Теплотехнический расчет котлоогрегата ДЕ 10 14

СОДЕРЖАНИЕ Введение стр. 4 Описание котлоагрегата Выбор топочных устройств 6

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение______________________________________________стр. 4

2. Описание котлоагрегата ____________________________________ 4

3. Выбор топочных устройств__________________________________6

4. Обоснование выбранной температуры уходящих газов_________ 8

5. Выбор хвостовых поверхностей нагрева_______________________8

6. Горение топлива____________________________________________8

7. Определение энтальпии воздуха_____________________________11

8. Тепловой баланс___________________________________________13

9. Расчет топочной камеры____________________________________14

10. I. Конвективный пучок_____________________________________19

11. II. Конвективный пучок____________________________________ 22

12. Водяной экономайзер______________________________________ 25

13. Выбор вспомогательного оборудования______________________ 27

14. Литература_______________________________________________ 32

ДП 1006 ТТ - 6

Расчётно - пояснительная записка к курсовому проекту на тему:
Теплотехнический расчет котлоогрегата ДЕ 10 – 14

стадия

лист

листов

Разработал

Силин

УП

3

32

Принял

Прокофьева

ТТ – 41 у


2 Поверочный расчет котлоагрегата

2.1. Описание котлоагрегата

Газо-мазутные котлы типа ДЕ

Газо-мазутные котлы типа ДЕ, разработанные А.А.Дорожниковым и сотрудниками НПО ЦКТИ паропроизводятельностью от 4 до 25 т/ч (Бийский котельный завод) с давлени­ем 14 кгс/м2. Они предназначены для выработки насыщенного пара идущего на технологи­ческие нужды промышленных предприятий. Топочная камера размещается сбоку от конвективного пучка, образованного вертикальными трубками, развальцованными в верхнем и ниж­нем барабанах. Котлы типа ДЕ состоят из: верхнего и нижнего барабанов, диаметром 1000 мм каждый, конвективного пучка, оборудованного вертикальными трубками диаметром 51*2,5мм, фронтального, боковых и задних экранов , образующих топочную камеру. Ширина топочной камеры одинакова для всех видов котлов ДЕ -1790мм. Конвективный пучёк имеет газовые перегородки для изменения направления потоков газа, в свою очередь он отделен от топо­чной камеры. Трубы парового экрана котлов производительностью от 4 до 10 т/ч приваривают к коллекторам, трубы котлов с производительностью от 16 до 25 т/ч развальцованы в бараба­нах.

Изоляция в котлах типа толщиной 100 мм, а обмуровка фронтальной и задней стенок из шламобетона. Сна­ружи обмуровка котлов покрыта металлической обивкой толщиной 2 мм. В отличии от па­рогенератора ДЕ-10-14 парогенератор ДЕ-16-14 имеет конвективный газоход без продольной перегородки и продукты сгорания в 1 газоходе, омывают поверхность нагрева, двигаясь от задней стенки к фронтальной. Возврат продуктов сгорания к задней стенке парогенератора про­изводится по газоходу, расположенному под топочной камерой с выводом продуктов сгорания вверх. Это способствует удобному размещению водяного экономайзера.

В парогенераторе предусмотрено двухступенчатое испарение. Во вторую ступень испарения выведены частично трубы конвективного пучка. Общим спускным звеном всех контуров явля­ется последняя (по ходу продуктов сгорания) труба конвективного пучка.

Спускные трубы второй ступени испарения вынесены за пределы газохода. На парогенерато-торах производительностью от 16 до 25 т/ч предусмотрена установка горелки с предваритель­ной газификацией топлива: ГМП. Для парогенераторов производительностью от 6,5 до 10 т/ч предусмотрена установка горелок использующих фронтовое устройство газомазутных пароге­нераторов.

С хема циркуляции котла ДЕ- 16-14 имеет два контура циркуляции.

Первый контур: вода из верхнего барабана по опускной трубе, находящейся в обмуровке, поступает в нижний барабан, где она нагревается, и пароводяная смесь по экранным трубам поднимается в верхний барабан.

Второй контур: вода из верхнего барабана по слабообогреваемым трубам конвективного пучка поступает в нижний барабан, и после нагревания в сильнообогреваемых трубах вновь попадает в верхний барабан.


Схема циркуляции

Рис. 1.

Верхний барабан (1) служит для отделения пара от воды с помощью сепарирующих устройств, а также в него подается питательная вода от системы водоочистки с последую­щей деаэрацией, а также для периодической продувки, Нижний барабан котла (2) служит для продувки котлоагрегата, а также играет роль шламонакопителя; загрязненная вода перио­дически удаляется в дренаж. Правый боковой экран (3) питается из нижнего барабана(2). Задний, фронтовой экран (5) питается из нижних коллекторов, получающих воду из нижнего барабана. В первой (по ходу движения продуктов сгорания) половине конвективных труб (6) пароводяная смесь поступает в верхний барабан, поэтому они называются подъемными (кипя­тильными). Во второй половине питательная вода движется к нижнему барабану, поэтому они называются опускными. Пар через паровую задвижку направляется к потребителю,овой экран (3) питается из нижнего барабана (2).

Характеристика котлоагрегата

Таблица 1

Величина

ДЕ-10-14

Объем топки

м2

17.54

Площадь поверхности стен

м2

41.47

Диаметр экранных груб

мм

51*2.5

Площадь лучевоспрннимаемой поверхности нагрева

м2

38.96

Шаг труб боковых экранов

мм

55

Площадь поверхности нагрева конвективных пучков

м2

117.69

Диаметр труб конвектпвного пучка

мм

51*2.5"

Расположение труб

Коридорное

Поперечный шаг труб

мм

110

Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания

м2

0.41

Продольный шаг труб

мм

110

Число рядов труб по ходу продуктов сгорания в одном газоходе

шт.

41

2.2 Выбор топочного устройства

Характеристика топлива

Газообразное топливо состоит из механической смеси горючих и негорючих газов с не­большой примесью водяных паров, смол и пыли, Очень важными свойствами газа яв­ляются токсичность и взрываемость. В природном газе в основном содержится метан (СН4) этан (С2Н6) и тяжелые углеводороды, а также негорючие газы - углекислый газ (С02) и азот СЫ). Природные газы состоят из 96° о метана, 2% этана, 0.5% тяжелых углеродов, 1.5% уг­лекислый газ и азот. Природный газ при содержании его в воздухе от 3.8% до 7.8% (по объему) образует взрывоопасную смесь, ядовит, поэтому его одорируют.

Состав топлива

Таблица 2

Газо-провод

Состав газа по объему , %

Низшая теплота сгорания , КДЖ/м3

Qсн, кДж/м3

Рну, кг/м3

СН4

С2 Н6

С3 Н8

С4 Н10

С5 Н12

N2

С02

Газли-Каган

95,4

2,6

0,3

0,2

0,2

1,1

0,2

37,43

36590

0,750

Выбор топочного устройства

Газомазутные горелочные устройства должны обеспечивать оптимальные условия для пра­вильного смешивания топлива с воздухом, для горения смеси я передачи теплоты от факела к тепловоспринпмающим поверхностям нагрева. К ним применяются следующие основные требования :

а) Длина горения факела не должна превышать значения, определяемого размерами топочной камеры.

б) Значение коэффициента избытка воздуха должно выбираться таким образом , чтобы обеспе­чивать минимальные потери теплоты . Содержание токсичных коррозионноактивных соеди­нений в топочных газах не должно превышать предельно допустимых значений.

в) Температурные поля в различных сечениях топки должны быть максимально выравнены с тем, чтобы не было локальных перегрузок экранных труб котла или чрезмерного прибли­жения факела к экрану.

Конструкция газомазутного горелочного устройства ГМ 7.

Горелка состоит из форсуночного узла, периферийной газовой части и одноразового возду-хонаправляющего устройства. В форсуночный узел входит паромеханические форсунки и устройства, предусматривающие установку смежной форсунки, которая включается на непро­должительное время, необходимое для замены основной форсунки. Распыляющее устройство это распыляющая головка, которая является основным узлом форсунки из парового и котель­ного завихрителя , распределительной шайбы, прокладки и втулки. Газовая часть горелки состоит из газового коллектора с газовыдающими отверстиями и газоподводящей трубой, Коллектор в сечении имеет прямоугольную форму, к торцу его приварен овод полукруглой формы. Внутри коллектора имеется разделительная обечайка, которая способствует равно­мерному распределению газа по коллектору. Воздух направляется в устройство, представля­ющее собой лопаточный завихритель осевого типа с профильными лопатками устанавливае­мыми под углом 45°.

Горелка типа ГМ -7.


Рис. 2

1. Заглушка.

2. Мазутная форсунка,

3. Газовоздушная часть.

4. Лопаточный завихритель вторичного воздуха.

5. Лопаточный завихритель первичного воздуха.

6. Монтажная плитка.

2.3. Обоснование выбранной температуры уходящих газов

Потеря теплоты с уходящими газами обусловлены тем , что температура продуктов сгора­ния. покидающих котлоагрегат, значительно выше температуры атмосферного воздуха. Потери теплоты с уходящими газами являются наиболыиим из всех потерь теплоты и зави­сят от вида сжигаемого топлива, нагрузки котлоагрегата, температуры и объема уходящих газов, температуры воздуха, забираемого дутьевым вентилятором. Для снижения потерь теп­лоты с уходящими газами следует стремится к уменьшению их объема и температуры. Одна­ко объем уходящих газов не может быть меньше теоретического, а температура ниже темпе­ратуры точки росы, во избежание конденсата водяных паров и продуктов сгорания. Темпе­ратура, при которой водяные пары в продуктах сгорания находясь в агрегатном парцио-нальном давлении начинают конденсироваться, называется температурой точки росы.

Согласно рекомендациям Р.И.Эстеркина, температуру уходящих газов принимаем 150°С.

2.4. Выбор хвостовых поверхностей нагрева

Выбор типа хвостовой поверхности нагрева

В производственно-отопительных котельных устанавливаются котлоагрегаты производитель­ностью от 2.5 до 25 т/ч. Для получения этого количества пара в топках сжигается сравнитель­но небольшое количество топлива и образуется небольшое количество дымовых газов. Тепло­та, уносимая этими газами, недостаточна для подогрева воды в водяном экономайзере и воздуха воздухоподогревателя одновременно. Поэтому котлы типа ДЕ 10-14 ; оборудованы только одной поверхностью нагрева. В нашем случае более экономично в хвостовой поверх­ности установить водяной экономайзер, чтобы предотвратить низкотемпературную коррозию труб поверхностей нагрева котлоагрегата.

Водяной экономайзер

Экономайзер благодаря применению труб небольшого размера является недорогой и компакт­ной поверхностью нагрева, в которых эффективно используется теплота уходящих газов. Водяной экономайзер воспринимает до 18% общего количества теплоты. Гидравлическое сопротивление водяного экономайзера по расчету для парогенераторов среднего давления не должно превышать 8% рабочего давления в барабане. В зависимости от материала, из кото­рого сделан экономайзер их разделяют на чугунные и стальные- Для рабочего давления котла 2.4 мПа экономайзеры изготавливают чугунными, а. выше давления 3-9 мПа из стальных труб. При подогреве воды в чугунных экономайзерах вода не доводится до кипения во избе­жание гидравлических ударов, приводящих к разрыву труб. Нагрев воды производится в чу­гунных экономайзерах на 20°, а в стальных на 40°ниже температуры кипения.


2.5. Расчетная часть.

Горение топлива

Горение — это процесс окисления горючего вещества, происходящий при высокой температуре и сопровождающийся выделением тепла.

Определение теоретического объема количества воздуха, м 33

V0 =0,0476[0,5 * СО + 0,5* Н2 + 1,5 * Н2 S + ∑ (m + n/4) * Сm Нn – O2 ] : М33

(2.1)

Где : m число атомов углерода ;

n - число атомов водорода .

V0 = 0,0476*[0,5*0+0,5*0+1,5* 0+(1+4/4)*95,4+(2+6/4)*2,6+(3+8/4)*0,3

+(4+10/4)*0,2+(5*12/4)*0,2-0]

V0 =9,72468 м33

Определение теоретического объёма азота в продуктах сгорания , м33

V0 N 2 = 0,79 * V0 +N2 /100 м33

(2.2)

V0 N 2 = 0,79 * 9,72468 + 1,1/100 =7,6934 м33

Определение объёма трехатомных газов , М33 .

V0 RO 2 = 0,01* (СО2 + СО + Н2 S + ∑ m Cm Hn ) ; м33 .

(2,3)

V0 RO 2 = 0,01*(0,2+ 0 + 0 + (1 *95,4) + (2 * 2,6) + (3 * 0,3) + (4 * 0,2) + (5 * 0,2); м33

V0 RO 2 = 1,0350 м33

Определение теоретического объёма водяных паров м33 .

V0 Н2О = 0,01*(Н2 S + H2 + ∑ n/2 * СmHn + 0,124 * d ) + 0,0161 * V0 ; м33

(2.4)

V0 Н2О = 0,01*( 0 + 0 + (4/2 * 95,4 ) + (6/2*2,6) + (8/2*0,3) + (10/2*0,2) + (12/2*0,2) +

+ (0,124 * 10)) + 0,0161 *9,72468

V0 Н2О = 2,1889; м3 / м3


Определение коэффициента избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева.

Коэффициентом избытка воздуха называется отношение действительного количества воздуха к теоретически необходимому :

α = / V 0

(2.5)

где V0 – теоретическое количество воздуха;

Vφ - фактическое или действительное количество воздуха .

Для газообразного топлива 1 ≤ α ≤ 1,1

а) Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки

αт = 1,05 – D > 10 т/ч

(2.6)

D – производительность котла; т/ч.

б) Коэффициент избытка воздуха за конвективным пучком – α Kn

α Kn = αт + Δ α Kn

(2.7)

где Δ α Kn - присос холодного воздуха в конвективный пучок

α Kn = 1,05 + 0,1 = 1,15

в) Коэффициент избытка воздуха за водяным экономайзером – α в.эк

αв.эк = α Kn + Δ αв.эк

(2.8)

где Δ αв.эк - присос воздуха в водяной экономайзер

αв.эк = 1,25 + 0,1 = 1,35

Определение коэффициента избытка воздуха по газоходам котла.

Таблица 3

Величина

Расчетная формула

Теоретические объемы, м33

V0 , V0 N2, V0 RO2, V0 H2O

Газоходы

Топка

1 Кп

2Кп

Эк-зер

1

2

3

4

5

6

Коэффиент избытка

после поверхности нагрева

α1 = αТ + ∑ Δ α1

1,05

1,15

1,25

1,35

Средний коэффициент

α ср = (α׀ + α׀׀ )/2

Величина

Расчетная формула

Теоретические объемы, м33

V0 , V0 N2, V0 RO2, V0 H2O

Газоходы

Топка

1 Кп

2Кп

Эк-зер

1

2

3

4

5

6

избытка воздуха в газоходе поверхности

гае α׀ – αв – перед газоходом

α׀׀ – αв – после газохода

1,05

1,1

1,2

1,3

Избыточное количество воздуха.

Vиз = Киз

Vиз = V0 (αср – 1)

0,4862

0,9824

2,43117

2,9124

Объём водяных паров

V0 н2о = V0 н2о + +0,0161 * (αср – 1)

2,1967

2,2046

2,2810

2,2359

Полный объём продуктов сгорания

V0 = V0 RO 2 + V0 N 2 +

+(αср – 1)*V0 + V0 н2о +

+0,0161* (αср – 1)* V0

11,4151

11,9077

13,387

13,881

Объёмная доля водяных паров

rн2о = = V0 н2о / V0 r

0,1917

0,1838

0,1635

0,1576

Объёмная доля 3-х атомных газов

rRO 2 = V0 Н O2 / V0 r

0,0906

0,0869

0,0773

0,0745

Суммарная объемная доля

r = rн2о +r RO 2

0,2824

0,2707

0,2408

0,2322

2.6 Определение энтальпий воздуха.

Количество тепла, содержащейся в воздухе или продуктах сгорания называется энтальпией воздуха или продуктов сгорания.

При выполнении расчетов принято энтальпии воздуха или продуктов сгорания относить к 1 кг сжигаемого твердого топлива или к 1м3 газообразного топлива. Расчет энтальпий продуктов сгорания производится при действительных коэффициентах избытка воздуха для каждой поверхности нагрева [ L, берем из таблицы 3 к.п. ] определение энтальпий сводится в таблицу 4 курсового проекта, где Vr – теоретический объем продуктов сгорания [ табл. 3 к. п. ]

(CV)в -энтальпия 1м3 воздуха кДж/м3 ;

I0 в - энтальпия теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур

(CV)RO (CV)N 2 (CV)Н2О - энтальпия 1м3 3-атомных газов, азота, водяного пара [табл.3 к.п.]

I0 изб - энтальпия теоретического объема продуктов сгорания

I - энтальпия продуктов сгорания при α > 1

Расчет энтальпий продуктов сгорания

Таблица 4

Поверхность нагрева

t0 после поверхности нагрева

I0 в = V0 (СV)в

I0 СО 2 = V0 Ro2 (СV) N2 +

V0 N2(СV)N2

+V0 H2O (СV)H2O

I0 изб = (αi – 1)

I =I0 r + I0 изб

2000

29893,4204

37009,5203

1494,6710

38504,1913

Верх топочной

1900

28259,6876

34953,2676

1412,9844

36366,2520

камеры

1800

26625,9548

32880,5991

1331,2977

34211,8968

αт =1,05

1700

25031,1204

30839,8392

1251,5560

32091,3952

1600

23446,0106

28814,3999

1172,3005

29986,6938

1500

21851,1762

26796,7385

1092,5588

27889,2973

1400

20256,3418

24816,4968

1012,8171

25829,3139

1300

18661,5074

22816,3532

933,0754

23749,4286

1200

17115,296

20860,3516

855,7648

21716,1164

1100

15559,36

18951,4998

777,9680

19729,4678

1000

14003,424

17049,3852

700,1712

17749,5564

900

12496,111

15161,6929

624,8056

15786,4985

800

11027,6964

13304,8074

551,3848

13856,1922

Первый

конвективный пучок

α1 k . n = 1.15

1000

14003,424

17049,3852

2100,5136

19149,8988

900

12496,111

15161,6929

1874,4167

17036,1096

800

11027,6964

13304,8074

1654,1545

14958,9619

700

9549,5572

11484,3705

1432,4336

12916,8041

600

8090,8672

9715,6234

1213,6301

10929,2535

500

6671,0756

8002,2227

1000,6613

9002,8840

400

5280,4578

6315,2344

792,0687

7107,3031

300

3928,7384

4675,8908

589,3108

5265,2016

Второй

конвектив-ный

пучек

α2 k . n = 1,25

600

9731,62

11549,671

2432,905

13982,276

500

8245,12

9772,176

2061,28

11833,456

400

6798,26

8049,832

1699,565

9749,3975

300

5381,13

6354,130

1345,2825

7699,4121

200

4003,64

4705,801

1000,91

5706,7109

Водяной

экономайзер

αэк = 1,35

400

5280,4578

6315,2344

1848,1602

8163,3946

300

3928,7707

4675,8908

1375,0697

6051,9231

200

2596,4682

3083,0569

908,7639

3991,8208

100

1293,3718

1523,6159

452,6801

1976,2960

2.7. Тепловой баланс.

При работе парового или водогрейного котла вся поступающая в него тегшота расхо­дуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре или воде, и на покрытие различных потерь теплоты. Суммарное количество теплоты, поступающей в котлоагрегат, называется располагаемой теплотой и обозначается Qp p . Между теплотой, поступающей в котлоагрегат и покинувшей его должно существовать равенство. Теплота покинувшая кот­лоагрегат , представляет собой сумму полезной теплоты и потерь теплоты, связанной с тех­ническим процессом выработки пара. При тепловом расчете парогенератора или водогрейного котла, тепловой баланс составляют для определения КПД брутто и расчетного расхода топ­лива. Тепловой баланс котла составляют принципиально к установившемуся тепловому режиму. При поверочном расчете котлоагрегата определяют КПД по оборотному балансу.

Определение располагаемой теплоты, кДж / м3 [ таб.2, д.п.]

Qp p = Qс н =37430 кДж/м3 где Qс н – низшая теплота сгорания .

Определение теплоты с уходящими газами, %

g2 = (Iху - α ух * I0 х . в . )*(100 – g4 ) : Qp p

(2.9)

где Iху - энтальпия уходящих газов, определяется при соответствующих значениях коэффи­циента избытка воздуха в уходящих газах [ табл.4, к.п.]

tух =150°С I0 хв =39,8 * V0 = 39,8 * 9,72468= 387,039 кДж/м3

α ух = α эк = 1,35 g2 = 0, т.е. топливо - газ

g2 =( 2984,0584 –1,35*387,039)*(100-0) : 37430 = 6,57%

Определение потерь теплоты от химической неполноты сгорания, %

g3 = 0,5 % g6 = 0, т.к. топливо - газ.

Определение потерь теплоты от наружного охлаждения, %

g5 = g5ном * (Dном : D ) где -g5ном = 1,7 %

Опред еление КПД бру тто парового котла из уравнения теплового баланса, %

ηбр = 100 – ( g2 + g3 + g4 + g5 + g6 ), %

(2.10)

ηбр = 100 – (6,57 + 0,5 + 0 + 1,7 + 0 ) = 91,22 %

Определение полезной мощности парового котла

Qп.г. = DП.Е. ( iП.П. – i П.П. ) + DН.П. (iН.П. – iП.В. ) + 0.01 * P (DП.Е. + DН.П. ) * ( i кип – iп.в. )

(2.11)

где – DП.Е. = 0 – расход выработанного переднего пара, кг / с

DН.П. - расход выработанного насыщенного пара, кг / с

DН.П. - 10000 / 3600 = 2,7778 кг / с

P - непрерывная продувка парового котла , % учитывается только при P = 2% ; P = 3% .

QП.Г. = 2,777 (2790 – 435,8 ) + 0,01 * 3 ( 0 + 2,77 ) * ( 828 – 435,8 ) = 6564,5897 к Вт

Определение расхода топлива, м3 / с

ВП.Г. = QП.Г. :(Q p p * ηбр ) * 100

(2.12)

где QП.Г. - полезная мощность парового котла

Q p p - располагаемая теплота, кДж /м3

ηбр - КПД брутто парового котла

ВП.Г. = ( 6383,794 / 37560 х 91,17) х 100 = 0.2 М3 / С

Определение коэффициента сохранения теплоты

φ = 1 – g5 : ηбр + g5

φ = 1 – 1,7 : (91,22 +1,7)=0,981

(2.13)

2.8. Расчет топочной камеры

Расчет топочных камер заключается в определении температур продуктов сгорания на выходе из топки и количества теплоты, отданного дымовыми газами экранной поверхности нагрева. В конце курсового проекта проверяется надежность работы топочной камеры.

В современных теплогенераторах , топочная камера частично экранирована, поэтому, в результате лучистого теплообмена, между газами и экранными поверхностями, температу­ра газов снижается. Лучистый теплообмен, в топочной камере, зависит от площади поверх­ности экранных труб, от полезного тепловыделения в топке, от частоты поверхности экранных труб, от вида сжигаемого топлива.

Перед началом расчета топочной камеры составляем эскиз топки по чертежам котлоагрегата, для определения её геометрических размеров и дальнейшего расчета площади по­верхности стен и объёма топки.

Определение энтальпии продуктов сгорания, кДж/м3

Предварительно задаемся температурой продуктов сгорания на выходе из топки для газа в пределах от 1050°С. Для этой температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки. [таблица 4 к.п.]

Т=1050°С

I\\ топки = (17749,5565 + 19729,4678) : 2 = 18739,5121 кДж/м3

Определение полезного тепловыделения

Qт = ( Q p p х ( 100 - g3 ) / 100 ) + QB

(2.14)

где QB – теплота уносимая в топку воздухом, кДж/м3

QB = αт * Iхв = 1,05 * 387,039 = 406,39095

Iхв = V° * 39,8 = 9,72468 * 39,8 = 387,039 кДж/м3

Iхв – энтальпия теоретического объема холодного воздуха

g = 0,5 Qp p = 37430 кДж/м3

QТ = 37430 * ((100 – 0,5) : 100 )) + 406,39095 = 37649,24095 кДж/м3

Определение коэффициента тепловой эффективности экрана

ψ = χ * ζ

(2.15)

где χ - угловой коэффициент , который равен отношению количества энергии, посылаемой на облучаемую поверхность к энергии излучения всей полусферической излучающей поверхности ;

ζ - коэффициент загрязнения, учитывает снижение тепловосприятия экранных поверхнос­тей нагрева из-за их загрязнения (лит. 6, стр.62, табл. 5.1.)

ζ = 0,65

ψ = 0,6 5 * 1 = 0,65

Определение эффективности толщины излучаемого слоя, м

S = 3,6 * Vт : Fс.т. S = 3,6 * 17,2 : 42,73 = 1,45 м (2.16)

где Vт - объем топочной камеры, м3

Fc т - площадь поверхности стен топочной камеры, м3

Определение коэффициента ослабления лучей к(мМпа) -1

При сжигании жидкого или газообразного топлива k зависит от коэффициента ослабления лучей 3-х атомными газами – kr и коэффициента ослабления лучей – kc

k= kr * kn + kc

(2.17)

где r - суммарная, объемная доля 3-х атомных газов (табл. 3, к.п.) r = 0,2824

kr - ( лит. 4, стр. 63, табл. 5.4.) или по формуле

kr = (7,8 + 16 * rН2О) : (31,16 * vPn * S ) * ( 1 – 0,37 ( Тт \\ : 1000 ) , (м * мПа ) –1

kr = 9

kс = 0,3 *(2* αт ) * 1,6* (Т”т :1000) * (Ср : Мр )

Тт \\ - абсолютная температура на выходе из топки (Тт \\ - 1323 К )

αт - 1,05

СР НР - содержание углеводорода и водорода в рабочей массе топлива при сжигании природного газа.

Срр = 0,12 Σ m/n * Сm * Hn

Ср p = 0,12 * ( 1/4 * 95,4 + 2/6 * 3,6 + 3/8 * 0,3 + 4/10 * 0,27 + 5/12 * 0,2) = 3,08826 (м * мПа)-1

Kc = 0,3 ( 2 – 1,05 ) * ( 1,6 * (1323 : 1000 ) – 0,5 ) * 3,088 = 1,29

отсюда,

k = 9 * 0,2824 + 1,29 – 3,83 (м х мПа)-1

Определяем степень черного факела

α ф = m * αсв + ( 1 – m ) * αr

(2,18)

где m - коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненного светящейся частью факела

m =0,1

αc в - степень черноты светящейся части факела, та, которой обладал бы факел при заполне­нии всей топки, только светящейся частью пламени.

αсв = 1 – ехр[-(kr *Rn +kc )PS]

где е - основание натурального логарифма

p- давление в топке для котлоагрегатов, работающих без продува Р = 0,1 мПа

α1 - степень черноты несветящихся 3-х атомных газов

αсв = 1 – e–(9*0,2828+1,29)*0,1*1,45 = 0,4263

α1 =1- е ( kr * rn ) PS

αr = 1- e-( 9*0.2824*0.1*1.61) = 0.33413

αсв = 0,4263

αr = 0,33413

αф = m * αсв + ( 1 – m ) * αr = 0,1*0,4263 + (1-0,1)*0,33413 = 0343347

n – число труб расположенных в газоходе;

из чертежа топки определяем поперечный (S1 ) и продольный (S2 ) шаг трубы

Z1 = 6 – число труб в ряду;

Z2 = 41 – число рядов по ходу сгорания;

N = Z1 *Z2 = 6*41 = 246 (шт)

S1 = 110мм, S2 = 90мм

H – 3,14*0,056*1,98*246 = 85,65 м2

Определение степени черноты топки

αт = αф :(αф + ( 1- αфср )

(2.19)

Ψср - среднее значение коэффициента эффективности экранов. Ψср =(Ψпр.б.э *Fпр.б.эл.б.е. *Fл.б.е.пот. *Fпот.под. *Fпод.зад.э *Fзад.эфр *Fфр. ) / Fс m = 0,65 αт = 0343347 : (0,343347 + (1-0,343347)*0,65) = 0,44589

Определение параметров М

Параметр М учитывает распределение температуры топочной камеры. Он зависит от макси­мального положения температуры пламени, по высоте топки

М = 0,48 (принимаем по В.В. Померанцеву, лит.б, стр.67)

М=0,54-(0,2* 0,274) =0,48

Определение средней суммарной теплоёмкости продуктов сгорания на 1 м3 сжигаемого газа, кДж (м3 К)

Vср = (Qт - Iт\\ )/ (Tα - Tт\\)

(2.20)

где Tт ” - температура на выходе из топки принятая по предварительной оценки, К

Tα - теоретическая температура горения в (К), [табл. № 4 к.п.] по Q равному энтальпии продук­тов сгорания;

Qт - полезное тепловыделение в топке;

Tт ” -энтальпия продуктов сгорания [таб. № 4 к.п. по принятой на выходе из топки температуре]

Qт = 37649,24095

Iт ” = 18739,5121

Тт ”=1323

Ta = 273 +1900 + ((37649,24095 – 36366,2520) / (38504,1913 – 36366,2520) * 100 =

= 2233,010541

Vср = (37649,24095 – 18739,5121) / (2233,010541 - 1323) = 20,7796


Определение действительной температуры на выходе из топки, °С.

gт = ( Тα / М * ((5,67 * ψср * Fст * Qт * ( Tα )3) / (1011 * φ * Вр * Vср )0,6 ) +1) –273

(2.21)

где Тα - теоретическая температура горения, К

ψср - среднее значение коэффициента эффективности экранов

- степень черноты топки кДж/м3

φ- коэффициент сохранения теплоты

Вр - расчетный расход топлива, м3

Fст - площадь поверхности стен топочной камеры, м2

Vср -теплоёмкость продуктов сгорания, кДж/м3

gт = ( 2233,010541 / 0,485((5,67*0,632*42,717*0,44(2233,010541)3 ) / (1011 * 0,981* 0,19*20,7796)0.6 )+1) - - 273 =1016

Определение удельной нагрузки топочного объёма

qv = Вр * Qp H / VT

(2.22)

qv = 0,19 * 37430 / 17,2 = 413,47093 rDn/v3

где Вр - расчетный расход топлива

Qp H - низшая теплота сгорания на 1 м3 газа

Vт - объем топочной камеры

Расчет конвективных поверхностей нагрева .

Конвективные поверхности нагрева котлов играют важную роль в процессе получения пара и использования теплоты продуктов сгорания, попадающих в топочную камеру. Эффективность работы поверхностей нагрева зависит от интенсивности передачи тепла про­дуктам сгорания и пару. Продукты сгорания передают теплоту наружным поверхностям труб путем конвенции и излучения. Расчет выполняется для 1 м3 газа при нормальных усло­виях. При расчете конвективных поверхностей нагрева используется уравнение теплопереда­чи и уравнение теплового баланса.

Определяем площади поверхности нагрева, расположенные в рассчитываемом газоходе.

H = π d Iср n , м3

d = 0,056 - наружный диаметр труб;

I - длина труб в газоходе


Расчет первого конвективного пучка.

Определение температуры продуктов сгорания:

задаёмся температурой сгорания продуктов, °С

t = 300 °С t = 500 °С

Расчет ведем для обеих выбранных температур

Определяем теплоту отданною продуктами сгорания

QБ = φ * ( I’ – I’’ + Δακ * I°пр ) ; кДж/м3

(2.23)

φ- коэффициент сохранения теплоты φ = 0,98 %

I’ - энтальпия продуктов сгорания перед первым конвективным пучком.

I" - энтальпия продуктов сгорания после первого конвективного пучка ( берём по таблице 4 к. п. для двух выбранных температур )

I’300 =5265,2016 кДж/м3 I"500 = 9002,8840 кДж/м3

Δακ - присос воздуха в конвективной поверхности нагрева Δακ = 0,05

Qб =0,98 *(18066,34–5265,2+ Qб = 0,98*(18066,34-9002,8840+

+0,05*387,039) = 13231,68 +0,05*387,039) = 9927,034

Определяем температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе,°С

g = g’- g" / 2 ,

(2.24)

где g’ – действительная температура на выходе из топки

g" - заданная температура.

g’ = (1016 + 300) / 2 = 685 g" = (1016 + 500) / 2 = 758

Определяем среднюю скорость продуктов сгорания на поверхности нагрева, (м/с)

Wr = Bp * Vr * ( ν * 273 ) / (F * 273)

(2.25)

Где Bp -расчетный расход топлива, Bp = 0,19 т/ч. Vr - объём продуктов сгорания на 1 м3 (табл. 3) , Vr = 11,9077

ν - средняя расчетная температура продуктов сгорания, °С

F - площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания - 0,41 м/с

Wr300 = 0,19*11,9077* (658+273) / 0,41*273 = 18,89

Wr500 = 0,19* 11,9077 * (758+273) / 0,41*273 = 20,8

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекции от продуктов сгорания (Вт/м2 K )

αк = αн * Cz * Cs * Cф

(2.26)

где αн - коэффициент теплоотдачи (лит. 6, стр.71)

αн = 97 αн = 107

Cz - поправка на число труб по ходу продуктов сгорания (лит.б, стр.71)

Cs - поправка на компоновку пучка; Cs = 1

Сф - коэффициент, учитывающий влияние, изменения физических параметров потока (лит.1, стр.71, рис.6.1.) Сф = 1,13 Сф =1,1 αк = 97*0,97*1,13 = 106,32 αк = 107*0,97*1,1 = 114,16

Определить степень черноты газового потока

При этом необходимо вычислить необходимую суммарную оптическую величину kps = (kr * rn ) * P * S

(2.27)

где r n - коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами.

k r – коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами.

kr 300 = 30 (м*Па)-1 k r 500 = 28 (м*Па)-1

r n – суммарная объёмная доля трёхатомных газов (таб.3, к.п.) ;

r n = 0.27

P – давление в газоходе без продува; P = 0.1мПа;

S – толщина излучаемого слоя;

S = 0,9*d*((4/ π)*(S1 * S2 )/d2 )-1) = 0,9*0,056*4/3,14*((011,0,09/0,0562 )-1) = 0,15; м

kр s 300 =30*02707*0,1*0,15 = 0,12 k р s 500 = 28*0,2707*0,1*0,15 = 0,11

Определение коэффициента теплоотдачи αл = αн * dф * Сr

(2.28)

где αл - коэффициент, учитывающий передачу теплоты излучения поверхности нагрева

αн - коэффициент теплоотдачи

Сr - коэффициент пропорциональности

Для вычисления αн * α * Сr , определяем температуру загрязнённой среды.

t - средняя температура окружающей среды для паровых котлов.

t3 = t +Δt ; Δt =25 0 C

t3 = 195 +25 = 220 0 C

αл 300 = 94* 1,152* 0,96 = 13,17 αл 500 = 152 * 0,142 * 094 =20,28

Определение суммарного коэффициента теплоотдачи α1 = ζ (αk + αл)

(2.29)

где ζ - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхнос­ти нагрева; ζ = 1

α1 = 1 * (106,32 + 13,71) =120,03 α1 = 1 * (114,16 + 20,28) =134,44

Определяем коэффициент теплоотдачи, (Вт/м2 K )

К = ψ × α1

(2.30)

где ψ - коэффициент эффективности; ψ = 0,85

К = 0,85*120,03 = 102,025 К =0,85*134,44= 114,274

Определение воспринятого количества теплоты, (кДж/м3 )

QT =(K*H*Δt) / (Bp*103 )

(2.31)

где - Δt – температурный напор для испарительной конвективной поверхности нагрева;

Δt = (υ’ - υ") / (2.3×Ig(υ’- t кип ) / (υ"- tкип ) ;

t кип – температура кипения при давлении в паровом котле, 0 С

Δt300= 348 Δt500= 521,7

QT300 =(102,025*85,65*348) / (0,19*103) = 16005,14

QT500=(114,274*85,65*521,7) / (0,19*103) = 26874,6

Определяем погрешность (Δ)

Qp = 449 °C QT 324 = (K*H*Δt) / (Bp*103 )

(2.32)

QT 324 = (102,025*85,65*374,3) / (0,23*103 ) = 12720,86

Δt = (V’т -Qp ) /(2,3 Ig(Vт ”-195) /(Qp -195))

Δt324 = 692 /(2,3 Ig(821 /129)) = 374.3

Qб = φ*(I’- I"+Δαk *I°прис )

(2.33)

Qб 324 = 0,98*(18739,5121 – 5707,3059 + 0,05 * 387,039) = 12790,52 кДж/м3

Δ = ( ( QБ – QT ) / QБ ) *100%

Δ = ( (12790,52-12720,86 ) / 12790,52)*100 = 0,4%

Расчет второго конвективного пучка .

Задаёмся температурой продуктов сгорания

t = 200 °С t = 300 °С


Определение теплоты отданной продуктами сгорания, (кДж/м3)

QБ = φ*(I’- I"+Δαk *I°прис)

(2.34)

I’ = 5707,3059 I’ = 5707,3059

I" = 3732,1740 I" = 5658,08,34

QБ 200 = (5707,3059 – 3732,1740 + 0,05*387,039)*0,98 = 1954,59

QБ 300 = (5707,3059 – 5658,0834 + 0,05*387,039)*0,98 =67,20

Определение расчетной температуры потока продуктов сгорания в конвективном газаходе.

υ = υ’+ υ" / 2 ,

(2.35)

υ’ = Qp + 200 /2 = 259,5 υ’ = Qp + 300 /2 =309,5

Определение средней скорости, м/с

Wr = Br * Vr * ( ν + 273 ) / (F * 273)

(2.36)

Wr 200 = (0,19*13,387*(262+273)) / (0,41*273) = 12,15

Wr 300 = (0,19*13,387*(312+273)) / (0,41*273) = 13,27

Определение коэффициента теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверх­ности нагрева, Вт/м2К

αк = αн * Cz * Cs * Cф

(2.37)

αк = 108,989 αк = 115,005

Определение степени черноты газового поток.

kр s =(kr *rn )*P*S;

(2.38)

S=0,15; P=0,1; r=0,2408

kр s 200 =40*0,2408*0,1*0,15=0,14 kр s 300 = 38*0,2408*0,1*0,15=0,13

Определение коэффициента теплоотдачи.

αл = αн * α * Сr

(2.39)

αл 200 = 40*0,139*0,98=5,44 αл 300 = 39*0,132*0,96=4,94

Определение суммарного коэффициента теплоотдачи.

α1 = ζ (αk + αл )

(2.40)

ζ = 1.

α1 = 1 * (106,32+5,44) =111,76 α1 = 1 * (114,96+4,94) =119,9

Определение коэффициента теплоотдачи

К = ψ * α1

(2.41)

ψ =0,85

К200 = 0,85*111,76=94,99 К300 = 0,85*119,9=101,9

Определение воспринятого количества теплоты, кДж/м3

QT = (K*H*Δt) / (Bp *103 )

(2.42)

Δt = (υ’ - υ") / 2,3*Ig((υ’- t кип ) / (υ"- t кип ))

(2.43)

Δt200 =38,19 Δt300 = 116

QT 200 = (94,99*85,65*38,19) / (0,19*1000) = 1635

QT 300 = (101,9*85,65*116) / (0,19*1000) = 5328

Определение погрешности (Δ)

Qp = 210 ºC

Qб = φ*(I’- I"+Δαk*прис )

(2.44)

Qб 210 = 0,98*(5707,3058 – 3924,7649+0,05*387,039) = 1765,8

QT = (K*H*Δt) / (Bp *103 )

(2.45)

∆t =(QPI – QPII )/( 2,3Ig*(( QPI – 195)/ (QPII – 195))=

=(324-210)/ 2,3Ig((342-195)/(210-195))=53,039 ºC

Qт = ( 94,99*85,65*53,039) / (0,19*1000) = 1771,15 Δ = ( ( Qб – Qт ) / Qб ) *100%

Δ = ( (1765,8-1771,15)/ 1765,8)*100 = 0,3%


Расчёт водяного экономайзера

Определяем отданное количество теплоты, кДж/м3

Qб = φ*(I’эк - I" эк + Δαэк × Iºприс )

(2.46)

I’эк - энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер I" эк -энтальпия уходящих газов на выходе из водяного экономайзера, при t - 150 °С

Δαэк - присос холодного воздуха в водяной экономайзер

прис. - энтальпия присасывающего воздуха

Qб = 0,98* (3924,7649-2984,0584+0,05*387,039)=940,75

Определение энтальпии воды

i" эк = ( (Bp *Qб ) / (D + Dпр ) ) + I’ эк

(2.47)

где i" эк -энтальпия воды после водяного экономайзера, кДж/кг

I’ эк -энтальпия воды на входе экономайзера, кДж/кг

D - паропроизводительность котла, D = 2,78 кг/с

Dпр - расход продувочной воды, Dпр = 0,11 кг/с

i" эк =(( 0,19*940,75) / (2,78+0,11) )+940 =1001,84

По энтальпии воды после экономайзера и давлению определяем температуру воды на выходе из экономайзера

t"эк = i" эк / 4,19

(2.48)

t "эк = 1001,84/4,19=239,1 ºС

Если температура получится на 20°С выше температуры в барабане котла (195°С), то для котлов с давлением меньше 2,4 Мпа к установке принимают чугунный водяной экономайзер. При несоблюдении этого условия следует принимать стальной змеевиковый водяной экономай­зер.

i " эк = 239,1ºC

Определение температурного напора (°С)

Δt =( Δt б – Δtн ) / ( 2.3×Ig (Δt б / Δtн )

(2.49)

где Δt Б - Δtн. - большая и меньшая разности температуры продуктов сгорания и нагреваемой жидкости.

Δt б = Qр – Iух . = 210-150 = 60 ºС

Δtн = t"эк – tкип = 144-104 = 40 ºС

Δt =( 60-40) / ( 2.3×Ig (60/40) = 49,38 ºС


Выбор конструктивных характеристик принятого к установке водяного экономайзера.

Для чугунного и стального водяного экономайзера выбираем число труб в ряду с таким рас­четом , чтобы скорость продуктов сгорания была в пределах от б до 9 м/с. Число труб в ряду чугунного экономайзера должна быть не менее 3 и не более 10.

Характеристика одной трубы экономайзера ВТИ

Таблица 5

Характеристика одной трубы

Экономайзер ВТИ

Длина, мм

2000

Площадь поверхности нагрева, м2

2,95

Площадь живого сечения , м2

0,12

Определяем действительную скорость продуктов сгорания в экономайзере, м/с

Wr =( Bр * Vr * (νэк + 273 )) / (Fэк * 273)

(2.50)

где νэк - среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, м/с

Fэк - площадь живого сечения для проходов продуктов сгорания.

νэк =( t’эк + t" эк ) / 2

(2.51)

νэк = (210 + 144) / 2 = 177 ºС

Fэк = Z1 * Fтр

Fэк = 0,12 * 12 = 1,44 м2

Wr = (0,19*13,881* (177+273 )) / (1,44*273) = 3,01 м/с

Определение коэффициента теплопередачи, Вт/м 'К

К=Кm * Сv

(2.52)

Где Кm и Сv - поправочные коэффициенты.

К= 23,5*1,03 = 24,2

Определение площади поверхности нагрева, м2

Hэк = ( 103 *Qб *Bр ) / (K×Δt)

(2.53)

Hэк = ( 1000*940,75*0,19) / (24,2*49,38) =149,57 м2

Определение конструктивных характеристик

n = Hэк / Нтр

(2.54)

где Нтр - площадь поверхности нагрева 1 трубы с газовой стороны, м2

n = 149,57/2,95=50,7

m = n / Z1 ; m = 99,7 / 6 = 16,62

m - число рядов труб.

Определяем невязки теплового баланса :

ΔQ = Qp р * ŋбр – ( Qл + Qk + Qэк )

(2.55)

где Qл +Qk +Qэк - количество теплоты воспринятой лучепринемающими поверхностями топки, конвекгивными пучками и водяным экономайзером.

ΔQ = 37430*0,91-(18550,44-12790,52+940,75)= 27360,63

( ΔQ / (Qp р * ŋбр ) ) * 100 = (2736,138/(37430*0,91) = 0,8 %

2.9. Выбор вспомогательного оборудования.

Производительностью дымососа называется объём продуктов сгорания, перемещённых в единицу времени.

Необходимая расчетная производительность дымососа определяется с учетом условий всасывания, т.е. избыточное давление или разряжение и температура перед машиной и представляет собой действительные объёмы продуктов сгорания ( или воздуха который должен перемещать дымосос ).

Выбор дымососа

Таблица 6

Мощность парового котла МВт

Коэффициент запаса

По производительности

По напору

Дымосос

Вентилятор

Дымосос

Вентилятор

До 17,4

1,05

1,05

1,1

1,1

Расчетная производительность дымососа

Qp = β1 * Vд , м3 / ч

(2.56)

где β1 - коэффициент запаса по производительности

Vд - расход продуктов сгорания

Vд = Bр ( Vух + Δαт Vº) *( (ν ух + 273) / 273) ; м3

Bр = 0,192*3600 =684 - расход топлива в час


Vух = 13,881, Vº= 9,7246, ν ух =150 ºС

Vд = 684 ( 13,881 + 0,1*9,72) *( (150 + 273) / 273) =15741,56

Qp = 1,05 * 15741,56=16528,63

Определение расчетного давления, Па

Нp = β2 *Δ Нn

(2.57)

Δ Нn = h"T + Δ Нn

где h"T - разряжение верхней части топочной камеры = 20 мм. рт. cт. (Па)

ΔН - суммарное сопротивление газового тракта

Δ Н= Sобщ. = 195.7 мм. рт. ст. (Па)

ΔНn = 20 +195,7 =215,7(Па):

Hр = 1,1х215,7 =237,27 Па

По рассчитанным данным Qр и Нр выбираем дымосос по напорной характеристике в справочнике типа ВДН - 10.

Характеристика дымососа

Таблица 7

ХАРАКТЕРИСТИКА

ВЕЛИЧИНА

Подача, м3

19,6 х 103

Полное давление Р, кПа

3,45

Температура газа, ° С

200° С

КПД, η %

83

Потребляемая мощность, кВт

30

Тип электродвигателя

4А-180М4

Завод изготовитель

Бийский котельный завод

Определяем мощность двигателя, кВТ

N =( Qp * Hр * 1.2 ) / (3600 *102 * η )

(2.58)

N = (16528,63*273,27*1,2) / (3600 *102 * 0,83 ) =17,78

Nу = 17,78 * 1,1 = 19,558

Тип двигателя 4А – 180М4

Выбор вентилятора

Таблица 8

ХАРАКТЕРИСТИКА

ВЕЛИЧИНА

Подача, м3/ ч

19,6 * 103

Полное давление Р, кПа

3.45

Температура газа, ° С

30° С

КПД, η %

83

Потребляемая мощность, кВт

11

Тип электродвигателя

4А-160S6

Завод изготовитель

Бийский котельный завод

Определяем расчетную производительность, м3 / ч

Qp = β1 × Vв

(2.59)

где Vв - расход воздуха

Vв = Bр *Vº(αт – Δα ) *((tв + 273) / 273)

Vв = 684*9,72*(1,05-0,05)*((30+273)/273)=7379,08

Выбор питательных насосов

Расчетное полное давление

Нp = β2 ×Δ Нп

(2.60)

Нр = 1,1*215,7=237,27 Па

Δ Нп = ΔНr

ΔНr = 20+195,7 =215,7 Па

ΔН =Sобщ =195,7 мм.рт.ст. (Па)

Нp = 1,1*215,7 =237,27 Па

N =( Qp * Hр ) / (3600 *102 * η )

N = ( 7748,034*273,27) / (3600 *102 * 0.83 ) = 6,03

Nу = 1,1*6,03 =6,63

Qн = (Д + Дпр )*1,1

Д = 10, Дпр =0,04*10 = 0,4

Qн = (10 + 0,04)*1,1 = 11,4


Определяем расчетный напор питательного насоса

Рн =1,1*(Рк * (1+ΔР)+Рэк. +Р"трвс тр – 3 - Рд )

(2.61)

где Рк -давление в барабане котла =1,37 Мпа;

ΔР - избыточное давление в барабане котла на открывании задвижки

ΔР = 0,05*Рк ΔР =0,05*1,37= 0,0685 МПа

Рэк -сопротивление водяного экономайзера =0,18 Мпа

Р"тр - сопротивление в трубопроводе до питательного котла с учетом сопротивления

автоматических клапанов питания

Рвс тр – сопротивление всасывающих трубопроводов =0,1 Мпа

Рд -давление под которым находится питательная вода в деаэраторе =0,12 Мпа

Рн =1,1(1,37*(1+0,685)+0,18+0,2+0,1+0,12)=2,9 МПа

Определяем мощность питательного насоса

N =( Q* Рн ) / (0,36 * η ) ;кВт

(2.62)

N =( 11,44*2,9 ) / (0,36 * 0,88) = 105,96 кВт

Ny = 1,05*105,96 = 111,258

Характеристика питательного насоса марки ПЭ – 65 - 40

Таблица 9

Характеристика

Величина

Подача, м3

65

Напор, Мпа

4,4

Марка электродвигателя

А2-92-2

Мощность кВт

125

Завод изготовитель

Орловская область

область

2.10. Описание тепловой схемы.

Отпуск пара теплотехническим потребителям часто производится от котельных установок, которые называются производственными. Эти котельные обычно вырабатывают насыщенный или слабо-перегретый пар с давлением до 1,4 или 2,4 Мпа. Пар используется технологичес­кими потребителями и в небольшом количестве на приготовление горячей воды, направляе­мой в систему теплоснабжения. Приготовление горячей воды производится в сетевых по­догревателях установленных в котельной.

Принципиальная тепловая схема производственной котельной с отпуском небольшого коли­чества теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, в закрытую систему теплоснабжения, показана на отдельном листе.

Насос сырой воды подаёт воду в охладитель продувочной воды, где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до температуры 20-30 ° С в пароводяном подогревателе сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированной воды и подогревается до опре­делённой температуры.

лист


Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогревателе паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть химически очи­щенной воды проходит через охладитель выпара деаэратора.

Подогрев сетевой воды производится паром в последовательно включенных двух сетевых подогревателях. Конденсат от всех подогревателей направляется в головку деаэратора, в которую также поступает конденсат, возвращаемый внешним потребителем пара.

Подогрев воды в атмосферном деаэраторе производится паром от котлов и паром из расши­рителя непрерывной продувки. Непрерывная продувка от котлов используется в расширителе, где котловая вода в следствии снижения давления частично испаряется.

В котельных с паровыми котлами, независимо от тепловойй схемы, использование теплоты непрерывной продувки котлов является обязательным. Использованная в охладителе проду­вочная вода сбрасывается в продувочный колодец (барботер ) .

Деаэрированная вода с температурой 105 °С питательным насосом подаётся в паровые кот­лы. Подпиточная вода для систем теплоснабжения забирается из того же деаэратора, охлаж­даясь в охладителе деаэрированной воды до 70 °С перед поступлением к подпиточному насо­су. Использование общего деаэратора для приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них. В котельных с паровыми котлами, как правило, устанавливаются деаэраторы атмосферного типа.

Для технологических потребителей, использующих пар более низкого давления, по срав­нению с вырабатываемым котлоагрегатами, и для собственных нужд , в тепловых схемах котельных предусматривается редукционная установка для снижения давления пара (РУ) или редукционно-охладительная установка для снижения давления и температуры пара (РОУ).

Лист

лист

ДП 1006 С-232

31

31

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ :

1. Е.Д.Будников « Производственные котельные установки », М.Энергоиздат, 1984 г.

2. Л.М.Сидельковский , В.Н.Юренев « Котельные установки промышленной ориентации » М.Энергоиздат, 1985 г.

3. Р.И.Эстеркин «Промышленные установки» Л.Энергоиздат, 1988 г.

4. « Тепловые и атомные электростанции ». Справочник М.Энергоиздат, 1989 г.

5. В. С Вергазов «Устройство и эксплуатация котлов » . Справочник . Н.Стройиздат ,1991 г.

6. Р.И.Эстеркин «Котельные установки .Курсовое и дипломное проектиро­вание ». Л.Энергоиздат , 1989 г.

7. Д.Н.Сидоров, А-С.Сидоров « Монтаж оборудования котельных устано­вок ». М.Высшая школа , 1991 г.

8. К.Ф.Роддатис , А.Н.Полтарецкий « Справочник по котельным установкам Малой производительности » М.Энергоиздат, 1989 г.

лист

32