Главная Случайная страница



Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?


Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







Расчёт диаметров штуцеров





Диаметр штуцера находится по формуле:

d = (2.41.,4;с.10)

где V – расход продукта, м/с;

W – скорость продукта, м/с.

2.5.1 Расчет диаметра штуцера входа газа в абсорбер (и выхода газа из него):

d = = 0,40 м

где V = 6800/3600 = 1,89 м3/с;

W – скорость газа в напорных трубопроводах, принятая равной 15 м/с.

Принимается условный диаметр штуцера 400 мм.

2.5.2 Расчет диаметра штуцера входы воды в абсорбер:

d = = 0,05 м

где V = 10645,2/(992 ·3600) = 0,003

W – скорость воды в напорных трубопроводах, принятая равной 1,5 м/с.

Принимается условный диаметр штуцера 50 мм.

2.5.3 Диаметр штуцера выхода воды из абсорбера:

d = = 0,008 м

где W = 0,5 м/с – скорость вода при самотеке.

Принимается условный диаметр штуцера 10 мм.

48.Нормы качества электрической энергии и область их применения в системах электроснабжения

Важной составной частью многогранной проблемы электромагнитной совместимости, под которой понимают совокупность электрических, магнитных и электромагнитных полей, которые генерируют электрообъекты, созданные человеком, и воздействуют на мертвую (физическую) и живую (биологическую) природу, на техническую, информационную, социальную реальности, становится подсистема качества электроэнергии ПКЭ, которая в электрической сети характеризуется показателями качества электроэнергии. Перечень и нормативные (допустимые) значения ПКЭ установлены ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения», введенного с 01.01.1999 взамен существующего ГОСТ 13109-87.

Понятие качества электрической энергии отличается от понятия качества других товаров. Качество электроэнергии проявляется через качество работы электроприемников. Поэтому, если он работает неудовлетворительно, а в каждом конкретном случае анализ качества потребляемой электроэнергии дает положительные результаты, то виновато качество изготовления или эксплуатации. Если ПКЭ не соответствуют требованиям ГОСТа, то предъявляются претензии к поставщику – энергетическому предприятию. В целом ПКЭ определяют степень искажения напряжения электрической сети в результате кондуктивных помех (распределяющихся по элементам электрической сети), вносимых как энергоснабжающей организацией, так и потребителями.



Снижение качества электроэнергии обусловливает:

- увеличение потерь во всех элементах электрической сети;

- перегрев вращающихся машин, ускоренное старение изоляции, сокра­щение срока службы (в некоторых случаях выход из строя) электрооборудования;

- рост потребления электроэнергии и требуемой мощности электрообору­дования;

- нарушение работы и ложные срабатывания устройств релейной защиты и автоматики;

- сбои в работе электронных систем управления, вычислительной техники и специфического оборудования;

- вероятность возникновения однофазных коротких замыканий из-за ус­коренного старения изоляции машин и кабелей с последующим переходом однофазных замыканий в многофазные;

- появление опасных уровней наведенных напряжений на проводах и тро­сах отключенных или строящихся высоковольтных линий электропередач, на­ходящихся вблизи действующих;

- помехи в теле- и радиоаппаратуре, ошибочную работу рентгеновского оборудования;

- неправильную работу счетчиков электрической энергии.

Часть ПКЭ характеризует помехи, вносимые установившимся режимом работы электрооборудования энергоснабжающей организации и потребителей, т. е. вызванные особенностями технологического процесса производства, передачи, распределения потребления электроэнергии. К ним относятся отклонения напряжения и частоты, искажения синусоидальности формы кривой напряжения, несимметрия и колебания напряжения. Для их нормирования установлены допустимые значения ПКЭ.

Другая часть характеризует кратковременные помехи, возникающие в электрической сети в результате коммутационных процессов, грозовых и атмосферных явлений, работы средств защиты и автоматики и послеаварийных режимов. К ним относятся провалы и импульсы напряжения, кратковременные перерывы электроснабжения. Для этих ПКЭ допустимые численные значения ГОСТом не установлены. Однако такие параметры, как амплитуда, длительность, частота и другие, должны измеряться и составлять статистические массивы данных, характеризующие конкретную электрическую сеть в отношении вероятности появления кратковременных помех.

ГОСТ 13109-97 устанавливает показатели и нормы в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных потребителей электрической энергии, или приемники электрической энергии (точки общего присоединения). Нормы применяют при проектировании и эксплуатации электрических сетей, а также при установлении уровней помехоустойчивости электроприемников и уровней кондуктивных электромагнитных помех, вносимых этими приемниками. Установлено два вида норм: нормально допустимые и предельно допустимые. Оценка соответствия нормам проводится в течение расчетного периода, равного 24 часам.



Качество электроэнергии характеризуется параметрами (частоты и напряжения) в узлах присоединений уровней системы электроснабжения.

Частота - общесистемный параметр определяется балансом активной мощности в системе. При возникновении дефицита активной мощности в системе происходит снижение частоты до такого значения, при котором устанавливается новый баланс вырабатываемой и потребляемой электроэнергии. При этом снижение частоты связано с уменьшением скорости вращения электрических машин и уменьшением их кинетической энергии. Освобождающаяся при этом кинетическая энергия используется для поддержания частоты. Поэтому частота в системе меняется сравнительно медленно. Однако при дефиците активной мощности (более 30%) частота меняется быстро и возникает эффект «мгновенного» изменения частоты - «лавина частоты». Изменение частоты со скоростью более 0,2 Гц в секунду принято называть колебаниями частоты.

Напряжение в узле электроэнергетической системы определяется балансом реактивной мощности по системе в целом и балансом реактивной мощности в узле электрической сети. Устанавливается 11 показателей качества электроэнергии:

1) установившееся отклонение напряжения δUу;

2) размах изменения напряжения δUt;

3) доза фликера Рt;

4) коэффициент искажения синусоидальности кривой междуфазного (фазного) напряжения КU;

5) коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения КU(n);

6) коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К2U;

7) коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности К0U;

8) отклонения частоты Δf;

9) длительность провала напряжения Δtп;

10) импульсное напряжение Uимп;

11) коэффициент временного перенапряжения Kпер U.

Не на все ПКЭ стандартом установлены нормы. Так, установившееся отклонение напряжения (под этим термином понимается среднее за 1 мин отклонение, хотя процесс изменения действующего значения напряжения в течение этой минуты может быть совсем неустановившимся) нормируется только в сетях 380/220 В, а в точках сетей более высокого напряжения его следует рассчитывать. Для провалов напряжения установлена лишь предельно допустимая длительность каждого (30 с) в сетях напряжением до 20 кВ и представлены статистические данные об относительной дозе провалов разной глубины в общем числе провалов, но не приводятся статистические данные о их числе за единицу времени (неделю, месяц и т. п.). По импульсным напряжениям и временным перенапряжениям нормы не установлены, но дана справочная информация о возможных их значениях в сетях энергоснабжающих организаций.

При определении значений некоторых показателей КЭ используют следующие вспомогательные параметры электрической энергии:

- частоту повторения изменений напряжения FδUt;

- интервал между изменениями напряжения Δti,i+1;

- глубину провала напряжения δUп,

- частость появления провалов напряжения Fп;

- длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды Δtимп 0,5;

- длительность временного перенапряжения Δtпер U.

На все ПКЭ, численные значения норм на которые есть в стандарте, договорно запускается механизм штрафных санкций, формируемый на шесть ПКЭ из 11 перечисленных: отклонение частоты; отклонение напряжения; доза фликера; коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения; коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности; коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности.

Ответственность за недопустимые отклонения частоты безусловно лежит на энергоснабжающей организации. За недопустимые отклонения напряжения энергоснабжающая организация несет ответственность в случае, если потребитель не нарушает технических условий потребления и генерации реактивной мощности. Ответственность за нарушение норм по четырем остальным (ПКЭ с определяемой ответственностью) возлагается на виновника, определяемого на основе сопоставления включенного в договор допустимого вклада в значение рассматриваемого ПКЭ в точке учета электроэнергии с фактическим вкладом, вычисляемым на основе измерений. Если допустимые вклады в договоре не указаны, энергоснабжающая организация несет ответственность за низкое качество, независимо от виновника его ухудшения.

Отклонения и колебание напряжения

Отклонения напряжения характеризуются показателем установившегося отклонения напряжения δUy,%. Нормально допустимые и предельно допустимые значения δUy на выводах приемников электрической энергии равны соответственно ±5 % и ±10 % от начального (номинального) напряжения электрической сети. Допустимые значения δUy в точках общего присоединения потребителей напряжением 0,38 кВ и более должны быть установлены в договорах на пользование электрической энергией.

Измерение установившегося отклонения напряжения δUy осуществляется для каждого i-го наблюдения за период времени, равный 24 ч. Измеряют значение напряжения, которое в электрических сетях однофазного тока определяют как действующее значение напряжения основной частоты U(1)i без учета высших гармонических составляющих напряжения, а в электрических сетях трехфазного тока - как действующее значение каждого межфазного (фазного) напряжения основной частоты U(1)i, а также как действующее значение напряжения прямой последовательности основной частоты U1(1)i.

Затем вычисляют значение усредненного напряжения Uу как результат усреднения N наблюдений напряжений U(1)i или U1(1)i за интервал времени 1 мин. по формуле

(12.3)

где Ui - значение напряжения U(1)i или U1(1)i в i-м наблюдении, кВ (число наблюдений за 1 мин должно быть не менее 18).

Окончательное значение установившегося отклонения напряжения δUy (%):

(12.4)

где Uном - номинальное межфазное (фазное) напряжение.

Качество электрической энергии по установившемуся отклонению напряжения в точке общего присоединения к электрической сети считают соответствующим требованиям, если все измеренные за каждую минуту в течение установленного периода времени (24 ч) значения установившегося отклонения напряжения находятся в интервале, ограниченном предельно допустимыми значениями, и не менее 95 % измеренных за тот же период времени значений находятся в интервале, ограниченном нормально допустимыми значениями.

Дополнительно допускается определять соответствие нормам стандарта по суммарной продолжительности времени выхода за нормально и предельно допустимые пределы. При этом качество электрической энергии по установившемуся отклонению напряжений считают соответствующим требованиям настоящего стандарта, если суммарная продолжительность времени выхода за нормально допустимые значения составляет не более 5% от установленного периода времени, т. е. 1ч 12 мин, а за предельно допустимые значения - 0% от этого периода времени.

Колебания напряжения характеризуются размахом изменения напряжения δUt, % и дозой фликера Pt, отн. ед.

Рис. 12.1. Колебания напряжения произвольной формы (а) и имеющие форму меандра (б)

Предельно допустимое значение суммы установившегося отклонения напряжения δUу и размаха изменений напряжения δUt в точках присоединения к электрическим сетям напряжением 0,38 кВ равно ±10% от номинального напряжения.

Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера Pst при колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра, равно 1,38, а для длительной дозы фликера РLt при тех же колебаниях напряжения равно 1,0. Кратковременную дозу фликера определяют на интервале времени наблюдения, равном 10 мин. Длительную дозу фликера определяют на интервале времени наблюдения, равном 2 ч.

Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера Pst у потребителей, располагающих лампами накаливания в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение, при колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра, равно 1,0, а для длительной дозы фликера РLt в этих же точках - 0,74.

Несинусоидальность и несимметрия напряжения

Несинусоидальность напряжения

Несинусоидальность напряжения характеризуется коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения, КU (%), и коэффициентом n-й гармонической составляющей напряжения КU(n) (%).

Нормально и предельно допустимые значения коэффициентов искажения синусоидальности кривой напряжения приведены ниже:

Предельно допустимое значение коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения вычисляют по формуле

где КU(n)норм - нормально допустимое значение коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения.

Несимметрия напряжений характеризуется коэффициентом несимметрии напряжений по обратной последовательности К2U (%) и коэффициентом несимметрии напряжений по нулевой последовательности К0U (%). Нормально допустимое и предельно допустимое значения коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности в точке общего подключения к электрическим сетям равны соответственно 2,0 и 4,0 %. Эти же значения имеют место по нулевой последовательности в четырехпроводных электрических сетях с номинальным напряжением 0,38 кВ.

Отклонения частоты, провал и импульс напряжения. Временное напряжение

Отклонение частоты напряжения

Отклонения частоты напряжения переменного тока в электрических сетях характеризуются показателем отклонения частоты (Δf, %), для которого нормально допустимое и предельно допустимое значения отклонения частоты равны и ±0,2 и ±0,4 Гц соответственно.

Провал напряжения

Провал напряжения характеризуется показателем длительности провала напряжения Δfn (%), предельно допустимое значение которого в электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно равно 30 с. Длительность автоматически устраняемого провала напряжения в любой точке присоединения к электрическим сетям определяется выдержками времени релейной защиты и автоматики.

Рис. 12.5. Иллюстрация провала напряжения (а) и осциллограмма провала напряжения с переходом напряжения с переходом напряжения на новый уровень и возвращением на предшествующий или близкий к нему уровень скачком с высокочастотными составляющими (б)

Импульс напряжения

Импульс напряжения характеризуется показателем импульсного напряжения, Uимп, кВ. Расчетные значения грозовых и коммутационных импульсных напряжений в точках присоединения электрической сети общего назначения приводятся для фазных номинальных напряжений сети.

Формы и значения импульсных напряжений зависят от напряжения сети, места расположения точек присоединения, конструктивных и электрических параметров воздушных и кабельных ЛЭП. Значения грозовых импульсных напряжений с вероятностью 90 % не превышают 10 кВ в воздушной сети напряжением 0,38 кВ и 6 кВ - во внутренней проводке зданий и сооружений. Форма для точек присоединения, проходящих через выводы силового трансформатора, обмотка которого имеет связь с BЛ и для точек присоединения ВЛ - РП высокого напряжения приведена на рис. 12.6.

Значения коммутационных импульсных напряжений при их длительности на уровне 0,5 амплитуды импульса, равной 1000-5000 мкс приведены ниже:

Вероятность превышения указанных значений коммутационных импульсных напряжений составляет не более 5 %, а значений грозовых импульсных напряжений - не более 10 % для воздушных линий с металлическими и железобетонными опорами и 20 % - для воздушных линий с деревянными опорами.

Рис. 12.7. Параметры импульсного напряжения

Временное перенапряжение

Временное перенапряжение характеризуется показателем коэффициента временного перенапряжения, Knep U.

Значения импульсных напряжений для грозовых и коммутационных импульсов, возникающих в электрических сетях энергоснабжающей организации приведены ниже:

Δtnep U, с До 1 До 20 До60

Knep U, о.е. 1,47 1,31 1,15

Значения коэффициента в точках присоединения электрической сети общего назначения в зависимости от длительности временных перенапряжений Δtпер u не превышают приведенных значений. В среднем за год возможно около 30 временных перенапряжений.

Рис. 21.8. Временное перенапряжение

Причины и источники нарушения показателей качества электрической энергии

Увеличение количества и повышение установленной мощности электроприемников с нелинейным и несимметричным характером нагрузок, появление новых электротехнических установок сделали искаженные режимы характерной и неотъемлемой чертой работы современной системы электроснабжения. При этом нарушение ГОСТ 13109-97 возможно как со стороны энергоснабжающей организации (установившееся отклонение напряжения δUу; отклонение частоты Δf; длительность провала напряжения Δfп; импульсное напряжение Uимп; коэффициент временного перенапряжения Kпер U так и по вине потребителей.

Причиной, вызывающей несинусоидальность, несимметрию, колебания и отклонения напряжения, является тот или иной вид электроприемника, определяемого технологическим процессом (производством). Отклонения напряжения вызывает изменение нагрузки любого производства. Предприятия с мощными сварочными устройствами порождают также колебания, несимметрию напряжения; дуговые сталеплавильные печи - еще и несинусоидальность; при электролизе в цветной металлургии имеют место колебания, несинусоидальность; при однофазной нагрузке - несимметрия; при работе тяговых подстанций - несинусоидальность и несимметрия напряжений.

Помимо искажений в установившихся режимах работы существуют про­мышленные источники искажений напряжения, создающие помехи в пусковых режимах или при регулировании. Высшие гармоники порождают при пуске и торможении электродвигатели переменного тока с регулируемой скоростью, преобразователи при рекуперативном торможении. Трансформаторы при включении и отключении вызывают кратковременные перенапряжения.

Источниками колебаний напряжения в современных электрических системах служат мощные электроприемники с импульсным, резкопеременным характером потребления активной и реактивной мощностей. Для них характерны: питание от шин напряжением 35-220 кВ; значительные изменения потребляемой активной Р и реактивной Q мощности, равной (10-130) % Р, с высокой скоростью в течение суток; наличие у токоприемников нелинейных элементов.

К таким электроприемникам относятся в приоритетном порядке по степени воздействия на этот ПКЭ: дуговые сталеплавильные печи; руднотермические печи; электродвигатели большой мощности (в частности, прокатных станов); индукционные печи; машины контактной сварки; преобразователи электролизных установок; синхронные двигатели; приводы насосов и компрессоров в распределительных сетях.

Источниками гармонических искажений служат в основном нагрузки с нелинейными характеристиками: дуговые сталеплавильные печи; вентильные преобразователи; трансформаторы с нелинейными вольт-амперными характеристиками; преобразователи частоты; индукционные печи; вращающиеся электрические машины, питаемые через вентильные преобразователи; телевизионные приемники; люминесцентные лампы; ртутные лампы.

Существенное влияние на работу электрооборудования, в первую очередь на электродвигатели и силовые трансформаторы, оказывает несимметрия напряжений. При коэффициенте обратной последовательности напряжений, равном 4%, срок службы электродвигателей сокращается примерно в два раза.

49.Теплота, выделяемая топливом, не полностью исполь­зуется для нагрева рабочего тела котла. Часть теплоты теряется. Эффективность использования энергии в котле определяет его КПД. Различают КПД брутто и нетто. КПД котла (брутто) назы­вают выраженное в процентах отношение полезно использованной теплоты к количеству располагаемой теплоты вводимого в котел топлива.

Полезно использованная теплота слагается из теплоты нагрева питательной воды до состояния перегретого пара и теплоты допол­нительного нагрева пара промежуточного перегрева. Теплота может быть затрачена на подогрев части рабочего тела, впоследст­вии выводимого из котла (например, продувочная вода). Полное количество полезно использованной (воспринятой рабочим телом) в котле теплоты

Qn — D (І — і'пв) + Dim (І'пп — inn) 4~ Dnp (t'np — in»)»

Где D, D„n и Dnp — расход соответственно свежего пара, пара промежуточного перегрева и продувочной воды, кг/с; і, і„в, inn и /Пр — энтальпия соответственно свежего пара, питательной

2* 35 воды, пара промежуточного перегрева на выходе и входе в котел и продувочной воды, МДж/кг.

Энтальпия рабочего тела і ~ ct, где с — массовая теплоемкость, МДж/(кг-°С). Количество теплоты, поступившее в котел в расчете на единицу массы (или объема для газообразного топлива) исход­ного топлива, называют располагаемой теплотой топлива;

Qp = Qk ~Ь QВ. ВИ + ЇТЛ + Сф ----- Qk>

Где QB. вн — теплота, внесенная в топку с воздухом (при его на­греве вне котла); ітл — физическая теплота топлива, численно равная произведению теплоемкости топлива на его температуру; Фф ~ Оф (г'ф — 2,5) — теплота, вносимая в топку с паром, ис­пользуемым для распыливания жидкого топлива (вводится лишь при установке паровых форсунок при сжигании жидкого топлива); Сф и і'ф — соответственно расход (на 1 кг топлива) и энтальпия пара; QK — 0,0406 k (С02)к — теплота, затраченная на разложе­ние карбонатов топлива; (СОг)к— содержание углекислоты кар­бонатов.

Для газообразного топлива два последних члена отсутствуют.

Полное количество'вносимой в котел теплоты

Qp = №

Где В — расход топлива в котле, кг/с.

В соответствии с определением КПД брутто

%р = ^_,00 = -|-100.

Вследствие тепловых потерь в котле Qn < Qp.

При определении КПД нетто дополнительно учитываются (вычитаются из Qn) затраты энергии на работу основного и вспо­могательного оборудования (насосы, вентиляторы, дымососы, мельницы и т. д.), т. е. затраты энергии на собственные нужды котла.

Тепловые потери в котле зависят от эффективности процесса горения топлива в топке и передачи теплоты от продуктов сгора­ния к рабочему телу в поверхностях нагрева. Рассмотрим состав­ляющие потерь теплоты в котле.

Продукты сгорания выходят из последней поверхности нагрева котла при температуре #ух, значительно превышающей темпера­туру воздуха, поступающего из атмосферы в котел. Потери теп­лоты с уходящими газами равны разности энтальпий конечного состояния газов и воздуха, входящего в котел.

Если в уходящих газах содержатся горючие газообразные элементы (Н2, СН4 и др.) или продукты неполного сгорания СО, то имеют место потери с химическим недожогом топлива. Вели­чина этих потерь определяется количеством и теплотой сгорания указанных горючих элементов.

Поскольку частицы твердого топлива могут совсем не участ­вовать в химической реакции, потери теплоты с твердым непро - реагировавшим топливом называют потерями с механическим недожогом.

Наружная поверхность стен котла имеет более высокую тем­пературу, чем окружающая среда. Потери теплоты вследствие теплоотдачи от стен котла к окружающему воздуху называют по­терями в окружающую среду. И, наконец, в котлах имеют место потери теплоты со шлаком, выводимым из топки с высокой темпе­ратурой.

Потери теплоты с химическим и механическим недожогом, а также со шлаком относят к топочным потерям; потери теплоты в окружающую среду и с уходящими газами являются общими для котла. Равенство количества располагаемой теплоты сумме количества теплоты, полезно использованной в котле, и тепловых потерь называют тепловым балансом котла Обычно принято тепловой баланс котла составлять для единицы массы (твердого,' жидкого) или объема (газообразного) сжигаемого топлива, В этом случае

■QS-=Qi + Q2 + Qa + Q4 + Qe + Qe, (20)

Где Qa — полезно использованная теплота; Q2, Qs, Q4, Q5 и Q, — потери теплоты соответственно с уходящими газами, с химиче­ским и механическим недожогом, в окружающую среду и со шла­ком.

Наиболее распространен тепловой бала не котла в относитель­ном виде. Если располагаемую теплоту принять за 100%, то зави­симость (20) примет вид

100 « qv + Яг + Чг + <7* + Чь + Я«>

О '

Где qx = 100 = Т]бр — относительное количество полезно

Qp

Использованной теплоты,,%; q2 = 100, qs = 100 и т. д. —

Относительные потери теплоты соответственно с уходящими га­зами, с химической и механической неполнотой горения (с недо­жогом), в окружающую среду и со шлаком.

При организации работы котла необходимо стремиться к сни­жению тепловых потерь. Рассмотрим факторы, от которых зави­сят тепловые потери, и возможности снижения потерь.

Потери теплоты с уходящими газами можно представить в еле-, дующем виде:

ЯІ),

Ft = Л*-^7'0» (ЮО - q,) = ^Лх-вух^'х,, (100 _

(21) 37

Где сг и сХЙ — теплоемкость соответственно газа и холодного воздуха, МДж/(м:1К); Фух и tXB — температура соответственно уходящих из котла газов (после последней поверхности нагрева) и холодного воздуха, 0 С; Vr — объем уходящих газов в расчете на 1 кг топлива, м3/кг; а? х — коэффициент избытка воздуха в уходящих газах; qt — относительные потери теплоты с меха­ническим недожогом.

Объем уходящих газов

Kr = K?+l,0I61(ayx-l)Vo«ayxVo [l х

X -J-1 да ayxV°ka.

ОСуХ J

Величина ka незначительно больше 1. Если учесть, что сг близко к с„, т. е. сг да с„ = с и для рассматриваемого топлива V°/Ql ^ const, то потери с уходящими газами определяются в основном коэффициентом избытка воздуха аух и температурой уходящих газов:

CV°

Чг = -^р- (ktfiji - /„) (100 - qt).

Уменьшение избытка воздуха, подаваемого в топку (при пол­ном его выгорании), устранение присосов в газоходах, а также понижение температуры уходящих газов — пути повышения КПД котла. Однако при понижении Фух уменьшается температур­ный напор и увеличиваются поверхности нагрева. Кроме того, в этом случае возрастает опасность низкотемпературной коррозии поверхностей при конденсировании на них влаги или серной кислоты (при наличии серы в топливе). При проектировании котла температуру уходящих газов выбирают на основе техника экономических расчетов.

Покидающие топку непрореагировавшие горючие элементы или продукты неполного сгорания выносят с собой энергию, отно­сительная величина которой

' <7s = -|-100 = -^p-100, (22)

Где Vt = xt Vr — объем продуктов неполного сгорания (Vco, Vh,, Vch. и т. д.), м3/кг; xt—объемная доля продуктов непол­ного сгорания; Qt — теплота сгорания соответствующих компо­нентов (Qco. Qh,. Qch, и т. д.). Потери q3 зависят от вида топлива, способа его сжигания, избытка воздуха в горелках (особенно при a < 1) и от условий его перемешивания с топливом.

Потери теплоты с механическим недожогом, как и потери qa, существенно зависят от избытка воздуха в топке. При уменьшении избытка воздуха в топке ат (аг) химические реакции горения за­медляются. Слишком большие избытки воздуха вызывают пони - 38 жение температуры газов в топке, снижают интенсивность хими­ческих реакций горения и вызывают рост потерь q4. Сильное влия­ние на величину q4 оказывает вид сжигаемого твердого топлива, качество его помола (чем меньше размер частиц, тем полнее проис­ходит их выгорание), конструкция топки и способ сжигания топ­лива.

Как отмечалось выше, механический недожог характеризуется наличием несгоревших веществ в твердом виде, т. е. находящихся в составе золы. Как правило, не успевает выгореть кокс, имеющий наиболее высокую теплоту сгорания.

Поскольку зола выводится в виде шлака, выпадающего в топке, и уносится через газоходы в систему золоулавливания и дымо­вую трубу, можно представить

Qi = QT* + Ql' ~ Qr [Сл + <?И.

Содержание горючих (кокса) Гшл, Гун выражают в процентах от количества шлака и золы (С? шл> GyH). Содержание горючих, вы­несенных со шлаком и уносом, соответственно

ГШ Л _ г Гшл „ ^ун г Гун .

- -[0Q - И иг - Оун —[0Q-

Золовый баланс можно представить в виде

АР _ 100-Гшл г I 100 — ГуН п Too ' 100 100

Если учесть, что теплота сгорания углерода (горючих) Qr =

100 Ар

= 32,6 МДж/кг, ашл + а7В = 1, ОшЛ = ашЛ 100_Гшд -щ - или атл = 100-Гшл то теплота, унесенная со шлаком в

Расчете на 1 кг топлива,

Лшл ___ оо ft ДР „ Гщд

У4 — Too шл ioo^Tw'

Аналогично

QV = 32,6 - ауя іооГІнГун - •

Тогда,

«.-^■[^ra^tr+'h. TB&iv]- <*»

Потери теплоты в окружающую среду обусловлены более вы­сокой температурой наружной поверхности стен /н. от и элементов котла по сравнению с температурой окружающей среды (холод­ного воздуха) tXB

' = 2 Ла., Ft»*-*»).

Если принять коэффициент теплоотдачи' конвекцией ah{ = = idem = ак и ts, CTi = idem = tH. ст, то

BQS = aK(tH. рт - tXB)2 F, = q£Ft..

Тепловой поток q меняется незначительно с изменением мощ­ности котла, так как температуру стенки поддерживают на постоян­ном безопасном для человека уровне ст < 55 °С) при помощи изоляции. В то же время увеличение площади поверхности стен Fj котла с ростом его мощности происходит медленнее и hFi/BQp уменьшается, т. е. величина

Дь = - ЩL 100 BQI

Также снижается.

При изменении нагрузки котла температура ст, а следо­вательно, тепловые потоки меняются незначительно. В то же время вносимая с топливом теплота линейно зависит от нагрузки. Потери q& при отклонении нагрузки D от номинальной £)„ (%)

<?5 = <7бн£НД>. (24)

Потери с физической теплотой шлака

<76 - атлА* (сОшл/Qj, (25)

Где /шл = 600 °С для ТШУ и *шл == ta +100 °С для ЖШУ; 6ШЯ — теплоемкость шлака.

50.Расчет абсорберов заключается в определении расхода абсорбента, гидравлического сопротивления, диаметра и высоты абсорбера.

При расчете абсорберов обычно известны расход газа, состав, начальная и конечная концентрации газовой смеси, начальная концентрация газа в абсорбенте.

Расход абсорбента определяют из уравнения материального баланса (13.5).

Гидравлическое сопротивление зависит от конструкции абсорбера и гидродинамического режима его работы. Рассчитывают гидравлическое сопротивление по оптимальной скорости газа, которую определяют на основании технико-экономического расчета.

Диаметр абсорбера вычисляют по линейной скорости газа по уравнению (12.69).

Высоту абсорберов рассчитывают по модифицированному уравнению массопередачи (12.62).

Схемы расчета пленочных и насадочных абсорберов однотипные. Расчет тарельчатых абсорберов имеет отличительные особенности.

При расчете пленочных абсорберовгидравлическое сопротивление рассчитывают по уравнению Дарси — Вейсбаха

(13.24)

где: λ — коэффициент гидравлического сопротивления; Н— высота поверхности, по которой стекает пленка, м; dэк — эквивалентный диаметр канала, по которому движется газ, м;

υотн= υ+ υср — относительная скорость газа, м/с; υср — средняя скорость течения пленки, м/с; ρг — плотность газа, кг/м3.

Среднюю скорость течения пленки вычисляют по уравнению (13.17).

Коэффициент гидравлического сопротивления зависит от величин критериев Рейнольдса для газа и пленки. Критерий Рейнольдса, характеризующий режим движения пленки, определяют по уравнению (13.20).

Диаметр трубчатых абсорберов вычисляют по расходу и скорости газа, задаваясь внутренним диаметром труб.

Количество труб

(13.25)

где: G— массовый расход газа, кг/с.

Зная количество труб, по формуле (3.2.16) находят диаметр абсорбера.

Высоту труб определяют по площади внутренней поверхности всех труб

(13.26)

В свою очередь,Fтр=nπdвнН.

С учетом модифицированного уравнения массопередачи (4.1.60) получают

Для определения коэффициента массоотдачи в газовой фазе для пленочных абсорберов предложена критериальная зависимость.

(13.27)

где: Rег — критерий Рейнольдса для газового потока; Ргдг — критерий Прандтля для газа.

В качестве определяющего размера в этом уравнении используется эквивалентный диаметр канала, в котором идет газовый поток.

В уравнении (13.27) в критерий Rег подставляется средняя скорость движения газового потока относительно пленки. Для определения коэффициента массоотдачи в жидкой фазе для пленочных колонн используется уравнение

Nuдж=0,069 (13.28)

где: Rеж — критерий Рейнольдса для жидкой пленки; Ргд ж — критерий Прандтля для жидкости; Gа — критерий Галилея; h — высота рабочей части аппарата, м; dэк — эквивалентный диаметр пленки, м.

В критерий Rеж вводится средняя скорость стекания пленки.

При расчете насадочных абсорберовдля насадки, не орошаемой жидкостью, гидравлическое сопротивление (в Па) потоку газа (пара) может быть определено по уравнению

(13.29)

где: λ — коэффициент гидравлического сопротивления; Н — высота насадки, м; dэк — эквивалентный диаметр насадки, определяемый по уравнению (13.22), м; υг - скорость газа, м/с; ρг — плотность газа, кг/м3.

При орошении насадочной колонны жидкостью гидравлическое сопротивление колонны увеличивается с ростом расхода потока газа (пара) и плотности орошения и достигает максимума при режиме захлебывания. Плотностью орошения и плотностью газового (парового) потока называют массовые скорости потоков газа (пара) и жидкости в колонне, отнесенные к единице поперечного сечения аппарата [в кг/(м2*с)].

Сопротивление смоченной насадки может быть вычислено по формуле, которую рекомендует проф. А. Н. Плановский:

(13.30)

где Δрс — сопротивление сухой насадки.

Диаметр абсорбера определяют по уравнению (12.69). Скорость газа принимают на 15... 20% ниже скорости захлебывания и определяют по уравнению (13.23).

Высоту абсорбера можно найти по модифицированному уравнению массопередачи (12.62).

Определение коэффициента массоотдачи в газовой (паровой) фазе для насадочных колонн возможно по критериальной зависимости, выведенной на основе обобщения значительного количества экспериментальных данных, полученных для орошаемых насадок,

(13.31)

Определяющим геометрическим размером в этом уравнении служит эквивалентный диаметр насадки dэк. В критерий Rег подставляют скорость газа в свободных каналах насадки.

Коэффициент массоотдачи в жидкой фазе для насадочных колонн может быть определен по уравнению

Nuдж= 0,00216Rе Рг , (13.32)

в котором критерий Nuд ж рассчитывают по приведенной толщине пленки

Расчет тарельчатых колоннсводится к определению гидравлического сопротивления, диаметра колонны, числа тарелок, высоты абсорбера.

После выбора типа тарелки определяют предельно допустимую скорость пара или газа, для расчета которой, например, можно использовать уравнение Киршбаума

(13.33)

Скорость газа (пара) в свободном сечении колонны принимается равной (0,8...0,9) υпр.

В настоящее время определилась тенденция к уменьшению расстояния между тарелками. Минимальное расстояние между тарелками, обеспечивающее необходимый гидравлический затвор, определяется соотношением (рис. 13.15)

(13.34)

где: hд — высота столба жидкости в сливном патрубке, необходимая для создания скорости жидкости, м; hз— высота столба жидкости в сливном патрубке, обеспечивающая гидравлический затвор, м; h0— расстояние от тарелки до нижнего края сливного патрубка, м.

Рис. 13.15. К расчету минимального расстояния между тарелками

Высота столба жидкости в сливном патрубке

(13.35)

где: υс — скорость жидкости в сливном патрубке, принимаемая обычно в пределах 0,02.. .0,06 м/с; — коэффициент сопротивления выхода; — коэффициент, выражающий сопротивление сливного патрубка.

В свою очередь, 2 = с,

где: λ — коэффициент гидравлического сопротивления; lс — рабочая длина сливного патрубка (hД + h3), м; dсдиаметр сливного патрубка.

Высота h3 уравновешивает перепад давления между тарелками. Следовательно,

(13.36)

где ρп — плотность пены в сливном патрубке, приближенно равная 0,5 ρж.

Сопротивление ситчатой тарелки (в Па) может быть определено по уравнению

, (13.37)

где: рс — сопротивление «сухой» тарелки; р0 — перепад давления, необходимый для преодоления сил поверхностного натяжения; рж — сопротивление столба жидкости на тарелке.

Величина р0 определяется по величине поверхностного натяжения жидкости

р0 =4σ/d0, (13.38)

где σ — поверхностное натяжение на границе фаз, Н/м; d 0 — диаметр отверстия в тарелке, м.

Сопротивления рс и рж могут быть вычислены по уравнениям, рекомендуемым проф. А. Н. Плановским:

(13.39)

, (13.40)

где:υ о — скорость газового (парового) потока в отверстиях тарелки, м/с; k=0,5 — отношение плотности пены на тарелке к плотности жидкости; h — высота сливного порога, м; - высота слоя небарботируемой жидкости у сливного порога, м;

(13.41)

здесь L — массовый расход жидкости, кг/ч; — коэффициент расхода жидкости через сливную перегородку ( =6400... 10000); b — ширина сливной перегородки, м.

Гидродинамические соотношения, характеризующие работу колонн с колпачковыми тарелками, мало отличаются от соотношений для колонн со ситчатыми тарелками.

Гидравлическое сопротивление колпачковой тарелки определяется из равенства

(13.42)

где: к — потери давления газового (парового) потока при проходе через колпачок, Па; пр — потери давления при проходе газа (пара) через прорези, Па; ж — сопротивление столба жидкости на тарелке, Па.

Сопротивление колпачка рк с достаточной точностью можно определить, суммируя потери давления при преодолении местных сопротивлений, обусловленных сужением газовой струи и ее поворотами внутри колпачка. Минимальные гидравлические сопротивления обычно соответствуют равенству скоростей газового потока во всех сечениях колпачка

, (13.43)

где: dп — диаметр патрубка, м; dк — диаметр колпачка, м; hк — высота расположения колпачка над патрубком, м.

Лучшие гидродинамические характеристики имеют колпачки, у которых диаметр равен 40...60 мм и площадь всех сечений паровых патрубков составляет 10... 15% площади поперечного сечения колонны.

Сопротивление колпачка может быть вычислено по формуле

(13.44)

где: v — скорость газа (пара) в патрубке, м/с; — сумма всех сопротивлений.

Сопротивление прорезей можно найти по уравнению

(13.45)

где: пр= 1,5 — коэффициент местного сопротивления при проходе газа через прорезь; υпр — скорость газа (пара) в прорези, м/с; р0 — сопротивление, обусловленное силами поверхностного натяжения, Па.

В данном случае

, (13.46)

где: dГ — гидравлический диаметр открытого отверстия прорези.

Сопротивление столба жидкости на колпачковой тарелке определяется по тому же уравнению, что и на ситчатой (13.35).

Диаметр абсорберов определяют по уравнению (4.1.69). Высоту тарельчатых абсорберов находят, зная число тарелок и расстояние между тарелками, по формуле

, (13.47)

где: hг — расстояние между тарелками, м; п — число тарелок; hв — расстояние от верхней тарелки до крышки абсорбера, м.

Число ступеней изменения концентрации (число тарелок) находят методами, изложенными в главе 4.1.

Коэффициенты массопередачи определяют по уравнениям (13.12) и (13.13).

Коэффициенты массоотдачи в газовой фазе в тарельчатых колоннах рассчитывают по следующим уравнениям, предложенным Г. П. Саламахой:

для колпачковых тарелок

; (13.48)

для ситчатых тарелок с переливными устройствами

; (13.49)

для ситчатых провальных тарелок

, (13.50)

где: We — критерий Вебера; .Здесь σ — поверхностное натяжение,Н/м; ж — плотность жидкости, кг/м; hст — высота статического слоя жидкости на тарелке, м.

Линейным размером в критериях Nuд.г и Reг является капиллярная константа х, определяемая как

Для определения коэффициента массоотдачи в жидкой фазе может быть рекомендовано уравнение

(13.51)

В этом уравнении в критерий Reж подставляется скорость газа (пара) в свободном сечении колонны.








Date: 2015-08-15; view: 3360; Нарушение авторских прав



mydocx.ru - 2015-2021 year. (0.064 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию