
0,070
|
0,070
|
|
Относительный
поперечный шаг
|
σ1
|
s1/d
|
2,813
|
2,813
|
2,813
|
|
Относительный
продольный шаг
|
σ2
|
s2/d
|
2,188
|
2,188
|
2,188
|
|
Живое
сечение по газам
|
Fг,
м2
|
согласно
[1]
|
9,650
|
9,650
|
9,650
|
|
Поверхность
нагрева
|
Hг,
м2
|
согласно
[1]
|
725,100
|
725,100
|
725,100
|
|
Температура
газов на входе
|
υг', °C
|
задано
|
350,000
|
300,000
|
250,000
|
|
Энтальпия
газов на входе
|
Iг',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
849,100
|
776,800
|
702,440
|
|
Температура
воды на входе
|
tв',
°С
|
согласно
[1]
|
80,000
|
80,000
|
80,000
|
|
Энтальпия
воды на входе
|
Iв',
кДж/м3
|
табл.
Вукаловича
|
335,700
|
335,700
|
335,700
|
|
Расход
газов
|
Gг,
нм3/ч
|
задаёмся
|
58002,000
|
58002,000
|
58002,000
|
|
Расход
воды
|
Gв,
кг/ч
|
принимаем
|
77250,000
|
77250,000
|
77250,000
|
|
Температура
газов на выходе
|
υг'', °C
|
принимаем
|
163,000
|
152,000
|
138,000
|
|
Энтальпия
газов на выходе
|
Iг'',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
563,500
|
561,560
|
544,190
|
|
Тепловосприятие
по балансу
|
Qб,
кДж/ч
|
Gг·(Iг΄- Iг΄΄)·φ
|
16234063,776
|
12234663,470
|
8995240,170
|
|
Энтальпия
воды на выходе
|
Iв'',
кДж/м3
|
i΄+Qб/Gв
|
545,850
|
494,078
|
452,143
|
|
Температура
воды на выходе
|
tв'',
°С
|
табл.
Вукаловича
|
130,274
|
117,918
|
107,910
|
|
Температурный
напор
|
Δt,
°C
|
(Δtб+Δtм)/2
|
151,363
|
127,041
|
100,045
|
|
Средняя
температура газов
|
υср, °C
|
(υ΄г+υ΄΄г)/2
|
256,500
|
226,000
|
194,000
|
|
Средняя
скорость газов
|
Wг,
м/с
|
Gг(υср.+273)/
3600Fг·273
|
3,238
|
3,052
|
2,856
|
|
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией
|
αк,
кДж/м2·ч·°С
|
ном.13[5]
|
186,204
|
163,410
|
155,030
|
|
Эффективная
толщина излучающего слоя
|
S,
м
|
0,9d(4s1s2/πd2-1)
|
0,197
|
0,197
|
0,197
|
|
Произведение
Pп·S
|
Па
|
Р·s·rn
|
4636,204
|
4636,204
|
4636,204
|
|
Коэффициент
ослабления лучей 3-х атомными газами
|
Кг,
1/(м·кгс/см2)
|
номогр.
3[5]
|
3,500
|
3,600
|
3,600
|
|
Оптическая
толщина
|
k
· p ·s , Па
|
кг·рn·s
|
0,165
|
0,170
|
0,170
|
|
Степень
черноты
|
а
|
1-е-крs
|
0,152
|
0,156
|
0,156
|
|
Коэффициент
теплоотдачи излучением
|
αл,
кДж/м2·ч·°С
|
ном.19[5]
|
3,044
|
3,549
|
2,839
|
|
Коэффициент
теплопередачи
|
К,
кДж/м2·ч·°С
|
ψ(αк+αл)
|
149,217
|
133,711
|
125,195
|
|
Тепловосприятие
по уравнению теплопередачи
|
Qг,
кДж/ч
|
К·Н·Δt
|
16377047,832
|
12317107,816
|
9081996,999
|
|
Невязка
баланса
|
Qб/Qг
, %
|
Qб/
Qг·100
|
99,127
|
99,331
|
99,045
|
|
Первый
пакет третьей испарительной секции
|
|
Диаметр
труб
|
d,м
|
согласно
[1]
|
0,032
|
0,032
|
0,032
|
|
Поперечный
шаг
|
S1,
м
|
согласно
[1]
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
|
Продольный
шаг
|
S2,
м
|
согласно
[1]
|
0,070
|
0,070
|
0,070
|
|
Относительный
поперечный шаг
|
σ1
|
s1/d
|
2,688
|
2,688
|
2,688
|
|
Относительный
продольный шаг
|
σ2
|
s2/d
|
2,188
|
2,188
|
2,188
|
|
Живое
сечение по газам
|
Fг,
м2
|
согласно
[1]
|
12,500
|
12,500
|
12,500
|
|
Поверхность
нагрева
|
Hг,
м2
|
согласно
[1]
|
475,000
|
475,000
|
475,000
|
|
Температура
газов на входе
|
υг', °C
|
задано
|
163,000
|
152,000
|
138,000
|
|
Энтальпия
газов на входе
|
Iг',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
563,500
|
561,560
|
544,190
|
|
Температура
воды на входе
|
tв',
°С
|
согласно
[1]
|
80,000
|
80,000
|
80,000
|
|
Энтальпия
воды на входе
|
Iв',
кДж/м3
|
табл.
Вукаловича
|
335,700
|
335,700
|
335,700
|
|
Расход
газов
|
Gг,
нм3/ч
|
задаёмся
|
58002,000
|
58002,000
|
58002,000
|
|
Расход
воды
|
Gв,
кг/ч
|
принимаем
|
97000,000
|
97000,000
|
97000,000
|
|
Температура
газов на выходе
|
υг'', °C
|
принимаем
|
116,000
|
117,000
|
114,000
|
|
Энтальпия
газов на выходе
|
Iг'',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
510,340
|
512,890
|
502,950
|
|
Тепловосприятие
по балансу
|
Qб,
кДж/ч
|
Gг·(Iг΄- Iг΄΄)·φ
|
3021718,594
|
2766498,193
|
2344162,430
|
|
Энтальпия
воды на выходе
|
Iв'',
кДж/м3
|
i΄+Qб/Gв
|
366,852
|
364,221
|
359,867
|
|
Температура
воды на выходе
|
tв'',
°С
|
табл.
Вукаловича
|
87,554
|
86,926
|
85,887
|
|
Температурный
напор
|
Δt,
°C
|
(Δtб+Δtм)/2
|
55,723
|
51,037
|
43,056
|
|
Средняя
температура газов
|
υср, °C
|
(υ΄г+υ΄΄г)/2
|
139,500
|
134,500
|
126,000
|
|
Средняя
скорость газов
|
Wг,
м/с
|
Gг(υср.+273)/
3600Fг·273
|
1,948
|
1,924
|
1,884
|
|
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией
|
αк,
кДж/м2·ч·°С
|
ном.13[5]
|
139,653
|
142,460
|
142,460
|
|
Эффективная
толщина излучающего слоя
|
S,
м
|
0,9d(4s1s2/πd2-1)
|
0,187
|
0,187
|
0,187
|
Па
|
Р·s·rn
|
4400,014
|
4400,014
|
4400,014
|
|
Коэффициент
ослабления лучей 3-х атомными газами
|
Кг,
1/(м·кгс/см2)
|
номогр.
3[5]
|
3,500
|
3,600
|
3,600
|
|
Оптическая
толщина
|
k
· p ·s , Па
|
кг·рn·s
|
0,157
|
0,161
|
0,161
|
|
Степень
черноты
|
а
|
1-е-крs
|
0,145
|
0,149
|
0,149
|
|
Коэффициент
теплоотдачи излучением
|
αл,
кДж/м2·ч·°С
|
ном.19[5]
|
3,032
|
2,706
|
2,706
|
|
Коэффициент
теплопередачи
|
К,
кДж/м2·ч·°С
|
ψ(αк+αл)
|
114,268
|
115,349
|
115,349
|
|
Тепловосприятие
по уравнению теплопередачи
|
Qг,
кДж/ч
|
К·Н·Δt
|
3024494,176
|
2796351,098
|
2359097,240
|
|
Невязка
баланса
|
Qб/Qг
, %
|
Qб/
Qг·100
|
99,908
|
98,932
|
99,367
|
|
Второй
пакет третьей испарительной секции
|
|
Диаметр
труб
|
d,м
|
согласно
[1]
|
0,032
|
0,032
|
0,032
|
|
Поперечный
шаг
|
S1,
м
|
согласно
[1]
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
|
Продольный
шаг
|
S2,
м
|
согласно
[1]
|
0,070
|
0,070
|
0,070
|
|
Относительный
поперечный шаг
|
σ1
|
s1/d
|
2,688
|
2,688
|
2,688
|
|
Относительный
продольный шаг
|
σ2
|
s2/d
|
2,188
|
2,188
|
2,188
|
|
Живое
сечение по газам
|
Fг,
м2
|
согласно
[1]
|
11,500
|
11,500
|
11,500
|
|
Поверхность
нагрева
|
Hг,
м2
|
согласно
[1]
|
436,000
|
436,000
|
436,000
|
|
Температура
газов на входе
|
υг', °C
|
задано
|
196,000
|
180,000
|
159,000
|
|
Энтальпия
газов на входе
|
Iг',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
636,430
|
605,900
|
577,560
|
|
Температура
воды на входе
|
tв',
°С
|
согласно
[1]
|
87,554
|
86,926
|
85,887
|
|
Энтальпия
воды на входе
|
Iв',
кДж/м3
|
табл.
Вукаловича
|
366,852
|
364,221
|
359,867
|
|
Расход
газов
|
Gг,
нм3/ч
|
задаёмся
|
74349,000
|
74349,000
|
74349,000
|
|
Расход
воды
|
Gв,
кг/ч
|
принимаем
|
97000,000
|
97000,000
|
97000,000
|
|
Температура
газов на выходе
|
υг'', °C
|
принимаем
|
158,000
|
141,000
|
130,000
|
|
Энтальпия
газов на выходе
|
Iг'',
кДж/м3
|
I-υ
диагр.
|
573,740
|
554,260
|
538,410
|
|
Тепловосприятие
по балансу
|
Qб,
кДж/ч
|
Gг·(Iг΄- Iг΄΄)·φ
|
4567720,034
|
3762594,713
|
2852548,083
|
|
Энтальпия
воды на выходе
|
Iв'',
кДж/м3
|
i΄+Qб/Gв
|
413,942
|
403,010
|
389,274
|
|
Температура
воды на выходе
|
tв'',
°С
|
табл.
Вукаловича
|
98,793
|
96,184
|
92,906
|
|
Температурный
напор
|
Δt,
°C
|
(Δtб+Δtм)/2
|
83,827
|
68,945
|
55,104
|
|
Средняя
температура газов
|
υср, °C
|
(υ΄г+υ΄΄г)/2
|
177,000
|
160,500
|
144,500
|
|
Средняя
скорость газов
|
Wг,
м/с
|
Gг(υср.+273)/
3600Fг·273
|
2,960
|
2,852
|
2,746
|
|
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией
|
αк,
кДж/м2·ч·°С
|
ном.13[5]
|
156,580
|
156,580
|
148,117
|
|
Эффективная
толщина излучающего слоя
|
S,
м
|
0,9d(4s1s2/πd2-1)
|
0,187
|
0,187
|
0,187
|
|
Произведение
Pп·S
|
Па
|
Р·s·rn
|
4400,014
|
4400,014
|
4400,014
|
|
Коэффициент
ослабления лучей 3-х атомными газами
|
Кг,
1/(м·кгс/см2)
|
номогр.
3[5]
|
3,500
|
3,600
|
3,600
|
|
Оптическая
толщина
|
k
· p ·s , Па
|
кг·рn·s
|
0,157
|
0,161
|
0,161
|
|
Степень
черноты
|
а
|
1-е-крs
|
0,145
|
0,149
|
0,149
|
|
Коэффициент
теплоотдачи излучением
|
αл,
кДж/м2·ч·°С
|
ном.19
[5]
|
2,637
|
2,706
|
2,706
|
|
Коэффициент
теплопередачи
|
К,
кДж/м2·ч·°С
|
ψ(αк+αл)
|
125,721
|
125,939
|
119,591
|
|
Тепловосприятие
по уравнению теплопередачи
|
Qг,
кДж/ч
|
К·Н·Δt
|
4594897,914
|
3785734,342
|
2873207,146
|
|
Невязка
баланса
|
Qб/Qг
, %
|
Qб/
Qг·100
|
99,409
|
99,389
|
99,281
|
|
Температура
воды на выходе из барабана котла
|
tб,
°С
|
Из
теплового баланса барабана
|
117,700
|
109,900
|
102,400
|
Согласно теплового
расчета, представленного в таблице 7, уточним расходы дымовых газов через
газоходы котла:
Отсюда
по I-υ диаграмме:
υг’’=135°C.
Температура
воды на выходе из котла получилась равной 117,7°С, т.е. I’’в=492,98 кДж/кг.
Невязка:
,
что соответствует
требованиям инженерных расчетов.
3.2 Аэродинамический расчет дымового тракта
Описание дымового тракта
В состав дымового тракта (рисунок 1) входит два
вертикальных прямоугольных дымовых канала - дымоспады (левый и правый),
размером 2552 х 5196 мм, которые переходят в горизонтальные дымопроводы
диаметром 3612 мм. Ось дымопроводов проходит на отметке минус 14500 мм.
В горизонтальных дымопроводах расположены
петлевые, трубчатые, металлические восьми секционные рекуператоры,
предназначенные для подогрева воздуха, подаваемого в печь для сжигания топлива
(2 шт. на печь), после них по ходу газов расположены поворотные дымовые клапаны
диаметром 3500 мм для регулирования давления в печи.
Оба дымопровода (левый и правый) переходят в
общий дымопровод (боров) диаметром 5952 мм, ось которого расположена на отметке
минус 14500 мм и совпадает с осью нагревательной печи.
Длина общего борова 83000 мм. Он представляет
собой металлическую сварную трубу-кожух, футерованную внутри. Рабочая футеровка
выполнена из шамотного кирпича класса "Б" толщиной 300 мм и
теплоизоляционный слой из шамота-легковеса марки ШЛБ-1,2 толщиной 115 мм. Общий
боров переходит в вертикальную шахту прямоугольного сечения 4756 * 7250 мм,
футерованную слоем шамота класса "Б" толщиной 696 мм. На отметке
минус 9700 мм по оси общего борова из шахты начинается дымовой боров сечением
4176 * 6310 мм, идущий на дымовую трубу. Стенки борова футерованы слоем шамота
класса "Б" толщиной 230 мм и слоем шамота-легковеса толщиной 116 мм.
Свод борова выполнен аркой из клинового
шамотного кирпича толщиной 300 мм и слоя диатомового кирпича толщиной 116мм. В
дымовом борове на расстоянии 33000 мм от оси шахты расположен главный дымовой
шибер на дымовую трубу, управляемый с пульта управления котлов-утилизаторов.
После шибера боров поворачивает на 30° и
заканчивается в дымовой трубе. На отметке минус 7050 мм из шахты отходят два
дымовых борова на котлы-утилизаторы.
Рисунок 1 - Дымовой тракт
Аэродинамический расчет дымового тракта
представлен в таблице 8.
Таблица 8 - Аэродинамический расчет дымового
тракта
|
№
п/п
|
Наименование
участка
|
Величина
|
Формула,
источник
|
Значение
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
1.
|
Потери
в вертикальных каналах
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wверт, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
2,500
|
|
|
Сечение
одного канала aверт х bверт, м
|
согласно
[7]
|
2,552х5,196
|
|
|
Длина
канала l, м
|
согласно
[7]
|
14,500
|
|
|
Эквивалентный
диаметр канала dэкв, м
|
dэ=
4•F/(2•(aверт+bверт))
|
3,423
|
|
|
Коэффициент
трения µ
|
принимаем
согласно [14]
|
0,050
|
|
|
Коэф.
объемного расширения газа β, °С-1
|
β=1/273
|
0,004
|
|
|
Температура
газового потока t,°С
|
принимаем
согласно [7]
|
800,000
|
|
|
Плотность
дымовых газов ρ,
кг/м3
|
принимаем
согласно [14]
|
1,320
|
|
|
Потери
на трение в вертикальном канале ΔPтр.верт, Па
|
ΔPтр.верт=μ·W2верт·ρ·(1+β·t)·lверт/2dэ
|
3,450
|
|
|
Коэффициент
местного сопротивления ξ
|
принимаем
согласно [14]
|
0,475
|
|
|
Местные
потери давления при входе газового потока в вертикальные каналы, ΔPм.верт, Па
|
ΔPм.верт=ξ·W2верт·ρ·(1+β·t)/2
|
17,700
|
|
|
Потери
на преодоление геометрического напора, ΔPгеом.верт , Па
|
ΔPгеом.верт=lверт·g·(
ρокр/(1+β·t) -
ρ/(1+β·t))
|
139,980
|
|
2.
|
Потери
в горизонтальных дымоходах
|
|
|
Длина
дымохода до рекуператора l1, м
|
согласно
[7]
|
6,000
|
|
|
Длина
дымохода от рекуператора до борова l2,м
|
согласно
[7]
|
6,000
|
|
|
Диаметр
дымохода d, м
|
согласно
[7]
|
3,612
|
|
|
Температура
в начале газохода t1°С
|
принимаем
согласно [14]
|
772,000
|
|
|
Температура
перед рекуператором tрек 1°С
|
tрек1=
t - 2·l1
|
760,000
|
|
|
Средняя
температура на участке tг.д.1°С
|
tг.д.1=
0,5 · (t + tрек1)
|
766,000
|
|
|
Температура
после рекуператора tрек 2 °С
|
принимаем
согласно [7]
|
600,000
|
|
|
Температура
перед боровом t2°С
|
t2
= tрек2 - 2·l2
|
588,000
|
|
|
Средняя
температура на участке tг.д.2°С
|
tг.д.2=
0,5 · (t2 + tрек2)
|
594,000
|
|
|
Потери
давления на преодоление трения ΔPтр. гор , Па
|
ΔPтр.гор=μ·W2·ρ·((1+β·tг.д.1)·l1/2dэ
+ (1+β·tг.д.2)·l2/2dэ)
|
1,980
|
|
|
Местные
потери давления при повороте на 90° ΔPм. гор, Па (ξ=1,0)
|
ΔPм.гор = ξ·W2·ρ·(1+β·t)/2
|
15,780
|
|
|
Потери
давления в рекуператоре ΔPрек, Па
|
принимаем
согласно [7]
|
80,000
|
|
|
|
ΔPклап = ξ·W2·ρ·(1
+ β·tг.д.2)/2
|
1,300
|
|
|
Местные
потери давления на входе в боров (собирающий тройник) ΔPсоб. тр. ,
Па (ξ=0,1)
|
ΔPсоб.тр = ξ·W2·ρ·(1
+ β·t2)/2
|
1,300
|
|
3.
|
Потери
давления в борове
|
|
|
Длина
борова lбор, м
|
согласно
[7]
|
83,000
|
|
|
Диаметр
борова d, м
|
согласно
[7]
|
5,952
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wбор, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
2,640
|
|
|
Температура
в начале борова tбор1,°С
|
принимаем
согласно [14]
|
588,000
|
|
|
Температура
в конце борова tбор 2,°С
|
tбор2=
tбор1 - 2·l2
|
422,000
|
|
|
Средняя
температура на участке tбор ,°С
|
tбор=
0,5 · (tбор1 + tбор2)
|
505,000
|
|
|
Потери
на трение в борове ΔPтр.бор, Па
|
ΔPтр.бор=μ·W2бор·ρ·(1+β·tбор)·lбор/2d
|
9,140
|
|
|
Местные
потери давления при повороте на 90° ΔPм. бор, Па (ξ=1,0)
|
ΔPм.бор = ξ·W2бор·ρ·(1 +
β·tбор2)/2
|
11,710
|
|
4.
|
Потери
в вертикальной шахте
|
|
|
Сечение
шахты aш х bш, м
|
согласно
[7]
|
4,756х7,250
|
|
|
Высота
шахты lш, м
|
согласно
[7]
|
7,450
|
|
|
|
Эквивалентный
диаметр шахты dэ, м
|
dэ=
4•F/(2•(aш+bш))
|
5,740
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wш, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
2,130
|
|
|
Температура
газов в начале шахты, tш1°С
|
принимаем
согласно [14]
|
422,000
|
|
|
Температура
газов в конце шахты, tш2°С
|
tш2
= tш1 - 2·lш
|
414,500
|
|
|
Средняя
температура на участке tш ср°С
|
tш.ср=
0,5 · (tш1 + tш2)
|
418,250
|
|
|
Потери
давления в шахте на трение ΔPтр.ш, Па
|
ΔPтр.ш= μ·W2ш·ρ·(1 +
β·tш.ср)·lш/2dэ
|
0,490
|
|
|
Потери
на преодоление геометрического напора, ΔPгеом.шах , Па
|
ΔPгеом.ш=lш·g·(
ρокр/(1+β·tокр) - ρ/(1+β·tш.ср))
|
58,400
|
|
|
Местные
потери давления при повороте на 90° ΔPм. шах, Па (ξ=1,0)
|
ΔPм.ш = ξ·W2ш·ρ·(1 +
β·tш2)/2
|
7,500
|
|
|
Скорость
дымовых газов в ответвлении Wб, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
3,650
|
|
|
Коэф.
сопротивления шахты ξш
|
принимаем
согласно [14]
|
0,100
|
|
|
Коэф.
сопротивления ответвления ξб
|
принимаем
согласно [14]
|
0,500
|
|
|
Местные
потери давления на выходе из вертикальной шахты (раздающий тройник) ΔPразд. тр.
, Па
|
ΔPразд.тр = ξш·W2ш·ρ/2 +
ξб·W2б·ρ/2
|
1,640
|
|
5.
|
Потери
давления в горизонтальном борове
|
|
|
Длина
борова lб,м
|
согласно
[7]
|
35,000
|
|
|
Сечение
борова aб х bб, м
|
согласно
[7]
|
3,36х3,0
|
|
|
Эквивалентный
диаметр борова dэ, м
|
dэ=
4•F/(2•(aб + bб))
|
3,170
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wбор, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
3,650
|
|
|
Температура
в начале борова tбор1,°С
|
принимаем
согласно [14]
|
414,500
|
|
|
Температура
в конце борова tбор 2,°С
|
tбор2
= tбор1 - 2·lб
|
349,950
|
|
|
Средняя
температура на участке tср.бор,°С
|
tср.бор=
0,5 · (tбор1 + tбор2)
|
382,200
|
|
|
Потери
на трение в борове ΔPтр.бор, Па
|
ΔPтр.бор= μ·W2бор·ρ·(1 +
β·tср.бор)·lб/2dэ
|
11,700
|
|
6.
|
Потери
давления при входе дымовых газов в котел
|
|
Левый
газоход
|
|
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wлев, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
2,050
|
|
|
Плотность
дымовых газов ρг, кг/м3
|
принимаем
согласно [14]
|
0,580
|
|
|
Динамический
напор, hд, Па
|
hд
= W2лев·ρг/2
|
1,220
|
|
|
Коэф.
сопротивления при повороте потока на 90° с изменением сечения ξ
|
рис.
VII-19 [6]
|
1,050
|
|
|
Потеря
напора при входе газов в левый газоход ΔPлев, Па
|
ΔPлев = ξ·hд
|
1,280
|
|
Правый
газоход
|
|
|
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wлев, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
1,600
|
|
|
Плотность
дымовых газов ρг, кг/м3
|
принимаем
согласно [14]
|
0,580
|
|
|
Динамический
напор, hд, Па
|
hд
= W2пр·ρг/2
|
0,740
|
|
|
Коэф.
сопротивления при входе при входе в канал ξвх
|
таблица
VII-3 [6]
|
0,500
|
|
|
Коэф.
сопротивления при повороте потока на 90° с изменением сечения ξ
|
рис.
VII-19 [6]
|
1,050
|
|
|
Потеря
напора при входе газов в правый газоход ΔPправ, Па
|
ΔPправ = (ξ +
ξвх)·hд
|
1,150
|
|
7.
|
Потери
давления в котле (таблица ?)
|
|
|
|
Сопротивление
левого газохода с учетом самотяги ΔPлев г., Па
|
таблица
9
|
50,210
|
|
|
Сопротивление
правого газохода с учетом самотяги ΔPправ г., Па
|
таблица
9
|
55,300
|
|
8.
|
Потери
давления при выходе газов из котла
|
|
Левый
газоход
|
|
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wлев, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
3,060
|
|
|
Плотность
дымовых газов ρ,
кг/м3
|
принимаем
согласно [14]
|
0,930
|
|
|
Динамический
напор, hд, Па
|
hд
= W2лев·ρг/2
|
4,340
|
|
|
|
Коэф.
сопротивления при повороте потока на 90° с изменением сечения ξ
|
рис.
VII-19 [6]
|
0,680
|
|
|
Потеря
напора при выходе газов из левого газохода ΔPлев, Па
|
ΔPлев = ξ·hд
|
2,950
|
|
Правый
газоход
|
|
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wпр, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
1,950
|
|
|
Плотность
дымовых газов ρ,
кг/м3
|
принимаем
согласно [14]
|
0,880
|
|
|
Динамический
напор hд, Па
|
hд
= W2пр·ρг/2
|
1,660
|
|
|
Коэф.
сопротивления при повороте потока на 90° с изменением сечения ξ
|
рис.
VII-19 [6]
|
0,690
|
|
|
Потеря
напора при выходе газов из правого газохода ΔPпр, Па
|
ΔPпр = ξ·hд
|
1,150
|
|
9.
|
Потери
давления в газоходе после котла-утилизатора (рисунок 2)
|
|
|
участок
0-1
|
Плотность
дымовых газов ρ,
кг/м3
|
принимаем
согласно [14]
|
0,880
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wг, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
3,360
|
|
|
Динамический
напор hд, Па
|
hд
= W2г·ρг/2
|
4,960
|
|
|
Коэффициент
сопротивления конфузора (α=40°)
|
таблица
VII-3 [6]
|
0,100
|
|
|
Потери
давления на участке 0-1, ΔP0-1, Па
|
ΔP0-1
= ξ·hд
|
0,496
|
|
участок
1-2
|
|
|
|
|
|
|
Плотность
дымовых газов ρ,
кг/м3
|
принимаем
согласно [14]
|
0,880
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wг, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
4,790
|
|
|
Динамический
напор hд, Па
|
hд
= W2г·ρг/2
|
10,100
|
|
|
Коэффициент
трения µ
|
таблица
VII-2 [6]
|
0,020
|
|
|
Размеры
газохода a x b, м
|
согласно
[3]
|
3,2
х 2,4
|
|
|
Длина
участка 1-2 l, м
|
согласно
[3]
|
11,620
|
|
|
Эквивалентный
диаметр газохода dэ, м
|
dэ=
4•F/(2•(a + b))
|
2,740
|
|
|
Потери
на трение в газоходе ΔPтр, Па
|
ΔPтр = μ·W2г·ρ·l/2dэ
|
0,860
|
|
|
Коэффициент
сопротивления поворота ξ
|
таблица
VII-3 [6]
|
0,250
|
|
|
Потери
давления при повороте потока ΔPпов, Па
|
ΔPпов = ξ·hд
|
2,520
|
|
|
Потери
давления на участке 1-2, ΔP1-2, Па
|
ΔP1-2
= ΔPпов
+ ΔPтр
|
3,380
|
|
участок
2-3
|
|
|
|
|
|
Плотность
дымовых газов ρ,
кг/м3
|
принимаем
согласно [14]
|
0,880
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wг, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
4,790
|
|
|
Динамический
напор hд, Па
|
hд
= W2г·ρ/2
|
10,100
|
|
|
Коэффициент
сопротивления диффузора (α=20°), ξ
|
рис.
VII-12 [6]
|
0,300
|
|
|
|
Потери
давления в диффузоре, ΔPдиф, Па
|
ΔPдиф = ξ·hд
|
3,030
|
|
|
Коэффициент
сопротивления собирающего тройника ξ
|
рис.
VII-22 [6]
|
4,000
|
|
|
Потери
трения в тройнике ΔPсоб.тр, Па
|
ΔPсоб.тр = ξ·hд
|
14,500
|
|
|
Потери
давления на участке 2-3, ΔP2-3, Па
|
ΔP2-3
= ΔPдиф
+ ΔPсоб.тр
|
17,530
|
|
участок
3-4
|
|
|
|
|
|
Плотность
дымовых газов ρ,
кг/м3
|
принимаем
согласно [14]
|
0,880
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wг, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
5,740
|
|
|
Динамический
напор hд, Па
|
hд
= W2г·ρ/2
|
14,490
|
|
|
Коэффициент
сопротивления поворота (α=30°) ξ
|
рис.
VII-16 и VII-19 [6]
|
0,320
|
|
|
Потери
давления на участке
3-4 ΔP3-4, Па
|
ΔP3-4
= ξ·hд
|
4,640
|
|
участок
4-5
|
|
|
|
|
|
Плотность
дымовых газов ρ,
кг/м3
|
принимаем
согласно [14]
|
0,880
|
|
|
Скорость
дымовых газов Wг, м/с
|
принимаем
согласно [14]
|
5,740
|
|
|
Динамический
напор hд, Па
|
hд
= W2г·ρ/2
|
14,490
|
|
|
Коэффициент
трения µ
|
таблица
VII-2 [6]
|
0,020
|
|
|
Длина
участка 4-5 l, м
|
согласно
[3]
|
18,500
|
|
|
Размеры
газохода a x b, м
|
согласно
[3]
|
3,2
х 4,0
|
|
|
|
Эквивалентный
диаметр газохода dэ, м
|
dэ=
4•F/(2•(a + b))
|
3,560
|
|
|
Потери
на трение на участке 4-5 ΔP4-5 , Па
|
ΔP4-5 = μ·hд·l/dэ
|
1,510
|
Рисунок 2 - Газоходы котла-утилизатора КУ-150
(участок "котел - дымовая труба")
Аэродинамический расчет газоходов
котла-утилизатора представлен в таблице 9.
Таблица 9 - Аэродинамический расчет газоходов
котла
|
№
п/п
|
Наименование
потерь по тракту и краткая характеристика участка
|
Наименование
величин
|
Обозначение
и расчетная формула
|
Значение
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
1.
|
Потеря
тяги в первом испарительном пакете. Число рядов труб - z = 12 шт. Диаметр
труб dн=32 мм. Расположение труб - шахматное. Шаги труб: по ширине - S1=172
мм, σ1=5,38;
по
глубине - S2=70 мм, σ2=2,19.
|
Средняя
скорость газов
|
wср
|
м/с
|
2,75
|
|
|
Плотность
газов
|
ρг
|
кг/м3
|
0,58
|
|
|
Потеря
тяги на 1 ряд труб
|
ζ0
шир
|
Па
|
1,47
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Потеря
тяги в пакете.
|
Δh1=
ζ0шир*
ρ*
wср2/2
* (z+1)
|
Па
|
41,93
|
|
2.
|
Потеря
тяги в пароперегревателе. Число рядов труб - z = 8 шт. Диаметр труб dн=32 мм.
Расположение труб - шахматное. Шаги труб: по ширине - S1=86 мм, σ1=2,69; по глубине
- S2=70 мм, σ2=2,19.
|
Средняя
скорость газов
|
wср
|
м/с
|
3,41
|
|
|
Средняя
температура газов
|
υг
|
°С
|
290,50
|
|
|
Потеря
тяги на 1 ряд труб
|
Δhтр
|
Па
|
1,57
|
|
|
Поправочные
коэффициенты
|
на
шаги труб
|
Cs
|
-
|
1,09
|
|
|
|
на
диаметр труб
|
Cd
|
-
|
1,00
|
|
|
Потеря
тяги в пакете.
|
Δhп/п=Cs·Cd·Δhтр· (z+1)
|
Па
|
15,39
|
|
3.
|
Потеря
тяги во втором испарительном пакете. Число рядов труб - z = 20 шт.
|
Средняя
скорость газов
|
wср
|
м/с
|
3,06
|
|
|
Средняя
температура газов
|
υг
|
°С
|
233,00
|
|
|
Потеря
тяги на 1 ряд труб
|
Δhтр
|
Па
|
1,18
|
|
|
Диаметр
труб dн=32 мм. Расположение труб - шахматное. Шаги труб: по ширине - S1=86
мм, σ1=2,69;
по
глубине - S2=70 мм, σ2=2,19.
|
Поправочные
коэффициенты
|
на
шаги труб
|
Cs
|
-
|
1,09
|
|
|
|
на
диаметр труб
|
Cd
|
-
|
1,00
|
|
|
Потеря
тяги в пакете.
|
Δh2=Cs·Cd·Δhтр· (z+1)
|
Па
|
26,93
|
|
4.
|
Потеря
тяги во второй секции третьего испарительного пакета. Число рядов труб - z =
22 шт. Диаметр труб dн=32 мм. Расположение труб - шахматное. Шаги труб: по
ширине - S1=86 мм, σ1=2,69;
по
глубине - S2=70 мм, σ2=2,19.
|
Средняя
скорость газов
|
wср
|
м/с
|
2,96
|
|
|
Средняя
температура газов
|
υг
|
°С
|
177,00
|
|
|
Потеря
тяги на 1 ряд труб
|
Δhтр
|
Па
|
1,37
|
|
|
Поправочные
коэффициенты
|
на
шаги труб
|
Cs
|
-
|
1,09
|
|
|
|
на
диаметр труб
|
Cd
|
-
|
1,00
|
|
|
Потеря
тяги в пакете.
|
Δh3(II)=Cs·Cd·Δhтр· (z+1)
|
Па
|
34,41
|
|
5.
|
Потеря
тяги в экономайзере. Число рядов труб - z = 48 шт. Диаметр труб dн=32 мм.
Расположение труб - шахматное. Шаги труб: по ширине - S1=90 мм, σ1=2,81; по глубине
- S2=70 мм, σ2=2,19.
|
Средняя
скорость газов
|
wср
|
м/с
|
3,24
|
|
|
Средняя
температура газов
|
υг
|
°С
|
256,50
|
|
|
Потеря
тяги на 1 ряд труб
|
Δhтр
|
Па
|
1,57
|
|
|
Поправочные
коэффициенты
|
на
шаги труб
|
Cs
|
-
|
1,08
|
|
|
|
на
диаметр труб
|
Cd
|
-
|
1,00
|
|
|
Потеря
тяги в пакете.
|
Δhэ=Cs·Cd·Δhтр· (z+1)
|
Па
|
83,02
|
|
6.
|
Потеря
тяги в первой секции третьего испарительного пакета.
|
Средняя
скорость газов
|
wср
|
м/с
|
1,95
|
|
|
Средняя
температура газов
|
υг
|
°С
|
139,50
|
|
|
Число
рядов труб - z = 22 шт. Диаметр труб dн=32 мм. Расположение труб - шахматное.
Шаги труб: по ширине - S1=86 мм, σ1=2,69; по глубине
- S2=70 мм, σ2=2,19.
|
Потеря
тяги на 1 ряд труб
|
Δhтр
|
Па
|
1,47
|
|
|
Поправочные
коэффициенты
|
на
шаги труб
|
Cs
|
-
|
1,09
|
|
|
|
на
диаметр труб
|
Cd
|
-
|
1,00
|
|
|
Потеря
тяги в пакете.
|
Δh3(I)=Cs·Cd·Δhтр·
(z+1)
|
Па
|
36,87
|
|
7.
|
Суммарная
потеря тяги в левом газоходе
|
Δhл=Δh1+Δhп/п+Δh2+Δh3(II)
|
Па
|
118,67
|
|
Суммарная
потеря тяги в правом газоходе
|
Δhп=Δh3(I)+Δhэ
|
Па
|
119,89
|
|
8.
|
Самотяга
тракта. Левый газоход H1=+13,44 м, правый газоход H2=+13,44 м. ρ- плотность
дымовых газов при 0°С и 760 мм.рт.ст.(1,32 кг/м3), 1,293-плотность наружного
воздуха при 20°С и 760 мм.рт.ст.(кг/м3)
|
Левый
газоход
|
Ср.
темп. потока
|
υ1=(υвх+υвых)/2
|
°С
|
254,00
|
|
|
|
Самотяга
|
hc1=H1*g(1,293-ρ*273/(273+υ1))
|
Па
|
80,32
|
|
|
Правый
газоход
|
Ср.
темп. потока
|
υ2=(υвх+υвых)/2
|
°С
|
233,00
|
|
|
|
Самотяга
|
hc2=H2*g(0,123-ρ*273/(273+υ2))
|
Па
|
76,58
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9.
|
Сопротивление
левого газохода с учетом самотяги
|
Δh=1,1*Δhл-hc
|
Па
|
50,21
|
|
Сопротивление
правого газохода с учетом самотяги
|
Δh=1,1*Δhп-hc
|
Па
|
55,30
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Общие потери при движении продуктов горения из
рабочего пространства печи к основанию дымовой трубы:
Па;
Па.
Расчет дымовой трубы
Действительное разряжение, создаваемое трубой:
Па;
Па.
Выберем цилиндрическую, кирпичную трубу. Для
расчёта трубы необходимо задать скорость выхода дымовых газов из трубы. Примем
W = 2,5 м/с.
Площадь устья трубы равна:
м2.
Зная площадь отверстия, можно найти диаметр
выходного отверстия:
м.
По унифицированному ряду
типоразмеров дымовых труб выбирается наиболее близкое значение диаметра к
полученному значению 
м.
По выбранному диаметру устья находим
площадь устья и скорость дымовых газов в трубе:
м2.
м/с.
По диаметру на выходе трубы по унифицированному
ряду типоразмеров дымовых труб выбираем высоту дымовой трубы.тр = 150 м.
Плотность дымовых газов при 139°С равна ρ
= 0,875
кг/м3.
Динамический напор равен:
Па.
Рассчитаем потери от трения. Коэффициент трения λ
= 0,05.
Па.
Потери от местных сопротивлений при выходе из
дымовой трубы
(ξ = 1) составляют:
Па.
Суммарные потери давления в дымовой трубе:
Па.
Самотяга в трубе:
Па.
Тогда самотяга в трубе с учетом потерь давления:
Па,
что превышает значение необходимого
разряжения, создаваемого трубой (
Па), то есть перевод системы на
работу с естественной возможен.
4. Безопасность жизнедеятельности
.1 Анализ опасных и вредных факторов при работе
в котельной котлов-утилизаторов КУ-150 стана "2000"
Создание здоровых и безопасных условий труда
основано на учете опасных и вредных факторов данного производства и проведения
мероприятий, предотвращающих их воздействие на работающих.
Персонал, работающий в котельной
котлов-утилизаторов КУ-150, подвергается влиянию опасных производственных
факторов. Их вид, воздействие на человека, мероприятия и средства защиты
приведены в таблице 10.
Таблица 10 - Опасные производственные факторы
|
Наименование
оборудования, создающего опасность
|
Вид
воздействия на человека
|
|
Движущиеся
машины, механизмы, подвижные части (насосы, вентиляторы и дымососы).
|
Механическая
травма
|
|
Электрооборудование:
Электродвигатели, электропроводка, т.п.
|
Поражение
электрическим током (местные и общие электротравмы)
|
|
Повышенная
температура поверхностей трубопроводов и оборудования (деаэраторы, насосное
оборудование)
|
Ожоги
|
|
Расположение
рабочего места на высоте
|
Механические
травмы
|
|
Разрыв
газопроводов, паропроводов
|
Ожоги
паром и горячим газом
|
Анализ данных таблицы 10 показывает, что к
постоянным опасным факторам относятся повышенная температура поверхностей
оборудования и трубопроводов, расположение рабочих мест на высоте. Разрыв
трубопроводов, движущиеся машины и механизмы - переменные опасные факторы.
Анализ вредных производственных факторов, влияющих на персонал в котельной
котлов-утилизаторов КУ-150 представлен в таблице 11.
Таблица 11 - Вредные производственные факторы
|
Наименование
фактора
|
Величина
показателя (норма)
|
Величина
показателя (факт)
|
Влияние
на жизнедеятельность
|
|
Температура
воздуха в рабочей зоне - в холодный период - в теплый период
|
18-22°С 18-22°С
|
22°С 35°
|
Оказывает
влияние на функциональное состояние организма, на его тепломассообменные процессы
|
|
Освещенность
на рабочем месте, лк
|
150
|
120
|
Оказывает
влияние на самочувствие и работоспособность
|
|
Аварийное
освещение, лк
|
15
|
10
|
Оказывает
влияние на самочувствие
|
|
Скорость
движения воздуха, м/с
|
0,5
|
0,3
|
Оказывает
влияние на функциональное состояние организма, на его тепломассообменные
процессы
|
|
Кратность
воздухообмена
|
3
|
3
|
Оказывает
влияние на функциональное состояние
|
|
Концентрация
пыли в воздухе рабочей зоны, мк/м3
|
4
|
1,9
|
Вызывает
отклонения в состоянии здоровья от легкого недомогания до профзаболевания
|
|
Уровень
шума дБА
|
80
|
87
|
Оказывает
влияние на самочувствие и работоспособность
|
|
Тепловые
излучения, Вт/м2
|
0-350
|
2·103
|
Перегревы
|
Анализ данных таблицы 11 показывает, что
фактические значения вредных производственных факторов (аварийное освещение,
уровень шума, тепловые излучения) превышают допустимые нормы. Постоянными
вредными производственными факторами являются освещенность, уровень шума,
температура; переменными - скорость движения воздуха.
На территории предприятия основной опасностью
механического воздействия на персонал является разрушение отдельных
конструкций, которое может произойти под воздействием сил растяжения, кручения,
а также при сдвиге и ударе. Оценка конструкций на прочность является одной из
важнейших и сложных задач науки о сопротивлении материалов.
Шум оказывает вредное воздействие на здоровье и
работоспособность человека, мешает нормальному ходу производственных процессов.
Продолжительный и сильный шум вызывает утомление органов слуха, может привести
к частичной потере слуха, а иногда и к полной глухоте. Шум отрицательно
сказывается на состоянии центральной нервной системы.
Работа некоторого оборудования сопровождается
значительным шумом. К такому оборудованию относятся дымососы, вентиляторы,
насосы, которые имеются в котельной.
В результате обследования шумового режима
большого числа предприятий принята разбивка помещений по степени шумности.
Котельные относятся к помещениям с уровнем звукового давления до 90 дБА.
Вибрация, как и шум, относится к механическим
колебаниям. В отличие от шума, вибрация воздействует не на ухо, а на тело
человека, имеет более низкий диапазон частот. Вибрация оказывает вредное
влияние на организм человека. Она может вызывать изменения нервной и
сердечнососудистой системы, опорно-двигательного аппарата, желудочно-кишечного
тракта.
Проникновение вредных веществ в организм
человека происходит через органы дыхания, желудочно-кишечный тракт, кожу и
слизистую оболочку глаз. В рабочем помещении источником вредных веществ может
быть персонал, неплотности технологического и санитарного оборудования,
облицовочные материалы.
Недостаточное освещение не только затрудняет
работу и ведёт к снижению производительности труда, но и может оказаться
причиной несчастных случаев и профессиональных заболеваний глаз.
Паровые и водогрейные котлы представляют собой
опасные производственные объекты. Повреждения котлов, приводящие иногда к
авариям и взрывам, связаны с возникновением трещин и последующим разрывом
стенок, а также образованием выпучин, свищей, прогибом кипятильных труб. Аварии,
приводящие к взрывам, происходят также вследствие понижения уровня воды в
барабане котла, нарушения водного режима, износа элементов котельного агрегата,
нарушения циркуляции, вследствие коррозии. Наиболее опасным является взрыв
топочных газов в топке котла или газохода.
Взрывоопасным также является газовое хозяйство
котельной. Пределы взрываемости природного газа 5-15% в воздухе.
Постоянное воздействие вредных производственных
факторов на рабочий персонал котельной может привести к появлению у них профзаболеваний,
а воздействие опасных производственных факторов - к механическим травмам, к
тепловым и электрическим ожогам.
.2 Меры по обеспечению безопасных и здоровых
условий труда
Котельная котлов-утилизаторов КУ-150 стана
"2000" выполнена полуоткрытого типа. В помещении, по фронту котлов
расположены: запорная арматура, барабан, циркуляционные насосы, трубопроводы
питательной и технической воды, дренажные и продувочные линии, обеспечивающие
работу котлоагрегата.
Мерами безопасности от движущихся машин, механизмов,
подвижных частей оборудования в котельной являются ограждения вращающихся
частей, защитные кожухи (например, на приводах насосов, дымососов и
вентиляторов), бронезащитные щитки, предупреждающие таблички.
Мерами безопасности от повышенной температуры
поверхностей оборудования и трубопроводов является специальная одежда для
защиты от повышенных температур.
При расположении рабочего места на высоте мерами
безопасности являются ограждения, страховка.
Для обеспечения необходимой температуры воздуха
в рабочей зоне в холодный период и в теплый период служит приточная и вытяжная
вентиляция.
Для обеспечения необходимой относительной
влажности, кратности воздухообмена и ограничения скорости движения воздуха в
рабочей служит общеобменная цеховая вентиляция.
Необходимая освещенность в котельной
обеспечивается комбинированным искусственным освещением (общим и местным).
Аварийное освещение также обеспечивается комбинированным искусственным
освещением.
Для защиты от воздействия пыли в воздухе рабочей
зоны котельной персонал снабжается противопылевыми респираторами типа
"Лепесток-200".
Мерами защиты персонала от тепловых излучений
являются одежда специальная для защиты от повышенных температур, специальная
обувь, рукавицы.
К мероприятиями по защите обслуживающего персонала
котельной от шума можно отнести:
1. выделение рабочих мест операторов котлов в
изолированные помещения;
2. размещение административно-бытовых помещений
персонала котельной в возможном удалении от источников шума;
3. применение индивидуальных средств защиты от
шума (противошумные наушники, вклады беруши).
Для ослабления вибрации под основание
оборудования устанавливают виброгасители в виде прокладок, пружины или
пневматические демпферы. Для исключения вибраций и сотрясений от работы машин
несущие конструкции здания не должны соприкасаться с фундаментами машин.
Для обеспечения нормальных условий работы все
производственные, вспомогательные и бытовые помещения, а также проходы,
проезды, определённые участки территории освещаются в соответствии с требованиями
СНиП. Особое внимание уделяется освещению рабочих мест. Естественное и
искусственное освещение создает освещённость на рабочих местах не менее 30 лк.
Для освещения промышленных помещений применяют
лампы напряжением 220 В и мощностью 40-1000 Вт. При работе персонала котельной
внутри котла для освещения применяются лампы напряжением 12 В.
Во взрывоопасных зонах применяют светильники во
взрывозащищённом исполнении.
Аварийное освещение предназначено для работы в
аварийных условиях, и освещённость должна составлять 5% от рабочего освещения,
но не менее 2лк внутри здания и не менее 1лк на территории предприятия.
Аварийное освещение обеспечивает работу на пультах управления котлов, а также
осмотр фронтальной части котла и освещение проходов и т.д.
Микроклимат на рабочем месте создаётся
вентилированием, кондиционированием воздуха и другими мероприятиями.
Способы защиты рабочего персонала от поражения
электрическим током:
1. применение малого напряжения;
. ограждение токоведущих частей;
3. заземление всех металлических конструкций,
которые могут оказаться под напряжением;
4. применение индивидуальных защитных средств
при обслуживании электроустановок;
. организационные мероприятия, обеспечивающие
безопасность производственных работ (проверка знаний персонала инструкций по
технике безопасности и охране труда и проведение инструктажей).
Для защиты от взрывов применяются различные
системы регулирования процесса и системы сигнализации. В верхней части топочной
камеры и газоходе устанавливаются взрывные клапаны, которые в случае взрыва
позволяют сохранить котлоагрегат.
Для предотвращения взрыва газа необходимо
периодически производить обход газоопасных мест и отбор проб воздуха для
определения в нём концентрации газа.
Котельная входит в категорию пожароопасных
производств. Пожаробезопасность зданий и сооружений обеспечивается подбором и
компоновкой огнестойких строительных конструкций и расстановкой противопожарных
преград, планированием путей эвакуации и подбором систем пожаротушения.
В котельной имеется противопожарный водопровод,
краны которого снабжены брезентовыми шлангами с брандспойтами. Помещение
котельной оснащено также индивидуальными средствами защиты: пенными и
углекислотными огнетушителями, стендами с противопожарным инвентарём, ящиками с
песком.
В помещении котельной запрещается хранить легко
воспламеняемые и горючие жидкости, сушить на котлах и котельном оборудовании
материалы, способные возгораться, вести какие-либо работы, не связанные с
эксплуатацией котельной, загромождать подходы к противопожарному инвентарю и
первичным средствам пожаротушения. В помещении котельной устанавливаются
комбинированные приборы оповещения из расчёта 1 на 50 - 100 м2 пола.
Режим труда и отдыха оператора котла КУ-150
сменный, продолжительность рабочей смены составляет 12 часов. Режим труда и
отдыха оператора сформирован в соответствии с Трудовым кодексом РФ и другими
документами и обеспечивает наибольшую производительность его труда при
наименьшей утомляемости.
.3 Расчет средств пожаротушения котельной
котлов-утилизаторов КУ-150 стана "2000"
При определении видов и количества первичных
средств пожаротушения следует учитывать физико-химические и пожароопасные
свойства горючих веществ, их отношение к огнетушащим веществам, а также площадь
производственных помещений, открытых площадок и установок.
Выбор типа и расчет необходимого количества
огнетушителей в защищаемом помещении или на объекте следует производить в
зависимости от их огнетушащей способности, предельной площади, а также класса
пожара горючих веществ и материалов:
класс А - пожары твердых веществ, в основном
органического происхождения, горение которых сопровождается тлением (древесина,
текстиль, бумага);
класс В - пожары горючих жидкостей или
плавящихся твердых веществ;
класс С - пожары газов;
класс D - пожары металлов и их сплавов;
класс Е - пожары, связанные с горением
электроустановок.
Выбор типа огнетушителя (передвижной или ручной)
обусловлен размерами возможных очагов пожара. При их значительных размерах
необходимо использовать передвижные огнетушители. В замкнутых помещениях
объемом не более 50 м3 для тушения пожаров вместо переносных
огнетушителей, или дополнительно к ним, могут быть использованы огнетушители
самосрабатывающие порошковые.
Расстояние от возможного очага пожара до места
размещения огнетушителя не должно превышать 20 м для общественных зданий и
сооружений; 30 м для помещений категорий А, Б и В; 40 м для помещений категории
Г; 70 м для помещений категории Д.
Для размещения первичных средств пожаротушения,
немеханизированного инструмента и пожарного инвентаря в производственных и
складских помещениях, не оборудованных внутренним противопожарным водопроводом
и автоматическими установками пожаротушения, а также на территории предприятий
(организаций), не имеющих наружного противопожарного водопровода, или при
удалении зданий (сооружений), наружных технологических установок этих
предприятий на расстояние более 100 м от наружных пожарных водоисточников,
должны оборудоваться пожарные щиты. Необходимое количество пожарных щитов и их
тип определяются в зависимости от категории помещений, зданий (сооружений) и
наружных технологических установок по взрывопожарной и пожарной опасности,
предельной защищаемой площади одним пожарным щитом и класса пожара.
В соответствии с НПБ 105-95 помещение котельной
котлов-утилизаторов КУ-150 стана "2000" по взрывопожарной и пожарной
опасности относится к категории "Г" - негорючие вещества и материалы
в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии, процесс обработки которых
сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени; горючие газы,
горючие жидкости и твердые вещества, которые сжигаются или утилизируются в
качестве топлива. В котельной КУ-150 возможно возникновение пожаров классов
"В" (пожары горючих жидкостей или плавящихся твердых веществ),
"С" (пожары газов) и "(Е)" (пожары, связанные с горением
электроустановок). Площадь помещения составляет 1200 м2. В котельной
имеется противопожарный водопровод, краны которого снабжены брезентовыми
шлангами с брандспойтами. Помещение котельной оснащено также индивидуальными
средствами защиты: пенными и углекислотными огнетушителями, стендами с
противопожарным инвентарём, ящиками с песком.
В соответствии с исходными данными, по нормам
оснащения помещений первичными средствами пожаротушения, представленным в
НПБ-105-95, выбираем виды и количество первичных средств пожаротушения:
пожарный гидрант с диаметром трубопровода 50 мм
и длиной рукава - 10 м - 12 шт.;
огнетушитель углекислотный вместимостью 8 л и
массой огнетушащего вещества 5 кг - 2 шт.;
Помещения пульта управления котлов-утилизаторов
КУ-150 также снабжаются углекислотными огнетушителями вместимостью 8 л и массой
огнетушащего вещества 5 кг - 10 шт.
Котельная котлов-утилизаторов КУ-150 входит в
категорию пожароопасных производств. Расчет средств пожаротушения, выполненный
в данном разделе, выполняется с учетом обеспечения максимальной
пожаробезопасности зданий и сооружений котельной. Также пожаробезопасность
котельной обеспечивается подбором и компоновкой огнестойких строительных
конструкций и расстановкой противопожарных преград и планированием путей
эвакуации.
.4 Меры по обеспечению устойчивой работы котла в
условиях чрезвычайных ситуаций
Повышение устойчивости (то есть возможности
выполнять свои функции в полной мере в условиях ЧС) котельной, как и систем
энергоснабжения в целом, играет значительную роль в жизнедеятельности
промышленных районов и объектов народного хозяйства. Повышение устойчивости
системы энергоснабжения достигается проведением различных инженерно-технических
мероприятий.
Создаются дублирующие источники электроэнергии,
газа, воды и пара путем прокладки нескольких подводящих электро-, газо-, водо-
и пароснабжающих коммуникаций и последующего их закольцовывания.
Для обеспечения проведения спасательных и
неотложных аварийно-восстановительных работ, а также производства в первое
время после возникновения ЧС (в случае вывода из строя основных источников
энергопитания) создается резерв автономных источников электро- и водоснабжения.
Обычно это бывают передвижные электростанции и насосные агрегаты с автономными
двигателями, например с двигателями внутреннего сгорания.
Большое значение для повышения устойчивости
работы котла имеет надежное снабжение его водой. Прекращение подачи воды может
привести к приостановлению работы котельной даже тогда, когда сам промышленный
объект не будет разрушен при возникновении ЧС.
Водоснабжение объекта будет более устойчивым и
надежным в том случае, если объект питается от нескольких систем или от
двух-трех независимых водоисточников, удаленных друг от друга на безопасное
расстояние.
Для большей надежности и маневренности на случай
аварии или ремонта на объектах создаются обводные линии и устраиваются
перемычки, которым подают воду в обход поврежденных участков, разрушенных
зданий и сооружений.
Пожарные гидранты и отключающие устройства
размещаются на территории, которая не будет завалена в случае разрушения зданий
и сооружений.
Внедряются автоматические и полуавтоматические
устройства, которые отключают поврежденные участки без нарушения работы
остальной части сети.
На объектах, потребляющих большое количество
воды, применяется оборотное водоснабжение с повторным использованием воды для
технических целей.
Для обеспечения устойчивого и надежного
снабжения предприятия газом предусматривается его подача в газовую сеть объекта
от газорегуляторных пунктов (газораздаточных станций). При проектировании,
строительстве и реконструкции газовых сетей создаются закольцованные системы на
каждом объекте. На случай выхода из строя газорегуляторных пунктов и
газораздаточных станций устанавливаются обводные линии (байпасы).
Все узлы и линии газоснабжения располагаются,
как правило, под землей, так как заглубление коммуникаций значительно уменьшает
их поражение ударной волной ядерного взрыва и другими последствиями ЧС.
Для уменьшения пожарной опасности проводятся
мероприятия, снижающие возможность утечки газа. На газопроводах устанавливаются
автоматические запорные и переключающиеся устройства дистанционного управления,
позволяющие отключать сети или переключать поток газа при разрыве труб
непосредственно с диспетчерского пункта.
4.5 Меры по охране окружающей среды
При сжигании природного газа в нагревательных
печах стана "2000" наряду с основными продуктами сгорания в атмосферу
поступают загрязняющие вещества, а также газообразные токсичные оксиды серы
(SO2, SO3) и азота (NO, NO2). В случае неполного сгорания топлива уходящие газы
могут содержать СО, углеводороды СН4, С2Н6, а также канцерогенные углеводороды.
Все продукты неполного сгорания являются вредными, однако, при современной
технологии сжигания топлива их образование можно предотвратить или свести к
минимуму. То же относится и к содержанию окислов азота в уходящих газах. Из
всех окислов азота наиболее часто в дымовых газах содержаться NO и NO2, причем
двуокись является наиболее стойким продуктом. Высшие окислы N2O4, N2O5
существуют в атмосферных условиях только при низких температурах.
Суммарный выброс сернистых соединений
определяется исходной величиной содержания серы в топливе и не может быть
исключен за счет каких-либо мероприятий в организации топочного процесса.
Критерием санитарной оценки среды является ПДК
вредного вещества в воздухе.
Контроль над содержанием вредных веществ в
воздушной среде производственных помещений ведется промышленно-санитарными
лабораториями. Предельно допустимые концентрации вредных веществ в атмосферном
воздухе населенных мест приведены ниже в таблице 12.
Таблица 12 - Предельно допустимые концентрации
вредных веществ в атмосферном воздухе
|
Загрязняющее
вещество
|
ПДК
|
|
Максимально
Разовая, мг/м3
|
Среднесуточная,
мг/м3
|
|
Пыль
нетоксичная
|
0,5
|
0,15
|
|
Сернистый
ангидрит
|
0,5
|
0,05
|
|
Окись
углерода
|
3,0
|
1,0
|
|
Двуокись
азота
|
0,085
|
0,035
|
|
Сажа
|
0,15
|
0,05
|
|
Сероводород
|
0,008
|
0,1
мг/100 м3
|
|
Пятиокись
ванадия
|
-
|
0,002
|
|
Фтористые
соединения (по фтору)
|
0,02
|
0,005
|
|
Хлор
|
0,1
|
0,03
|
Добиваться ПДК вредных выбросов в атмосфере
можно выбором необходимой высоты дымовой трубы, обеспечивающей рассеивание в
атмосфере оставшихся твердых частиц и вредных газов, а также путем улавливания
вредных веществ на выходе из котла, и совершенствованием процесса сжигания
топлива.
5. Экономическая часть
.1 Обоснование экономической целесообразности
реконструкции
На Череповецком металлургическом комбинате ОАО
"Северсталь" в листопрокатном цехе №2 за четырьмя нагревательными
печами расположено восемь котлов-утилизаторов, предназначенных для выработки
перегретого пара и работающих на дымовых газах, отходящих от печей. В настоящее
время низкая температура отходящих газов не позволяет вырабатывать пар на
имеющихся котлах-утилизаторах. Это приводит к тому, что тепло отходящих газов
не используется. В настоящее время перед предприятием стоит проблема выбора:
вырабатывать горячую воду на теплофикационные нужды предприятия (а именно: для
подразделений по производству горячего и холодного проката и ККЦ) в необходимом
объёме посредством котлов ПТВМ-100, как это и делалось ранее; или перевести
работу котлов-утилизаторов КУ-150 на водогрейный режим и с их помощью покрывать
часть теплофикационной нагрузки данных производств, чем будет достигаться
экономия топлива и электроэнергии на котлах ПТВМ-100. Также в целях экономии
электроэнергии, планируется перевести котлы-утилизаторы с искусственной
(посредством дымососов Д-21,5х2) на естественную тягу.
.2 Расчет капитальных затрат
В капитальные затраты на реализацию данного
проекта следует включать затраты на реконструкцию газоходов котлов (включая
демонтаж дымососов), реконструкцию поверхностей нагрева и трубопроводов в
пределах котла (включая установку насосов НКУ-250) и на прокладку трубопроводов
сетевой воды от котлов-утилизаторов до водогрейной котельной (котлы ПТВМ-100).
Расчет первоначальных капиталовложений
представлен ниже в таблицах 13 и 14.
Таблица 13 - Расчет стоимости материалов для
реконструкции одного котла-утилизатора
|
№
п/п
|
Наименование
|
ед.
изм
|
кол-во
|
цена,
тыс. руб.
|
сумма,
тыс руб.
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Материалы
на реконструкцию газохода котла
|
|
1
|
Ст
3 лист 1,5
|
т
|
0,175
|
19,900
|
3,483
|
|
2
|
Ст
3 лист 4
|
т
|
7,1
|
19,200
|
136,320
|
|
3
|
Ст
3 лист 5
|
т
|
0,385
|
19,200
|
7,392
|
|
4
|
Ст
3 лист 10
|
т
|
0,025
|
18,900
|
0,473
|
|
5
|
Уголок
63х63х4
|
т
|
0,736
|
20,600
|
15,162
|
|
6
|
Швеллер
16
|
т
|
0,380
|
21,500
|
8,170
|
|
7
|
Швеллер
24
|
т
|
1,6
|
24,900
|
39,840
|
|
8
|
Швеллер
27
|
т
|
0,174
|
25,700
|
4,472
|
|
9
|
Оцинкованный
лист
|
т
|
1,5
|
31,900
|
47,850
|
|
10
|
Минеральные
маты
|
м3
|
12
|
1,500
|
18,000
|
|
11
|
Электроды
АНО4 d4
|
т
|
0,09
|
70,100
|
6,309
|
|
Итого
|
287,469
|
|
Материалы
на реконструкцию поверхностей нагрева
|
|
1
|
Труба
32х3 ст20 ГОСТ 8732
|
т
|
24
|
33,200
|
796,800
|
|
2
|
Труба
185х16 ст20 ГОСТ 8732
|
т
|
3,106
|
33,200
|
103,119
|
|
3
|
Кирпич
прямой Ш-5 ГОСТ 390-96
|
т
|
3
|
2,250
|
6,750
|
|
4
|
Ст
3 лист 4
|
т
|
0,3
|
19,200
|
5,760
|
|
5
|
Швеллер
10
|
т
|
0,11
|
20,100
|
2,211
|
|
6
|
Цемент
глиноземистый М400
|
т
|
0,15
|
2,300
|
0,345
|
|
7
|
Шамотная
крошка
|
т
|
0,25
|
2,250
|
0,563
|
|
8
|
Электроды
АНО4 d4
|
т
|
0,03
|
70,100
|
2,103
|
|
Итого
|
917,651
|
|
Материалы
на реконструкцию трубопроводов в пределах котла
|
|
1
|
Труба
108х4,5 ст20 ГОСТ 8732-70
|
т
|
0,06
|
33,200
|
1,992
|
|
2
|
Отвод
108х5
|
шт
|
2
|
0,130
|
0,260
|
|
3
|
Минеральные
маты
|
м3
|
0,2
|
1,500
|
0,300
|
|
4
|
Лист
оцинкованный 0,8
|
т
|
0,097
|
31,900
|
3,094
|
|
5
|
Электроды
АНО4 d4
|
т
|
0,005
|
70,100
|
0,351
|
|
6
|
Задвижка
клиновая 30с76нж Ду100 Ру25
|
шт
|
1
|
6,000
|
6,000
|
|
7
|
Насос
НКУ-250
|
шт
|
1
|
240,000
|
240,000
|
|
Итого
|
251,997
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 14 - Расчет капиталовложений для
реконструкции всех КУ-150 на водогрейный режим с естественной тягой
|
№
п/п
|
Наименование
|
ед.
изм
|
кол-во
|
цена,
тыс. руб.
|
сумма,
тыс. руб
|
|
1
|
Материалы
на реконструкцию газоходов КУ-150
|
2299,755
|
|
2
|
Транспортировка
материалов для реконструкции газоходов КУ -150*
|
137,985
|
|
3
|
Работы
по монтажу и демонтажу газоходов КУ-150 и демонтажу дымососов
|
ч/час
|
18704,000
|
0,066
|
1234,464
|
|
4
|
Материалы
на реконструкцию КУ-150
|
|
|
|
2015,974
|
|
5
|
Транспортировка
материалов для реконструкции КУ -150
|
120,958
|
|
6
|
Работы
по реконструкции котлов-утилизаторов
|
ч/час
|
2400,000
|
0,066
|
158,400
|
|
7
|
Материалы
на ремонт поверхностей нагрева
|
|
|
|
7341,206
|
|
8
|
Транспортировка
материалов для ремонта поверхностей нагрева
|
440,472
|
|
9
|
Работы
по изготовлению поверхностей нагрева
|
т
|
192,000
|
26,000
|
4992,000
|
|
10
|
Работы
по монтажу и демонтажу поверхностей нагрева
|
ч/час
|
32320,000
|
0,066
|
2133,120
|
|
11
|
Материалы
(стоимость с транспортировкой), оборудование и СМР по прокладке трубопроводов
сетевой воды от КУ до водогрейной котельной
|
14445,150
|
|
12
|
Материалы,
оборудование (с транспортировкой) и работы по переводу КУ-150 на водогрейный
режим
|
18002,217
|
|
13
|
Проектирование
|
2205,215
|
|
Итого
|
55526,918
|
* - согласно методических указаний принимается в
размере 5-7% от стоимости материалов.
Таким образом, капитальные вложения в данный
проект составляют примерно 55,527 млн. руб.
.3 Расчет эксплуатационных расходов
Для расчёта эксплуатационных расходов принято:
штат котельной установки (операторы котла) - 3
человека в смену при 2-х сменной работе по 12 часов.
средняя заработная плата - 12 тыс. руб./мес.
(дежурный и ремонтный персонал общий на цех не учтён);
затраты на текущий ремонт определены из расчёта
70% от амортизации или 7,7% от капитальных затрат по всей установке;
амортизационные расходы - 10% от капитальных
затрат.
При расчёте годового производства
теплофикационной воды принимаем:
- отопительный сезон составляет 5856
часов, для восьми котлов-утилизаторов КУ-150 это составит 
часов
работы;
учитывая то, что по графику
проведения ремонтов четыре методические печи за отопительный ремонт стоят на
ремонте 4480 часов, получаем: 
часов
непрерывной работы котлов-утилизаторов КУ-150;
средняя выработка одного
котла-утилизатора КУ-150 на водогрейном режиме с естественной тягой составляет
примерно 4,49 Гкал/час, тогда суммарная годовая выработка восьми котлов
составит: 
Гкал.
Для расчета экономии топлива и
электроэнергии на котлах ПТВМ-100 принимаем:
для выработки 1 Гкал теплоты на
котле ПТВМ-100 расходуется 0,14 тыс. м3 природного газа, тогда на
выработку 190232,32 Гкал: 
тыс. м3
природного газа;
среднегодовой расход природного газа
на котлах ПТВМ-100 составляет 78667 тыс. м3, тогда при реализации проекта он
составит: 
тыс. м3;
расход электроэнергии вентиляторов
на котлах ПТВМ-100, нагнетающих воздух для горения, составляет 1 кВт на
выработку 1 Гкал теплофикационной воды, тогда на выработку 190232,32 Гкал 
кВт;
годовой расход электроэнергии
вентиляторов составляет 547919 кВт, тогда после реализации составит 
кВт;
Для расчета экономии электроэнергии
на котлах КУ-150 принимаем:
при работе котлов-утилизаторов на
искусственной тяге на привод дымососов Д-21,5х2 за отопительный период
расходовалось около 26,69 ГВт.
Стоимость тепла отходящих газов,
выплачиваемая листопрокатному цеху, составляет около 109 руб. за 1 Гкал
выработанного тепла.
Стоимость 1 Гкал вырабатываемой
котлами-утилизаторами теплоты - 609 руб.
Годовой расчет экономии и расходов
при эксплуатации представлен в таблице 15.
Таблица 15 - Расчет экономии и затрат при
эксплуатации
|
Наименование
|
ед.
изм
|
цена,
тыс. руб.
|
До
реализации
|
После
реализации
|
Экономия,
тыс. руб./год
|
|
|
|
кол-во
|
стоимость,
тыс. руб./год
|
кол-во
|
стоимость,
тыс. руб./год
|
|
|
Топливо
технологическое
|
|
Газ
природный
|
тыс.
м3
|
2,01
|
78667,00
|
157849,27
|
50034,48
|
100396,69
|
57452,58
|
|
Энергетические
затраты
|
|
Электроэнергия
на привод вентиляторов
|
МВт
|
1,20
|
547,92
|
658,72
|
357,69
|
430,02
|
|
Электроэнергия
на привод дымососов
|
МВт
|
1,20
|
25420,80
|
30555,80
|
0,00
|
0,00
|
30555,80
|
|
Сырье
|
|
Тепло
отходящих газов
|
Гкал
|
0,11
|
0,00
|
0,00
|
116380,80
|
12685,51
|
-12685,51
|
|
Тепло
теплофикационной воды
|
Гкал
|
0,61
|
0,00
|
0,00
|
116380,80
|
70875,91
|
70875,91
|
|
Ремонтный
фонд
|
-4275,57
|
|
Амортизация
|
-5552,69
|
|
Фонд
заработной платы
|
-1728,00
|
|
Итого
|
134871,22
|
.4 Расчет экономической эффективности проекта
На основании данных, приведенных в таблицах 14 и
15, рассчитаем срок окупаемости проекта и его экономическую эффективность:
экономия = 134,871 млн. руб./год (таблица 15);
капитальные затраты = 55,527 млн. руб. (таблица
14);
срок окупаемости = 55,527/134,871 = 0,412 лет;
коэффициент экономической эффективности =
134,871/55,527 = 2,43 лет-1.
Результаты расчета технико-экономических
показателей проекта перевода КУ-150 на водогрейный режим с естественной тягой
представлены в таблице 16.
Таблица 16 - Технико-экономические показатели
|
№
п/п
|
Показатель
|
Ед.
изм.
|
Величина
|
|
1
|
Капитальные
затраты
|
млн.руб
|
55,527
|
|
2
|
Эксплуатационные
расходы
|
|
|
Амортизация
|
млн.руб/год
|
5,553
|
|
Ремонтный
фонд
|
млн.руб/год
|
4,276
|
|
Фонд
заработной платы
|
млн.руб/год
|
1,728
|
|
3
|
Экономия
энергоресурсов
|
|
|
Природный
газ
|
млн.руб/год
|
57,453
|
|
Электроэнергия
|
млн.руб/год
|
30,785
|
|
4
|
Тепло
теплофикационной воды КУ-150
|
млн.руб/год
|
70,876
|
|
5
|
Срок
окупаемости капитальных затрат
|
лет
|
0,412
|
|
6
|
Коэффициент
экономической эффективности
|
лет
-1
|
2,43
|
Срок окупаемости проекта перевода
котлов-утилизаторов КУ-150 с парового на водогрейный режим работы с
естественной тягой получился меньше одного года, таким образом, можно сделать
вывод, что данный проект является целесообразным и эффективным.
Заключение
котёл утилизатор
водогрейный реконструкция
В настоящее время в России, как и во всем мире,
существенное значение имеет проблема экономии топливно-энергетических ресурсов.
Строительство новых энергетических объектов требует больших капиталовложений,
поэтому на каждом предприятии изыскиваются внутренние резервы для экономии тепловой
энергии.
На Череповецком металлургическом комбинате ОАО
"Северсталь" в листопрокатном цехе №2 за нагревательными печами
расположены котлы-утилизаторы, работающие на дымовых газах, отходящих от печей,
и предназначенные для выработки перегретого пара. В связи с тем, что
температура уходящих дымовых газов от печей не является достаточной для
выработки котлами пара, котлы-утилизаторы оказались неспособны вырабатывать пар
нужных параметров и были выведены из работы, вследствие чего, теплота газов,
отходящих от печей, не использовалась.
В данном дипломном проекте представлен проект
перевода КУ-150 с парового на водогрейный режим с естественной тягой. Проект
содержит
теоретические
сведения о котле-утилизаторе КУ-150 и его характеристики при работе на паровом
и водогрейном режиме; тепловой расчет КУ-150 на водогрейном режиме при трех
различных температурах дымовых газов перед котлом; аэродинамический расчет
дымового тракта, подтверждающий возможность перевода котла на естественную
тягу.
Также в проекте рассмотрены вопросы безопасности
жизнедеятельности: представлен анализ вредных и опасных производственных
факторов, меры по обеспечению безопасных условий труда, проведен расчет средств
пожаротушения в соответствии с требованиями норм правил пожарной безопасности,
рассмотрен вопрос об обеспечении работы котельной в условиях ЧС и об охране
окружающей среды.
В экономической части проекта представлен расчет
экономического эффекта и срока окупаемости реконструкции. Срок окупаемости
капитальных затрат составил 0,412 лет, а коэффициент экономической
эффективности - 2,43 лет-1.
В результате расчета экономического эффекта
реконструкции сделан вывод о целесообразности перевода котлов КУ-150 на
водогрейный режим с естественной тягой, так как за счет этого:
существенно снизятся потери теплоты в окружающую
среду с уходящими газами, за счет их использования в КУ-150;
затраты электроэнергии на привод дымососов будут
отсутствовать.
Кроме того, экономические расчёты показали, что
перевод котлов-утилизаторов на водогрейный режим и их эксплуатация оказывается
дешевле, чем выработка такого же количества горячей воды на котлах ПТВМ-100.