7.3. Устройство и работа теплогенератора ДЕ-10-14 ГМ

Газомазутные котлы ДЕ конструкции котельного завода г. Бийска и ЦКТИ предназначены для выработки насыщенного или слабо перегретого пара с абсолютным давлением 14 кгс/см 2 или 24 кгс/см 2 , паропроизводительностью 1; 4; 6,5; 10; 16 и 25 т/ч и сжигания газообразного и жидкого топлива. Основные характеристики котлов серии ДЕ и их комплектация приведены в табл. 8.20, 8.22 .

Принципиальная схема устройства и работы теплогенератора ДЕ-10-14 ГМ приведена на рис. 7.5.

Рис. 7.5. Принципиальная схема теплогенератора ДЕ-10-14 ГМ:

1 , 2 – верхний и нижний барабаны; 3 , 4 – кипятильные трубы первого и

второго газохода; 5 – металлическая перегородка; 6 – газоплотный экран;

7 , 8 , 9 – подовый, правый боковой и потолочный экраны топки; 10 – задний топочный экран; 11 , 12 – нижний и верхний коллекторы заднего топочного экрана; 13 – рециркуляционная трубка; 14 – фронтовой экран топки; 15 – направляющие экраны; 16 – горелка; 17 – торкрет; 18 – паропровод

Рис. 7.6. Продольный разрез теплогенератора ДЕ-10-14

Рис. 7.7. Разрез (в плане) теплогенератора ДЕ-10-14

Все газомазутные котлы ДЕ имеют опорную наклонную раму, которая опирается на фундамент. На раму передается масса элементов котла и воды, обвязочного каркаса, натрубная обмуровка и обшивка.

Переднее днище нижнего барабана имеет неподвижную опору, а остальные опоры скользящие. На заднем днище нижнего барабана установлен репер (указатель) для контроля теплового расширения элементов котла при работе и растопке.

Теплогенераторы состоят из верхнего 1 и нижнего 2 барабанов одинаковой длины, которые соединены между собой коридорно-расположенными вертикальными изогнутыми трубами и образуют соответственно первый 3 и второй 4 газоходы конвективной поверхности нагрева. Продольный шаг кипятильных труб вдоль барабана 90 мм, а поперечный – 110 мм. Котлы паропроизводительностью 4; 6,5; 10 т/ч в конвективных пучках имеют продольные металлические перегородки 5 по всей высоте газохода с окном (от фронта котла) спереди, что обеспечивает разворот топочных газов в пучке на 180° и выход газов в экономайзер через заднюю стенку котла. Котлы паропроизводительностью 16 и 25 т/ч таких перегородок не имеют, и газы идут по всему сечению газохода к фронту котла, выходят из котла, а затем по газовому коробу, размещенному над топочной камерой, направляются в водяной экономайзер, расположенный в хвостовой части котла.

Для всех типоразмеров газомазутных котлов ДЕ диаметры верхнего и нижнего барабанов – 1000 мм, расстояние между барабанами по осям – 2750 мм. Ширина топочной камеры всех котлов по осям экранных труб – 1790 мм, средняя высота топочной камеры – 2400 мм. Барабаны котлов изготавливают из стали 16 ГС и толщиной стенки 13 и 22 мм, соответственно для избыточного давления 13 и 23 кгс/см2. Все трубы радиационной и конвективной поверхности нагрева развальцованы в барабанах и имеют наружный диаметр 51 × 2,5 мм, чем достигается лучшая естественная циркуляция в контурах котла. В нижнем барабане размещены перфорированные трубы для периодической продувки и парового прогрева воды от соседних котлов при растопке, а также штуцеры для спуска воды.

Топочная камера находится сбоку (справа) от конвективного пучка и отделена от него слева газоплотной перегородкой 6 из труб, установленных с шагом 55 мм и сваренных между собой металлическими полосками. Концы труб газоплотного экрана 6 обсажены до 38 мм, выведены в два ряда и уплотнены гребенкой, примыкающей к трубам и барабану. В задней части газоплотного экрана, на расстоянии 700 мм от задней стенки котла, имеется окно для выхода топочных газов из топки в конвективный пучок.

Подовый 7 , правый боковой топочный экран 8 и потолок топки 9 образованы длинными изогнутыми трубами, установленными с шагом 55 мм. Концы этих труб разведены в два ряда и соединены непосредственно с верхним и нижним барабанами на вальцовке. Под (нижняя часть топки) в топке выложен слоем огнеупорного кирпича – торкрет 17 . Шамотный кирпич также укладывается на боковую часть нижнего барабана в топке и крепится на шпильках на боковую часть верхнего барабана в топке между газоплотным 6 и потолочным 9 экранами.

Вертикальные трубы заднего топочного экрана 10 не имеют обсадных концов и приварены к нижнему 11 и верхнему 12 наклонным коллекторам диаметром 159 × 6 мм. Верхний коллектор заднего топочного экрана приварен к верхнему барабану с наклоном вниз, а нижний коллектор – к нижнему барабану с наклоном вверх. Кроме того, верхний и нижний коллекторы объединены не обогреваемой трубой 13 диаметром 76 × 3,5 мм, которая замурована в шамотный кирпич обмуровки. По рециркуляционной трубе 13 происходит сток воды из верхнего коллектора в нижний при отделении ее из пароводяной смеси. Для защиты от теплового излучения коллекторов заднего топочного экрана они снабжены двумя изогнутыми трубами, развальцованными в нижний и верхний барабаны (на схеме не показаны).

Фронтовой экран топки котлов образован четырьмя изогнутыми трубами 14 , развальцованными в верхний и нижний барабаны, что позволяет разместить на фронтовой стене амбразуры горелки 16 и лаз.

Лаз совмещен с взрывным клапаном. (В первой серии котлов производительностью 4…10 т/ч фронтовой экран имел вертикальные трубы, приваренные к коллекторам, аналогично конструкции заднего топочного экрана). Котлы производительностью 4…10 т/ч имеют по две модернизированные горелки ГМГ или по одной ГМ, а котлы производительностью 16 и 25 т/ч – горелки ГМ-10 и ГМП-16.

Кроме того, у котлов производительностью 4…10 т/ч в топке впереди заднего топочного экрана установлены два ряда труб 15 по шесть штук (всего двенадцать труб), которые развальцованы в верхний и нижний барабаны и являются направляющими экранами для закрутки и хода движения топочных газов из топки в кипятильный пучок труб.

Котлы ДЕ производительностью 4…10 т/ч выполнены с одноступенчатым испарением, а в котлах с производительностью 16 и 25 т/ч применено двухступенчатое испарение с внутрибарабанным солевым отсеком.

У котлов ДЕ паропроизводительностью 16 и 25 т/ч в барабанах на расстоянии 1,5 м от задней стенки установлены перегородки, которые образуют чистый, расположенный в передней части котла, и солевой отсеки. В верхнем барабане перегородка установлена до середины парового пространства, а в нижнем – сплошная перегородка, отделяющая вторую ступень испарения от первой. Опускная система первой ступени испарения состоит из последних по ходу газов рядов труб конвективного пучка. Во вторую ступень испарения выделены первые по ходу топочных газов ряды труб конвективного пучка. Опускная система контура солевого отсека состоит из трех не обогреваемых труб диаметром 159 × 4,5 мм, по которым вода из верхнего барабана опускается в нижний. Отсеки ступенчатого испарения сообщаются между собой по пару через окно над поперечной перегородкой, а по воде – через сопло, расположенное в нижней части перегородки водяного объема верхнего барабана. Это сопло выполняет роль продувки из чистого отсека в солевой.

В качестве сепарационных устройств первой ступени испарения используются установленные в верхнем барабане щитки и козырьки, направляющие пароводяную смесь из экранных труб на уровень воды. Для выравнивания скоростей пара по всей длине барабана все котлы (всех производительностей) снабжаются верхним дырчатым пароприемным потолком. На всех котлах, кроме котлов до 4 т/ч, перед пароприемным потолком установлен горизонтальный жалюзийный сепаратор. Сепарационными устройствами второй ступени испарения являются продольные щитки, направляющие движение пароводяной смеси в торец барабана к поперечной перегородке, разделяющей отсеки.

На котлах паропроизводительностью 4…10 т/ч периодическая продувка совмещается с трубой непрерывной продувки. На котлах 16 и 25 т/ч периодическая продувка производится из чистого и солевого отсеков, а непрерывная продувка осуществляется из солевого отсека верхнего барабана. Качество котловой (продувочной) воды нормируется по общему солесодержанию (сухому остатку) без учета абсолютной щелочности.

Для производства перегретого__ пара устанавливают пароперегреватель. На котлах 4…10 т/ч пароперегреватель выполнен змеевиковым из труб диаметром 32 × 3 мм, а на котлах 16 и 25 т/ч – двухрядным из труб 51 × 2,5 мм. В качестве хвостовых поверхностей нагрева применяются стандартные чугунные водяные экономайзеры ЭП 2.

Обмуровка боковых стен, общей толщиной 100 мм, выполнена натрубной и состоит из шамотобетона (25 мм) по сетке и изоляционных (асбестовермикулитовых) плит. Обмуровка фронтовой и задней стен, общей толщиной 100 мм, состоит из шамотобетона (65 мм) и изоляционных плит; для котлов производительностью 16 и 25 т/ч толщина теплоизоляционных плит 256…300 мм. Обмуровка котла снаружи покрывается металлической листовой обшивкой для уменьшения присосов воздуха в газовый тракт.

Котлы оборудованы стационарными обдувочными аппаратами, расположенными с левой стороны конвективного пучка. Обдувочная труба, с целью повышения надежности работы, выполняется из жаропрочной стали. Вращение трубы для обдувки производится вручную при помощи шкива и цепи. Для обдувки труб котла используется сухой насыщенный или перегретый пар с давлением не менее 0,7 МПа. Котлы оборудованы индивидуальным дутьевым вентилятором и дымососом.

Каждый котел ДЕ снабжен согласно правилам котлонадзора:

Двумя пружинными предохранительными клапанами, из которых один является контрольным; на котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливаются на верхнем барабане (и любой может быть выбран как контрольный); на котлах с пароперегревателем контрольным служит клапан на выходном коллекторе пароперегревателя;

Двумя водоуказательными приборами;

Необходимым количеством термометров, манометров, запорной, дренажной и сливной арматуры;

Приборами регулирования и безопасности.

Газовоздушный тракт. Топливо и воздух подаются в горелки 16 топки, где образуется факел горения. Теплота от топочных газов в топке, за счет радиационного и конвективного теплообмена, передается всем экранным трубам (радиационным поверхностям нагрева), где эта теплота за счет теплопроводности металлической стенки труб и конвективного теплообмена от труб передается воде, циркулирующей по экранам.

Затем топочные газы тремя потоками проходят через два ряда труб направляющего экрана 15 , откуда с температурой 980…1060 °С выходят из топки и через окно переходят в первый газоход 3 , где передают теплоту конвективному пучку труб. С температурой около 650 °С топочные газы огибают металлическую перегородку 5 , входят во второй газоход 4 кипятильного пучка труб и с температурой около 270…370 °С выходят из котла и направляются в водяной экономайзер.

В котлах 16 и 25 т/ч топочные газы идут по всему сечению общего газохода к фронту котла, а затем по газовому коробу, размещенному над топочной камерой, направляются в водяной экономайзер,

Основные контуры естественной циркуляции котлов ДЕ-10-14 ГМ. После умягчения и деаэрации (из деаэратора и водяного экономайзера) по двум трубопроводам питательной линии питательнаявода подводится в водный объем верхнего барабана 1 , где смешивается с котловой водой. В водномобъеме верхнего барабана находится и труба ввода фосфатов, а паровом объеме – сепарационные устройства.

В котле имеются пять контуров естественной циркуляции.

1-й контур (по кипятильным трубам). Котловая вода из верхнего барабана 1 опускается в нижний барабан 2 по кипятильным трубам 4 конвективного пучка, расположенным во втором газоходе – в области более низких температур топочных газов. Образующаяся пароводяная смесь (ПВС) поднимается в верхний барабан по трубам газоплотного экрана 6 и кипятильным трубам 3 , расположенным в первом газоходе – в области более высоких температур топочных газов.

2-й контур (по фронтовому топочному экрану) – котловая вода из нижнего барабана поднимается по четырем трубам 14 вверх и в виде ПВС поступает в верхний барабан.

3-й контур (по подовому, правому боковому и потолочному экрану) – котловая вода из нижнего барабана заполняет все трубы и в виде ПВС поступает в верхний барабан.

4-й контур (по заднему топочному экрану) – котловая вода из нижнего барабана поступает в нижний коллектор 11 экрана, распределяется по экранным трубам, а образующаяся в них ПВС поднимается в верхний коллектор 12 . За счет расслоения потока в верхнем коллекторе 12 пар идет в верхний барабан, а отделившаяся из ПВС вода опускается в нижний коллектор 11 по опускной необогреваемой трубе 13 .

5-й контур (по трубам направляющего экрана) – котловая вода из нижнего барабана заполняет все двенадцать труб 15 , а образующаяся ПВС поднимается в верхний барабан.

Полученный влажный насыщенный пар в верхнем барабане проходит паросепарационные устройства, в результате чего его влажность уменьшается и образуется сухой насыщенный пар, который по паропроводу идет к потребителю или в пароперегреватель, если потребителю нужен перегретый пар.

Основные контуры естественной циркуляции котлов ДЕ-25-14 ГМ. Питательная вода подается в водный объем чистого отсека верхнего барабана, где смешивается с котловой водой. В котле шесть контуров естественной циркуляции: три в чистом и три в солевом отсеке:

Чистый отсек , первая ступень испарения .

1-й контур (по кипятильным трубам чистого отсека). Котловая вода из верхнего барабана опускается в нижний барабан, по кипятильным трубам расположенным ближе к фронту котла – в области более низких температур топочных газов, а по кипятильным трубам, расположенным ближе к перегородке – в области более высоких температур, вода и пароводяная смесь (ПВС) поднимаются в верхний барабан.

2-й контур (по фронтовому экрану) – котловая вода из нижнего барабана по четырем трубам поднимается вверх и в виде ПВС поступает в верхний барабан.

3-й контур (по подовому, правому боковому и потолочному экрану, расположенным до перегородки) – котловая вода из нижнего барабана заполняет трубы и в виде ПВС поступает в верхний барабан.

Солевой отсек , вторая ступень испарения .

4-й контур (по кипятильным трубам солевого отсека) – котловая вода из верхнего барабана по трем опускным необогреваемым трубам идет в нижний барабан, а по кипятильным трубам, расположенным за перегородкой, образующаяся ПВС поднимается в верхний барабан.

5-й контур (по заднему топочному экрану) – котловая вода из нижнего барабана поступает в нижний коллектор экрана, распределяется по экранным трубам, а образующаяся в них ПВС поднимается в верхний коллектор. За счет расслоения потока в верхнем коллекторе пар идет в верхний барабан, а отделившаяся из ПВС вода опускается в нижний коллектор по опускной необогреваемой трубе.

6-й контур (по подовому, правому боковому и потолочному экрану, расположенным за перегородкой) – котловая вода из нижнего барабана заполняет трубы и в виде ПВС поступает в верхний барабан.

Влажно-насыщенный пар в верхнем барабане проходит паросепарационные устройства, а полученный сухой насыщенный пар отбирается из чистого отсека и по паропроводу идет к потребителю.

7.4. Устройство и работа теплогенератора БГМ-35

Газомазутные котлы БГМ конструкции котельного завода г. Белгорода предназначены для выработки сухого насыщенного или перегретого пара до 440 °С, с производительностью 35 т/ч и абсолютным давлением 4 МПа (40 кг/см 2). Котел экранного типа имеет П-образную компоновку с экранированной топкой настолько, что в ней передается вся теплота, необходимая для получения пара, в результате чего отпадает необходимость в установке конвективной поверхности нагрева, а вместо кипятильных труб установлены хвостовые поверхности: пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель. Котел имеет барабан, каркас, фундамент, обмуровку, необходимую арматуру и гарнитуру. Размеры габаритные: верхняя отметка – 15,8 м, ширина по осям колонн – 5,31 м, глубина – 12,28 м. Основные характеристики теплогенератора БГМ-35 приведены в табл. 8.23 . Принципиальная схема унифицированного котла БГМ-35 приведена на рис. 7.8.

Рис. 7.8. Принципиальная схема теплогенератора БГМ-35:

1 – питательный насос; 2 , 4 – коллекторы водяного экономайзера; 3 – водяной экономайзер; 5 – питательные линии; 6 – питательная линия к пароохладителю; 7 – барабан котла; 8 , 11 , 15 , 22 – опускные трубы; 9 – нижний коллектор фронтового экрана; 10 – фронтовой экран; 12 – нижний коллектор заднего экрана; 13 – задний топочный экран; 14 – фестон; 16 , 18 – нижний и верхний коллекторы левого бокового экрана; 17 – боковой экран; 19 – пароотводящие трубы; 20 – выносной циклон; 21 – пароотводящие линии; 23 , 24 – непрерывная и периодическая продувка; 25 – паропровод; 26 , 28 – пароперегреватель; 27 – пароохладитель; 29 – сборный коллектор перегретого пара; 30 – воздухоподогреватель; 31 – горелки; 32 – обмуровка

В котле БГМ-35 двухступенчатая схема испарения. К первой ступени испарения (чистый отсек) относят передний 10 и задний 13 экраны топки. Трубы переднего экрана внизу вварены в нижний коллектор 9 , а вверху образуют потолочный экран и концы труб потолочного экрана развальцованы в барабан.

Трубы заднего экрана внизу вварены в нижний коллектор 12 , а вверху, в зоне прохода топочных газов, разведены в четырехрядный фестон 14 и развальцованы в барабан.

Кроме того, фронтовой коллектор 9 соединен с верхним барабаном четырьмя опускными трубами 8 , расположенными снаружи обмуровки, а нижний коллектор 12 заднего топочного экрана соединен с верхним барабаном шестью опускными трубами 11 , также расположенными снаружи обмуровки. Поперечный фронтовой коллектор 9 расположен над горелками 31 .

Ко второй ступени испарения (солевой отсек) отнесены два боковых экрана – левый 17 и правый, выполненный аналогично левому. Трубы боковых экранов вварены в нижний 16 и верхний 18 коллекторы. Кроме того, нижние коллекторы боковых экранов соединены с верхним барабаном двумя опускными трубами 15 , расположенными снаружи обмуровки. Левый и правый боковые экраны имеют в отдельности выносной циклон 20 и соединены между собой тремя пароотводящими трубами 19 . Все экраны в топке выполнены из труб 60 × 3 мм.

Газовоздушный тракт. Воздух дутьевым вентилятором нагнетается в трубчатый двухступенчатый воздухоподогреватель 30 , где нагревается примерно до 170 °С и подается в горелки 31 , установленные на фронте котла в количестве пяти штук: три вверху и две внизу (причем нижние – растопочные). Топочные газы отдают теплоту в топке всем экранным поверхностям нагрева, а затем, пройдя фестон 14 , трубки пароперегревателя 28 и 26 , водяной экономайзер 3 , воздухоподогреватель 30 , с температурой 158.. 180 °С дымососом удаляются в атмосферу через дымовую трубу.

Основные контуры естественной циркуляции. Питательная вода из бака деаэратора питательным насосом 1 подается в коллектор 2 , а затем в трубы 3 кипящего водяного экономайзера, где вода нагревается примерно до 145 °С и пройдя сборный коллектор 4 , по трем питательным линиям 5 подается в барабан котла 7 , где смешивается с котловой водой. Одна (из трех) питательная труба 6 подводится к пароохладителю 27 , установленному в рассечку пароперегревателя, для регулирования температуры перегретого пара.

Чистый отсек . Часть котловой воды из барабана по четырем опускным трубам 8 9 , распределяется по трубам переднего топочного экрана 10 , который экранирует фронт и потолок топки, а образующаяся пароводяная смесь (ПВС) по этому экрану идет в барабан.

Часть котловой воды из барабана по шести опускным трубам 11 подводится в нижний коллектор 12 , распределяется по трубам заднего топочного экрана 13 , а образующаяся ПВС по этому экрану и фестону 14 идет в барабан.

Солевой отсек . Часть котловой воды из барабана по двум опускным трубам 15 подводится в нижний коллектор 16 , распределяется по трубам левого бокового топочного экрана 17 , а образующаяся ПВС по этому экрану поднимается в верхний коллектор 18 , откуда по трем пароотводящим трубам 19 идет в выносной циклон 20 . В циклоне происходит разделение пара и воды: пар по двум пароотводящим линиям 21 идет в барабан 7 , а вода из циклона 20 по трем опускным трубам 22 возвращается в нижний коллектор 16 бокового экрана. Аналогично работает и правый боковой топочный экран. Непрерывная продувка 23 производится только из двух выносных циклонов, а периодическая 24 – из нижних частей двух циклонов и из всех (четырех) нижних коллекторов котла.

Пар и пароводяная смесь из всех контуров циркуляции поднимается в барабан, где в паросепарационных устройствах отделяется пар, а вода смешивается с котловой водой и процесс циркуляций повторяется. После паросепарационных устройств полученный сухой насыщенный пар по паропроводу 25 направляется в пароперегреватель для получения перегретого пара. Сухой насыщенный пар вначале проходит дальнюю часть пароперегревателя 26 , где вначале противотоком, а затем прямотоком (на схеме не показано) нагревается и поступает в пароохладитель 27 поверхностного типа. Из пароохладителя, после регулирования температуры, пар идет в ближнюю часть 28 пароперегревателя, где после движения прямотоком и противотоком (на схеме не показано) нагревается топочными газами и поступает в сборный коллектор перегретого пара 29 , откуда идет к потребителю. На сборном коллекторе установлены предохранительный контрольный клапан, термометр, манометр, вентиль для продувки паропровода во время растопки котла и вентиль, соединяющий с главным паропроводом котельной.

Котлы БГМ-35 выпускаются и без циклонов, и у них нет верхних боковых коллекторов, а трубы боковых экранов развальцованы в барабан котла. Но в барабане котла имеются две поперечные перегородки с переливными трубами (соплами) в водном объеме, которые делят пространство котла на три отсека: один чистый и два солевых.

Очистка пароперегревателя осуществляется стационарными паровыми обдувочными аппаратами.

Костылев И.И. 1993 г. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОСОБИЯ Котельные установки и парогенераторы . Метод. указания к курсовому проектированию.Тихонов В.М. 2001 г. Котельные установки ...

Регистрационный номер ___209 тех/дс СТАНДАРТ

котельные установки , парогенераторы Котельные установки и парогенераторы котельных установок, их...

1 общая характеристика направления подготовки дипломир ованного специалиста по направлению « тепло энергетика»

Перечень образовательных программ

И эксплуатация энергетических установок: котлы, котельные установки , парогенераторы , испарители, турбины, вспомогательное тепломеханическое... 240 СД.02 Котельные установки и парогенераторы : общая характеристика современных котельных установок, их...

Составители учебно-тематического плана программы повышения квалификации

Программа

Модуль 1 «Водоподготовка»; модуль 2 «Котельные установки и парогенераторы» ; модуль 3 «Паротурбинные установки ТЭС и АЭС»; модуль 4 « ... . ун-т, 2007. 65 с. Модуль 2. «Котельные установки и парогенераторы» Лабораторные работы 1. Раздел 2. Темы 2.1, 2.2, ...

9.1.В котельной установлено два паровых котла ДЕ-10-14ГМ. (Смотри схему №11)

Назначение котлов – поддержать в разогретом состоянии мазут в баках на случай перевода водогрейных котлов КВГМ-50 и самих котлов ДЕ-10-14ГМ с газа на мазут (разрыв газопровода, прекращение подачи газа, или по другим причинам).

При резервном подогреве мазута котлы ДЕ-10-14ГМ могут работать как на газе, так и на мазуте.

Покрытие нагрузок собственных нужд по пару обеспечивается вырабатываемым в паровых котлах насыщенным паром Р=13кг/см2, и Т=194 С.

9.2.Технологическая характеристика котлов ДЕ-1014ГМ.

9.2.1.Паропроизводительность 10т/ч;

9.2.2.Рабочее давление 13кг/см2;

9.2.3.Температура пара 194 С;

9.2.4.Состаяние пара насыщенный;

9.2.5.Общая поверхность нагрева (в т.ч. радиационная, конвективная) 151м2;

9.2.6.Водяной объем котла 8,3м3;

9.2.7.Паровой объем котла 1,8м3;

9.2.8.Внутренний диаметр барабана котла 1000мм;

9.2.9.Толщина стенки барабана 13мм;

9.2.10.Размеры котла: высота 4030мм;

длина 6540мм;

ширина 4300мм;

9.2.11.Масса котла 13700кг;

9.2.12.Тип горелки ГМ-7;

9.2.13.Расход топлива: мазут 695кг/час;

газ 742м3/час.

9.3.Устройство котла ДЕ-10-14ГМ.

9.3.1.Основными частями котла является верхний и нижний барабан (Смотри схему 12,13,14 - разрез котла.), конвективный пучок, фронтовой, боковой и задний экран, образующие топочную камеру.

Характерной особенностью котла является боковое (относительно топочной камеры) расположение конвективной части.,

9.3.2.Топочная камера имеет высоту 2400мм и ширину по осям боковых экранов – 1790мм.

9.3.3.Конвективнные пучки от топочной камеры отделены газо-плотной перегородкой из труб, в задней части которой имеется окно для выхода газов.

9.3.4.Трубы перегородки и правого бокового экрана, образующего также пол и потолок камеры, вводится непосредственно в верхний и нижний барабаны. Основная часть труб конвективного пучка и правого топочного экрана присоединяются к барабанам котла вальцовкой.

9.3.5.Трубы, устанавливаемые в отверстиях, расположенных в сварных швах или около шовной зоны, а также трубы левого топочного экрана (газоплотная перегородка) – приваривается к верхнему и нижнему барабану электросваркой. Концы труб заднего и фронтового экрана привариваются к верхнему и нижнему коллекторам d 159х6 мм.

9.3.6.Верхний и нижний барабаны котлов изготовлены из низколегированной стали 16ГС и имеют внутренний диаметр 1000мм.

Котлы выполнены по схеме с одноступенчатым испарением.

9.3.7.Для контроля за тепловым расширением элементов котла в продольном направлении в районе заднего днища нижнего барабана установлен репер.

9.3.8.Плотно экранирование боковых стенок (относительно шага труб s=1,08), потолка и пола топочной камеры позволяет ограничится легкой изоляцией толщиной 100мм, укладываемой на слой шамотобетона толщиной 15-20мм.

9.3.9.В котлах предусмотрена продувка с нижнего барабана.

9.3.10.В верхних барабанах котлов для разделения пароводяной смеси, организация зеркала испарения и получения осушенного пара устанавливается внутри барабанные и паро-сепарационные устройства. Отбойные щиты, направляющие козырьки, жалюзийные сепараторы и дырчатые листы выполняются съемными для облегчения полного контроля и ремонта вальцовочных соединений труб с барабаном.

9.3.11.В конвективных пучках установлены продольные перегородки, обеспечивающие разворот газов в пучках и выход их через заднюю стенку котла.

9.3.12.Котлы оборудованы стационарными обдувочными аппаратами, расположенными с левой стороны котла.

Обдувочными аппарат имеет трубу с соплами, которая вращается при обдувки конвективной части котла. Вращение обдувочной трубы производится вручную при помощи маховика и цепи. Для обдувки котла используется насыщенный пар работающих котлов при давлении не менее 7кг/см2. На стенах топочной камеры установлены три лючка гляделки.

9.3.13.Все котлы смонтированы на опорной раме, воспринимающей вес элементов котла, работающих под давлением, котловой воды, а также обвязочного каркаса, натуральной обмуровки и обшивки.

Неподвижными (мертвыми) опорами котлов являются передние опоры нижнего барабана. Средние и задние опоры нижнего барабана – подвижные и имеют овальные отверстия для шпилек, которыми крепятся к раме.

9.4.Газомазутная горелка.

9.4.1.Для сжигания топочного мазута и природного газа на котлах установлены газомазутные горелки ГМ-7.

Газомазуточная ГМ предназначена для раздельного сжигания топочного мазута и природного газа.

Допускается кратковременное совместное сжигание топочного мазута и природного газа во время перехода с одного вида топлива на другой.

В качестве запального устройства предусмотрено использование ЗЗУ-4.

Устройство горелкиГМ-7 и ее детали смотри рисунок №3.

9.4.2.Газовая часть /2/ представляет собой устройство, состоящее из газового коллектора с отверстиями и подводящей трубы.

Кольцевой коллектор в сечении имеет прямоугольную форму. К торцу газового коллектора присоединен обтекатель для плавного входа воздуха в воздухо-направляющее устройство.

9.4.3.Лопаточный завехритель воздуха /3/ обеспечивает смешивание газа с воздухом. Завехритель состоит из профельных лопаток внутренней и внешней обечаек. Они позволяют уменьшить аэродинамическое сопротивление.

9.4.4.Зажигание горелки производится дистанционно запальником. Наблюдение за работой запальника осуществляется через смотровой лючок на задней стенке топки у правого бокового экрана.

Факел запальника должен быть устойчивым и достаточно длинным, чтобы надежно воспламенить газ.

При розжиге на природном газе его давление перед горелкой должно составлять 5000-1000Па.

9.4.5.На фронте горелки предусмотрена гляделка. (10)

9.4.6. Остановка горелки производиться путем плавного и пропорционального прекращения подачи топлива и частичного воздуха. После полного прекращения подачи воздуха в течении 15 минут.

9.5.Пуск котла в работу.

9.5.1.Осмотр перед растопкой.

При осмотре убедиться в исправном состоянии элементов котла и арматуры, отсутствие в котле и газоходах посторонних предметов. Проверить состояние и плотность экрана между топкой и конвективным пучком, плотность перегородки в пучке и стыков перегородки с барабанами и обмуровкой. Опробуйте приводы к воздушным заслонкам и газовым шиберам, убедитесь в наличии естественной тяги в котле. Убедитесь в нормальном состоянии деталей горелки, огнеупорной футеровки камеры сжигания топлива, правильности сборки форсунки горелок ГМ-7.

Проверить правильность положения и отсутствия заедание обдувочных труб, которые должны легко и свободно проворачиваться за маховиком. Сопла должны быть установлены так, чтобы оси их были симметричны по отношению к зазору между рядами кипятильных труб. После осмотра топки и газоходов, лазы и люки плотно закройте. Проверить наличие диафрагмы взрывных (предохранительных) клапанов топки и газоходов.

После проверки исправности арматуры убедиться, что:

Продувочные вентили котлов плотно закрыты;

Манометры и экономайзер в рабочем положении, т. е. трубка манометра соединена трехходовым краном с барабаном;

Водоуказательные стекла включены, паровые и водяные вентили отключены, а продувочные свечи закрыты;

Вентили на питательных линиях к котлоагрегату открыты, кроме

питательного регулирующего клапана перед водяным экономайзером;

Проверить готовность к пуску и к работе дутьевой вентилятор и дымосос;

Проверить степень освещенности котлов и исправность аварийного освещения.

9.5.2.Заполнение котла водой.

Холодный котел заполнить водой через байпасную линию регулятора питания с температурой не ниже 5С. Заполнение вести до низшей отметки водоуказательного стекла. Проверить заполнение водой водяного экономайзера. Во время наполнения котла проверить плотность закрытия люков, фланцев и продувочной арматуры (о пропуске можно судить по нагреванию труб за вентилями, если котел заполняется горячей водой).

9.5.3.Включить тумблер питания щита КИП и А.

9.5.4.Проверить работу исполнительных механизмов направляющих аппаратов дымососа и вентилятора дистанционным управлением со щита.

9.5.5.Открыть продувочный вентиль. Проверить закрытие газозапорной арматуры. Сделать запись в журнале: ""Котел к вентиляции готов"", время и подпись.

9.5.6.Включить дымосос.

9.5.7.Включить вентилятор.

9.5.8. Ключ блокировки дымососа и вентилятора установить в положение ""сблокировано"".

9.5.9.Отрегулировать разряжение в топке 2,5 кг/см2 в автомате.

9.5.10.Провентилировать топку в течении 10-15 минут.

По окончанию вентиляции проверить закрытие газозапорной арматуры, определить содержание природного газа газоанализатором ШИ-11 и сделать запись в журнале"" КОТЕЛ К ПРИЕМУ ГАЗА ГОТОВ"", время и роспись.

9.5.11.Открыть вентиль на газопроводе запальника.

9.5.12.Установить ключ управления в положение"" Розжиг"".

9.5.13. Убедиться визуально в наличии пламени запальника, его величину расположение его в топке, а также по прибору контроля пламени запальника на щите управления.

9.5.14.В случае отсутствия пламени запальника или его исчезновения, розжиг прекратить до выяснения и устранения неполадок.

После устранения неполадок, розжиг запальников повторить.

9.5.15. Ключ управления установить в положение ""Работа"".

9.5.16.Взвести ПЗК.

9.5.17.Произвести розжиг основной горелки. Сделать запись в журнале ""КОТЕЛ РОЗОЖГЛИ"", время, роспись.

9.5.18.Установить давление газа перед горелкой 50-100кг/м2.

9.5.19.Убедиться устойчивости пламени основной горелки визуально и по прибору контроля пламени щита управления. Следить за ростом давления и уровня воды в барабане котла, регулировать их количество расходом топлива и подачей воды от питательного насоса.

9.5.20.Работу котла вести согласно режимной карте.

9.5.21.При давлении пара 0,5-1,0кг/см2 по манометру продуйте водоуказательные стекла и трубку манометра. Откройте паровую задвижку на 1/3 в атмосферу.

9.5.22.Темп подъема давления в барабане котла заполненного водой с температурой меньше 80С:

Через 20 минут после начала растопки-1кг/см2.

Через 40 минут после начала растопки-4 кг/см2.

Через 60 минут после начала растопки –13 кг/см2.

9.5.23.При давлении 3 кг/см2 продуть водоуказательные стекла.

9.5.24.Продувку котла производить при давлении до 7 кг/см2, согласно указаний по водному режиму.

9.5.25.С ростом давления и температуры контролировать величину продольных тепловых расширений блоков котла (нижнего барабана). Максимальная величина-12,5мм.

9.5.26.Проверка газоплотности амбразуры горелки и изоляции верхнего барабана осуществляется путем осмотра топки через задний лючок в периоды снижения нагрузки.

9.5.27.Необходимо следить, чтобы факел равномерно заполнял всю топочную камеру, не затягивался в конвективный пучок, не ударялся о трубы экранов.

9.5.28.При достижении давления в барабане котла 13 кг/см2, проверить работу предохранительных клапанов. Срабатывание контрольного-13,4 кг/см2, рабочего-13,4кг/см2.

Проверка предохранительных клапанов осуществляется принудительно рычагом –при приеме смены.

9.6.Техническое обслуживание котла.

9.6.1.При эксплуатации котлов избыточное давление должно быть не менее 7 кгм/см2. Подача пара на мазутное хозяйство и возврат конденсата будет описано в отдельной инструкции. Подача пара посторонним потребителям будет описана после заключения договора.

9.6.2.В процессе работы котла необходимо контролировать:

Уровень воды в барабане котла средний;

Давление в барабане котла не более 13 кг/см2;

Разряжение в топке котла 2,5-3,0 кгм/см.

9.6.3.Топочный режим должен соответствовать режимной карте.

9.6.4.Во время работы котла необходимо поддерживать заданное рабочее давление пара. Стрелка манометра не должна заходить за красную черту, соответствующую максимальному рабочему давлению.

9.6.5. По мере загрязнения труб конвективного пучка, в зависимости от характера отложений, производите обдувку поверхностей нагрева котла, перегревателя и хвостовых поверхностей нагрева. Обдувка стационарными обдувочными аппаратами проводить при минимальной нагрузке и максимальном давлении в котле. Перед обдувкой прогрейте и продуйте через дренаж участок трубопровода до обдувочного аппарата. Помните, что постоянный пропуск пара в газоходы вызывает коррозию (сильное загрязнение поверхности нагрева).

9.6.6.Следите за температурой уходящих газов и сопротивлением за котлом, повышение их указывает на перетекание газов через плотный левый экран или загрязнение труб конвективного пучка. Периодически осматривать огнеупорную форму горелки, форсунку, поверхности нагрева и изоляции барабанов, не допускайте образование коксовых наростов. Наблюдение за состоянием топочной камеры в период работы котла ведется через три лючка,два из них установлены на боковой стенке в начале и конце топочной камеры, третий- на задней стенке у правого бокового экрана. В передний лючок должен просматриваться выходной край амбразуры горелок.

9.6.7.В процессе эксплуатации нельзя допускать коксование амбразуры горелки или камеры сгорания при работе мазута. Боковой лючок, расположенный в конце топки, служит для наблюдения за режимом горения. Конец факела, наблюдаемый в этот лючок, должен быть чистым, бездымным. В задний лючок ведется наблюдение за работой запальника при отладке ЗЗУ, за омыванием факелом бокового экрана, проверяется отсутствие кокса и состояние футеровки амбразуры и камеры двухступенчатого сжигания при остановках котла или перевода его на газ.

Топочный режим должен соответствовать режимной карте.

9.6.8.Для увеличения нагрузки необходимо сначала прибавить подачу газа, затем воздух, после чего отрегулировать тягу.

9.6.9.Строго соблюдать инструкцию водного режима и продувки котла. Не допускайте эксплуатацию котла при наличии не плотностей в вальцовочных соединениях (парение, наросты солей).

9.6.10.Следить за тепловым перемещением элементов котла по реперам.

Если тепловые перемещения значительно меньше расчетного – 12,5мм, проверьте, нет ли защемления подвижных опор котла.

9.6.11.Машинист обязан тщательно следить за исправным состоянием всех соединительных частей трубопроводов, задвижек, вентилей, кранов и другой арматуры. Вентиля, задвижки. Краны на всех трубопроводах открываются медленно и осторожно, закрывайте плотно, причем последние обороты делайте быстро. Вентиля, задвижки и краны, редко используемые в работе, проверяйте не реже одного раза в 10 дней, путем частичного открытия и закрытия их.

9.7.Остановка котла.

9.7.1.Остановку котла выполняете в соответствии с пунктом 7.11. данной инструкции. После выключения горелки продуйте водоуказательные стекла, прекратите непрерывную продувку, закройте главный паровой вентиль, откройте продувку пароперегревателя, подпитайте котел до высшего уровня по стеклу, а затем прекратите подпитку. В дальнейшем, по мере падения уровня необходимо периодически подпитывать котел. Ведите наблюдение за уровнем воды в барабане котла до полного снижения давления.

9.7.2.Охлаждение котла ведите медленно, за счет естественного остывания. Дверки, гляделки, лазы держите закрытыми. В случае остановки котла для ремонта через 1,5 – 2 часа откройте дверки и лазы газоходов, и шибер за котлом.

9.7.3.Воду из котла можно слить лишь после снижения температуры воды до 79-80 С. Спуск ведите медленно, при поднятом предохранительном клапане или открытом воздушнике.

9.8.Аварийная остановка котла.

9.8.1.Аварийная остановка котла производится быстрым прекращением подачи топлива нажатием на щите кнопки ""Аварийная остановка"". Не прекращайте вентиляцию топки минимум 30 минут.

Отключите дутьевой вентилятор и дымосос.

Отключите котел от паровой магистрали.

9.8.2.Случаи аварийной остановки котла:

При разрыве кипятильных или экранных труб. Разрыв кипятильных или экранных труб сопровождается следующим явлением: шум вытекающей паровой смеси в топке или в газоходах, выброс газов через топочные отверстия, лючки, гляделки. И в этом случае останавливается дымосос.

При снижении уровня воды в барабане котла и невозможность его восстановить. Если уровень в водоуказательном стекле остается видимым, пустить в работу резервный, питательный насос, выключить автомат питания и перейти на ручное регулирование. Если уровень воды в стекле не устанавливается, прекратить питание, закройте парозапорные вентиля на котле и паропроводе и откройте дренажный вентиль паропровода. Дымосос остановить после того, как основное количество пара выйдет из котла.

При увеличении уровня воды в барабане котла и невозможность его снизить (байпасом регулятора, дренажированием).

При выходе из строя водоуказательных приборов.

При повышении давления пара в барабане котла и не срабатыванием предохранительных клапанов.

9.9.Контрольно-измерительные приборы и приборы безопасности.

9.9.1.Каждый котел комплектуется двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольным. Оба клапана устанавливаются на верхнем барабане котла, и любой из них может быть контрольным.

9.9.2.На котлах устанавливаются два водоуказательных прибора прямого действия, которые присоединяются к трубам, идущим низ парового и водяного объема верхнего барабана.

Водоуказательное стекло служит для контроля уровня в барабане котла. Представляет собой специальное стекло, работающее под большим давлением (система Клин Гер). Оно состоит из металлического корпуса (сплошная задняя стенка и передняя рамка) между ними закрепляется рефренное стекло, уплотняется прокладкой. В верхней части имеется штуцер для подключения к паровому пространству. Подключается при помощи специального крана. В нижней части штуцер для соединения с водяным пространством. Также подключается через водяной кран. В нижней части стекла имеется штуцер с трех ходовым краном для продувки стекла. В штуцерах, против водяного и парового канала имеется пробочки, для механической очистки ходов.

9.9.3.Котел оборудован контрольно-измерительными приборами по месту и на щите контроля и управления:

Щит котла ДЕ-10-14ГМ:

Щит контроля:

Щит паровой части:

Регуляторы паровой части:

1.Регулятор давления в баке деаэраторе Р 25.1.1.

2.Регулятор уровня в деаэраторе Р 25.1.1.

3.Регулятор давления мазута Р 25.1.1

Регуляторы парового котла:

1.Регулятор топлива Р 25.1.1.

2.Регулятор воздуха Р 25.1.1.

3.Регулятор разряжения Р 25.1.1.

4.Регулятор уровня в барабане котла Р 25.1.1.

9.9.4.Защита котла :

1.Давление пара в барабане котла 14кг/см2.

2.Уровень воды в барабане котла:

Нижний, аварийный уровень -100мм

3.Давление воздуха на горелке 5кг/см2.

4.Давление газа на горелке низкое 100кг/см2.

5. Давление газа на горелке высокое 0,25кг/см2.

6. Разряжение в топке -+1.0кг/м2.

9.10.Питательно-деаэрационная установка котлов ДЕ-10-14ГМ.

9.10.1.Питательно-деаэрационная установка обеспечивает запас питательной воды (емкость деаэрационного бака и другие технические данные смотрите в спецификации схем№11). В баке деаэраторе, подогрев и удаление агрессивно-активных газов (О2 и СО2) химочищенной воды после второй ступени ХВО в колонке деаэратора.

Установка состоит из:

Атмосферного деаэратора /4/;

Охладителя выпара /5/;

Питательных насосов ЦНСТ-38-176 /3/ - 2шт.;

Подогревателя ХВО второй ступени /6/

Теплообменника сепаратора непрерывной продувки котлов /7/.

9.10.2.Атмосферный деаэратор ДА-25/8 /4/ состоит из бака объемом 25м3 и атмосферной деаэрационной колонки/4/, гидрозатвора /9/, водоуказательных стекол.

9.10.3.Пар от котла поступает в нижнюю часть колонки, которая имеет разбрызгивающие сита, на них в верхней части поступает химочищенная вода после второй ступени ХВО.ниже обратка конденсата.

Химочищенная вода предварительно нагревается в теплообменнике ХВО паром, а затем в охладителе выпара до температуры 95 - 100С.

9.10.4.Пар поступает также в нижнюю часть деаэраторного бака под дырчатый лист для барбатажа питательной воды с целью более глубокого удаления О2 и СО2.

9.10.5.Давление пара в деаэраторе поддерживается автоматически регулятором давления – 1,2ата.

Экспликация оборудования паровых котлов ДЕ-10-14ГМ.
№ пп	Наименование оборудования	Характеристика оборудования	Кол-во
	Паровой котел ДЕ-10-14ГМ	Д=10т.час, Р=13кг/см2
2	Экономайзер ЭП2-236	F=236 м2
	Насос питательныйЦНСТ36-176 с эл. двигателем 4А180М2	G=38м3/ч, Н=176м.в.ст, n=3000об/мин, N=30кВт
	Атмосферная деаэрационная установка ДА 25/8	G=25т/час
	Охладитель выпари ОВА-8	F=2 м2
	Подогреватель хим. очищенной воды 2-07ОСТ.34-588-68	F=30 м2 L=2000мм
	Теплообменник сепаратора непрерывной продувки	G=10т/час, F=1,6 м2
	Сепаратор непрерыв. продувки	Dуст=300
	Гидрозатвор

Условные обозначения.

Nа линия хим. очищенной воды;

п паропровод;

Задвижка;

Обратный клапан;

Задвижка с эл. приводом;

Регулятор;

к конденсат;

Конденсатор;

др дренажный трубопровод;

Питательная линия;

Линия выпари;

хв линия холодной воды;

Предохранительный клапан

Направление среды.

9.10.6.Уровень питательной воды в баке автоматически поддерживается регулятором уровня на ХВО и контролируется визуально по водомерному стеклу.

9.10.7.Для защиты деаэратора от повышения давления и повышение нормального уровня (при выходе их строя регулятора) имеется два гидрозатвора. Он обеспечивает перелив в дренаж питательной воды при превышении нормального уровня в баке, и при превышении давления выше 1,2ата за счет ""выжимания"" воды из гидрозатвора в дренаж и сообщение, таким образом, деаэратора с атмосферой.

9.10.8.Питательные насосы /3/ под деаэраторной установкой. Деаэрированная и подогретая до 104 С вода поступает на всас питательных насосов – ЦНСТ-38-176: G=38м3/час, Н=176м.вод.ст.; с электродвигателем 4А180М2: N=30кВт, n=3000об/мин.

Насос многоступенчатый, поэтому имеет ""разгрузочную пяту"" т.к. на ротор действует сила разницы давления между всасом и нагнетанием.

9.10.9.Чтобы насос не ""запарился"" на малых нагрузках, смонтирована рециркуляционная линия от нагнетания в деаэрвционный бак через регулятор ""разгрузки насоса"".

9.10.10.Для повышения надежности смонтированы два нагнетательных коллектора на экономайзере.

9.10.11.Перед экономайзером стоит автоматический регулятор уровня воды в верхнем барабане котла.

9.10.12.Пуск деаэрационной питательной установки из ""холодного состояния"" необходимо собрать технологическую схему подачи ХВО второй ступени /6/, охладитель выпара деаэратора /5/ и деаэраторную колонку. Все задвижки по ходу должны быть открыты полностью, кроме байпасов. Выпар из деаэратора должен быть открыт в атмосферу. Произвести внешний осмотр оборудования, арматуры и трубопроводов всей технологической цепочки. Заполнение бака деаэратора до среднего уровня по водоуказательному стеклу производить байпасом на регуляторе уровня, в ручную.

Проверить показание измерительного электронного прибора уровня воды в баке деаэратора. При несоответствии его показаний с показанием уровня воды по указательному стеклу сообщить слесарям КИП и А.

ВНИМАНИЕ: При внешнем осмотре оборудования и трубопроводов особое внимание обратить на наличие, включение всех приборов и оборудования КИП и А. Все дренажи должны быть закрыты. Продуть водоуказательные стекла.

9.10.13.После пуска котла открываются последовательно задвижки:

На теплообменник сепаратора непрерывной продувки /7/, полностью;

На подогреватель ХВО второй ступени /6/, (температура воды на выходе из подогревателя поддерживается около 90 С);

Выпар из деаэратора перевести из атмосферы на охладитель выпара;

На колонку деаэратора, медленно, байпасом регулятора давления в колонке деаэратора, поддерживая давление в колонке – 1,2кг/см2, затем перевести регулятор в автоматический режим.

ВНИМАНИЕ: Следить за давлением в колонке деаэратора.

9.10.14.Подготовка к пуску и пуск питательных насосов.

Произвести осмотр питательных насосов.

Открыть задвижки на всас насосов от бака деаэратора.

Произвести поочередно пробный пуск питательных насосов на рециркуляцию в деаэраторный бак.;

Оставить в работе один питательный насос, открыть задвижку на выдачи. Подпитывать котел, поддерживая средний уровень по водомерному стеклу, вручную байпасом на регуляторе уровня, в автоматический режиме регулятор переводиться после увеличения нагрузки котла (подача пара на деаэратор, подогреватели, потребителям);

Закрыть рециркуляцию питательного насоса после набора нагрузки на котле 25%.

ВНИМАНИЕ: Следить за температурой разгрузочной пяты питательного насоса на ощупь.

9.11.Водный режим.

9.11.1.Водный режим устанавливается с целью обеспечения безаварийной и экономичной работы оборудования водоподготовки и котла. Объем, периодичность контроля и показатели его должны быть соответственны нормативным картам водного режима.

9.11.2.Котлы оснащены непрерывной и периодической продувкой. Поддержание щелочности котловой воды в заданных пределах производиться на основании анализа котловой воды, производиться при помощи продувки. Продувка котла производиться по указанию дежурного лаборанта, но не реже одного раза в смену.

Процент продувки парового котла считают по формуле:

Щ котл.в.-Щ пит.в.

где: Щ пит.в., Щ котл.в. - щелочность соответственно питательной,

щелочность котловой воды, в мг-экв/кг.

Относительная щелочность котловой воды считается по формуле:

Щкотл.вод. х 40

Щ отн.в.= х 100%

где: Щ котл.- щелочность котловой воды, мг-экв/кг:

S котл.в.- солесодержание и сухой остаток котловой воды, мг/кг;

40 - эквивалент.

Влажность пара считается по формуле:

где: Щ пара; Щ котл. в. - щелочность пара и щелочность котловой

воды, мг-экв/кг.

ВНИМАНИЕ: Продувка котла:

Непрерывная - оба вентиля открыты, количество дозируется шайбой или первым вентилем;

Периодическая - полностью открывается первый вентиль затем второй (закрывается в обратном порядке).

Карта водно-химического режима работы участка ХВО и паровых

№ пп	Наименование показателей	Норма	Периодичность	Место отбора проб
1.	Химводоочистка.
1.1	Первая ступень
а) б)	Жесткость Щелочность	1500мкг-экв/кг Не нормируется	Каждые 2 часа	Фильтр 1ступени
1.2.	Вторая ступень
а) б)	Жесткость Щелочность	15-20мкг-эв./кг Не нормируется	Каждые 2 часа	Фильтр 2ступени
2.	Подпиточная вода
а) б) в) г)	Жесткость Щелочность Содержание О2 Содержание СО2	15-20мкг-эв./кг не нормируется до 30 мкг/кг не допускается	Каждые 2 часа	Пробоотборник.
3.	Котловая вода
а) б) в) г)	Жесткость Щелочность относ.щелочность солесодержание	15-20мкг-экв/кг 25-302мг-экв/кг до 40% 2000-2500	Каждые 2 часа -""- раз в мес.	Пробоотборник. расчетное расчетное.
4.	Продувка	10-15%	Раз в см.
5.	Пар
а) б)	Щелочность Влажность	не нормируется 901%	Через 4часа.	расчетное

ТЯГОДУТЬЕВЫЕ УСТАНОВКИ.

10.1.Характеристика дымососов и вентиляторов.

Наименование Оборудования	Характеристика оборудования	Кол-во
G м3/ч	Н мм.в.ст	N кВт	N об/мин
КОТЛЫ ТВГ-8м.
Вентилятор ВДН-10 эл.двигат.А 02-51-5			5,6
	Дымосос 2ДН-10 эл.двигатель А 02-81-8
Вентилятор ВДН-10 эл.двигатель 4А160-56
	Дымосос Д-12 эл.двигатель А 02-81-8	15000-	140-220
Вентилятор Ц13-50 эл.двигатель 4А 160-56	10000-	74-90
	Дымосос Д-12 эл.двигатель А 02-51-5	15000-	140-220
Вентилятор Ц13-50 эл.двигатель А02-51-5	10000-	74-90	5,6
	Дымосос ДН-10 эл.двигатель А1-280М
Вентилятор ВНД-10 эл.двигатель А51 200			18.5
	КОТЛЫ КВГМ-50м
	Дымосос ДН21ГМ эл.двиг.А03-355-10УЗ
Вентилятор ВДН–15 эл.двигатель. А31806

10.2.Назначение, устройство, дымососа и вентилятора.

Вентиляторы предназначены для подачи воздуха необходимого для сжигания топлива в топке котла, а дымосос - для удаления продуктов сгорания топлива из котла и поддержание разряжения в газовом тракте.

Вентиляторы и дымососы состоят из следующих узлов:

ходовая часть, рабочее колесо, улиткообразный корпус, осевой направляющий аппарат.

Ходовая часть состоит из литого корпуса, вала, вращающегося на двух роликовых подшипниках и втулочно-пальцевой муфты. Полость в корпусе ходовой части заполняется маслами: индустриальным-20ГОСТ 1707-51 или турбинным марка22ГОСТ 32-53. В масляной ванне дымососа и вентилятора помещается змеевик охлаждения масла. Проверка уровня масла производиться по масло указателю.

Рабочее колесо состоит из основного диска, конического диска, литой ступицы и рабочих лопаток.

Сваренная из листового металла улитка установлена на фундаменте.

Сварной восьми лопастной направляющий аппарат устанавливается на входе потока газов в улитку и служит для регулирования производительности машин. Лопатки направляющего аппарата поставлены радиусом и прикреплены к цапфам, вращающимся в отсеке, закрепленном на растяжках.

Управление осевым направляющим аппаратом может осуществляться как автоматически,так и дистанционно, используя соответствующие регуляторы (регулятор разряжения или регулятор соотношения ""газ-воздух"") установленные на щитах котлов.

Дымосос от вентилятора отличается увеличенной толщиной лопаток рабочего колеса, наличием накладки у корня рабочих лопаток и брони по образующей улитке, в связи с тем, что дымосос работает в тяжелых температурных условиях.

10.3.Подготовка к пуску и пуск дымососа и вентилятора .

10.3.1.Проверить наличие ограждения муфты сцепления.

10.3.2.Проверить наличие заземления двигателя.

Введение

Теплогенерирующей установкой называют совокупность устройств и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха.

Тепловая энергия - один из основных видов энергии, используемой человеком для обеспечения необходимых условий его жизнедеятельности.

Комплексы устройств, производящих тепловую энергию и доставляющих ее в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха потребителю, называются системами теплоснабжения.

Источниками энергии, в том числе и тепловой, могут служить вещества, энергетический потенциал которых достаточен для последующего преобразования их энергии в другие ее виды с целью последующего целенаправленного использования.

В качестве топлива в котельных используют мазут, природный газ, уголь. В данной работе выбрана централизованная схема теплоснабжения для отопительной котельной, где используются котлы типа ДЕ 10-14ГМ, работающие на мазуте.

Конструкция котельного агрегата ДЕ-10-14ГМ

Описание конструкции

Газомазутные котлы типа ДЕ, разработанные А.А. Дорожниковым и сотрудниками НПО ЦКТИ, паропроизводительностью 10 т/ч изготавливаются БиКЗ для работы давлением 14 и 24 кгс/см 2 . Они предназначены для выработки насыщенного и слабоперегретого пара, идущего на технологические нужды предприятий. Конструкция котельного агрегата представлена на рис.1:

Рис.1

Паровой котёл ДЕ-10-14 ГМ газомазутный вертикально-водотрубный паровые с естественной циркуляцией типа Е (ДЕ) производительностью 4; 6,5; 10; 16 и 25 т/ч предназначены для выработки насыщенного или слабоперегретого пара, используемого на технологические нужды промышленных предприятий, в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Топочная камера котлов размещается сбоку от конвективного пучка, оборудованного вертикальными трубами, развальцо­ванными в верхнем и нижнем барабанах. Основными составными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок, фронтовой и боковой экраны, образующие топочную камеру ДЕ-10-14ГМ. Барабаны котла ДЕ-10-14 ГМ, рабочим давлением 1,4 или 2,4 МПа, изготавливается из стали 16ГС, 09Г2С, стенка толщиной 13 или 20 мм соответственно. Контроль качества продукции, обеспечивается за счёт провидения ультразвуковой диагностики сварных швов барабана. На котёл ДЕ-10-14 выписывается паспорт, присваивается номер котла. В паспорт вносится вся первичная документация на комплектующие (барабаны, трубная система, камерой экранов, трубная арматура). Прилагается сертификаты и разрешения на применение выданное "Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору ". У котлов паропроизводительностью до 4 т/ч диаметр верхнего и нижнего барабанов 700 мм, у остальных - 1000 мм. Расстояние между барабанами соответственно 1700 мм и 2750 мм (максимально возможное по условиям транспортировки блока по железной дороге). Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днищах каждого из них имеются лазы с затворами (крышка лаза). Изготовляются барабаны для котлов с рабочим давлением 1,4 и 2,4 МПа абс из стали 16ГС или 09Г2С и имеют толщину стенки соответственно 13 и 22 мм. Паровой котёл ДЕ 10-14 ГМ производительностью 1; 4; 6,5 и 10 т/ч выполнены с одноступенчатой схемой испарения. В котлах производительностью 16 и 25 т/ч применено двухступенчатое испарение. Во вторую ступень испарения вынесена задняя часть экранов топки и часть конвективного пучка, расположенная в зоне с более высокой температурой газов. Контуры второй ступени испарения имеют необогреваемую опускную систему. Пароперегреватель котлов производительностью 6,5 и 10 т/ч выполнен змеевиковым из труб. На котлах производительностью 16 и 25 т/ч пароперегреватель - вертикальный, дренируемый из двух рядов труб. Поставляются котлы блоком, включающим верхний и нижний барабаны с внутрибарабанными устройствами, трубную систему экранов и конвективного пучка (в случае необходимости - пароперегреватель), опорную раму, изоляцию и обшивку. В качестве хвостовых поверхностей нагрева котлов применяются стальные или чугунные экономайзеры. Паровой котёл ДЕ-10-14 ГМ оборудованы системами очистки поверхностей нагрева. Неподвижными опорами котлов являются передние опоры нижнего барабана. Средняя и задние опоры нижнего барабана подвижные и имеют овальные отверстия для болтов, которыми крепятся к опорной раме на период транспортировки. Каждый котел Е (ДЕ) снабжен двумя пружинными предохранительными клапа­нами, один из которых является контрольным. На котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливаются на верхнем барабане котла и любой из них может быть выбран как контрольный. На котлах с пароперегревателем контрольным клапаном является клапан выходного коллектора перегревателя.

Номинальная паропроизводительность и параметры пара, соответствующие ГОСТ 3619-82, обеспечиваются при температуре питательной воды 100°С при сжигании топлив: природного газа с удельной теплотой сгорания 29300-36000 кДж/кг (7000-8600 ккал/м3) и мазута марок М40 и М100 по ГОСТ 10588-75. Диапазон регулирования 20-100% от номинальной паропроизводительности. Допускается кратковременная работа с нагрузкой 110%. Поддержание температуры перегрева у котлов с пароперегревателями обеспечивается в диапазоне нагрузок 70-100%.

Котёл ДЕ 10-14 ГМ может работать в диапазоне давлений 0,7-1,4 МПа. Котёл ДЕ-10-24; котёл ДЕ-16-24ГМ; котёл ДЕ-25 - в диапазоне давлений 1,8-2,4 МПа без изменения паропроизводительности.

В котельных, предназначенных для производства насыщенного пара без предъявления жестких требований к его качеству, паропроизводительность котлов типа Е (ДЕ) при пониженном до 0,7 МПа давлении может быть принята такой же, как и при давлении 1,4 МПа.

Для котлов типа Е (ДЕ) пропускная способность предохранительных клапанов соответствует номинальной производительности котла при давлении не ниже 0,8 МПа абс.

Нормы качества питательной воды и пара должны соответствовать требованиям регламентируемым правилами "Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору" России.

Средний срок службы котлов между капитальными ремонтами при числе часов использования установленной мощности 2500 ч/г - 3 года, средний срок службы до списания не менее - 20 лет. Паровой котёл ДЕ 10-14 ГМ, может использоваться в качестве водогрейного (по технической документации завода).

Блок схема котельного агрегата ДЕ-10-14ГМ представлена на рисунке 2:

Рис.2

Технические характеристики

Наименование	Марка котла
Номинальная производительность, т/ч
Давление пара на выходе из котла, МПа (кгс/см 2)
Температура, С:
насыщенного пара
перегретого пара
питательной воды
Тип горелок (число горелок, шт.)
Номинальная тепловая мощность горелки, МВт (Гкал/ч)
Объем топочной камеры, м 3
Площадь поверхности, м 2:
нагрева радиацией
нагрева конвекцией
водяного экономайзера
Марка водяного чугунного экономайзера
Расход топлива:
мазута, кг/ч
на мазуте	422 (363,6 10 3)
Температура газов, С, на выходе из топки:
на мазуте
Температура газов, С, за котлом:
на мазуте
Температура уходящих газов, С:
на мазуте
Расчетный КПД брутто, %:
на мазуте
Газовое сопротивление котла, кПа (кгс/м 2)
Диаметр и толщина стенки труб, мм:
Барабаны:
внутренний диаметр и толщина стенки, мм
длина цилиндрической части, мм
расстояние между центрами, мм
Габариты котла, мм:
Масса котла, поставляемого заводом, т
Изготовитель	Бийский котельный завод

Состав топлива

Топливо - Мазут-100. малосернистый.

Рабочая масса тела на 1 кг:

W p =2,0% - влажность,

A p =0,15 %- зольность,

S л р =0,9% - содержание серы,

C p =84,75% - содержание углерода,

H p =10,58% - содержание водорода,

O p =0,9% - содержание кислорода,

Q н р низшая теплота сгорания 9450 ккал/кг.

1.0. Введение

Тепловая энергия является одним из основных видов энергии, необходимых для обеспечения жизнедеятельности человека. Тепловую энергию в основном используют для получения электрической энергии, для технологических нужд предприятий различного назначения, для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.

Комплексы устройств, производящих тепловую энергию и обеспечивающих ее доставку потребителю в виде водяного пара или горячей воды, называют системами теплоснабжения.

Пар в промышленности, сельском и коммунальном хозяйстве применяют для технологических нужд, вентиляционных установок, в сушилках, для отопления производственных и жилых помещений, а также для нагрева воды, используемой в производстве и для бытовых нужд.

Системы теплоснабжения являются важнейшей составляющей энергетического хозяйства страны. Важнейшим звеном единой системы энерготеплоснабжения служат котельные (теплогенерирующие) установки – совокупность узлов и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара или горячей воды. В качестве первичных источников энергии для теплогенерирующих установок используют органическое и ядерное топливо, солнечную и геотермальную энергию, горючие и тепловые отходы промышленных предприятий. По своему агрегатному состоянию все виды органического топлива разделяют на твердое, жидкое и газообразное. Основной вид газообразного топлива – природный газ, доля потребления которого в общей структуре потребления топлива котельными установками достигает в настоящее время 55% и имеет тенденцию к сохранению этого значения на достаточно длительную перспективу. Поэтому эффективное использование этого важнейшего источника теплоты в теплогенерирующих установках является важной составной частью крупнейшей народнохозяйственной задачи по экономии топливно-энергетических ресурсов.

Природный газ, являясь универсальным и экономичным видом топлива, способствует повышению производительности труда, улучшению производственного комфорта, созданию нового высокоэффективного оборудования и технологических процессов, снижению удельных расходов топлива. Квалифицированное сжигание газа защищает от загрязнения воздушный бассейн промышленных объектов и населенных пунктов.

Снижение удельных расходов газа на единицу конечной продукции достигается применением новых технологических процессов и более экономичного оборудования.

Газифицированные котельные агрегаты, использующие современные конструкции газогорелочных устройств, наиболее рационально сжигающих газ, автоматизация процессов горения способствуют обеспечению энергосбережения.

2.0. Технологическая часть.

2.1. Краткое описание парогенератора ДЕ-10-14 ГМ.

Газомазутные вертикально-водотрубные паровые котлы типа ДЕ-10т/ч предназначены для выработки насыщенного и слабоперегретого пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Топочная камера котлов размещается с боку от конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Ширина топочной камеры по осям боковых экранных труб одинакова для всех котлов – 1790мм.

Основными составными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок, фронтовой, боковой и задний экраны, образующие топочную камеру.

Трубы парового бокового экрана, образующего также пол и потолок топочной камеры, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны. Концы труб заднего экрана приваривают к верхнему и нижнему коллекторам диаметром 159х6мм. Трубы фронтового экрана котлов паропроизводительностью 10 т/ч приварены к коллекторам диаметром 159х6мм.

В водяном пространстве верхнего барабана находится питательная труба и труба для ввода фосфатов, в паровом объеме – сепарационные устройства. В нижнем барабане размещают перфорированные трубы для продувки, устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды.

На котле предусмотрена непрерывная продувка из нижнего барабана и периодическая – из нижнего коллектора заднего экрана, если задний экран имеет коллектор, если нет – периодическая продувка совмещена с непрерывной, осуществляемой из фронтового днища нижнего барабана.

Котел выполнен с одноступенчатой схемой испарения. Опускным звеном циркуляционных контуров являются последние по ходу газов наименее обогреваемые ряды труб конвективного пучка.

Конвективный пучок от топочной камеры отделен газоплотной перегородкой (левым топочным экраном), в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Перегородка выполнена из вплотную поставленных (S=55 мм) и сваренных между собой труб диаметром 51х2,5 мм. При вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда. Места разводки уплотняют металлическими проставками и шамотобетоном.

Конвективный пучок образован коридорно расположенными вертикальными трубами диаметром 51х2,5 мм, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Шаг труб вдоль барабана 90 мм, поперечный 110 мм. Для поддержания необходимого уровня скоростей газов в конвективных пучках котлов устанавливают продольные чугунные или ступенчатые стальные перегородки. Выход дымовых газов из котлов осуществляется через окно, расположенное на задней стенки котла.

Все типоразмеры котлов имеют одинаковую циркуляционную схему. Контуры заднего экрана всех котлов и фронтового экрана котлов соединяют с барабаном через промежуточные коллекторы: нижний – раздающий (горизонтальный) и верхний – собирающий (наклонный). Концы промежуточных коллекторов со стороны, противоположенной барабанам, объединены необогреваемой рециркуляционной трубой диаметром 76х3,5 мм.

В качестве первичных сепарационных устройств 1-й ступени испарения используют установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств 1-й ступени котла используют горизонтальный жалюзийный сепаратор и дырчатый лист.

Пароперегреватель котлов выполнен змеевиковым из труб диаметром 32х3 мм. Плотное экранирование боковых стен, потолка и пола топочной камеры позволяет на котлах применить легкую изоляцию в два-три слоя изоляционных плит общей толщиной 15-20 мм. Обмуровку фронтовой и задней стенок выполняют по типу облегченной обмуровки: кирпич шамотный толщиной 65 мм и изоляционные плиты общей толщиной 100 мм.

Каждый котел ДЕ снабжен двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольный. На котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливают на верхнем барабане котла, и любой из них может быть выбран как контрольным. На котлах с пароперегревателем контрольным клапаном является клапан выходного коллектора перегревателя.

С понижением давления в котлах до 0,7 МПа изменений в комплектации котлов экономайзерами не требуется, так как подогрев воды в питательных экономайзерах до температуры насыщения пара в котле составляет более 20 0 С, что удовлетворяет требованиям правил Госгортехнадзора России.

Средний срок службы котлов между капитальными ремонтами при числе часов использования установленной мощности 2500 – 3 года, средний срок службы до списания – 20 лет.

2.2. Характеристика топлива.

Газ – высококачественное топливо, обладающее целым рядом преимуществ перед твердым топливом (отсутствие золы, высокая теплота сгорания, удобство транспортирования и сжигания, возможность автоматизации рабочих процессов). Температура факела при сжигании газа выше, чем при сжигании твердого топлива, а это приводит к повышению теплоотдачи в топке, позволяет уменьшить коэффициент избытка воздуха и снизить температуру уходящих газов и продуктов сгорания на выходе из топки и повысить КПД котла.

КПД котла на газообразном топливе при рабочих равных условиях выше КПД котла на твердом топливе на величину потерь теплоты от механической неполноты сгорания, т.е. без каких-либо затрат он может быть повышен на 3 – 10 %.

Газообразное топливо делится на природное и искусственное и представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащую некоторое количество водяных паров, а иногда пыли и смолы. Под составом топлива понимают состав его сухой газообразной части.

Наиболее распространенное газообразное топливо – это природный газ, обладающий высокой теплотой сгорания. Основной природных газов является метан, содержание которого в газе 76,7 – 98% . Другие газообразные соединения углеводородов входят в состав газа от 0,1 до 4,5 %.

В состав горючих газов входят: водород Н 2 , метан СН 4 , другие углеводородные соединения С m Н n , сероводород H 2 S и негорючие газы, двуокись углерода СО 2 , кислород О 2 , азот N 2 и незначительное количество водяных паров Н 2 О. Индексы m и n при С и Н характеризуют соединения различных углеводородов.

Состав газообразного топлива (в процентах по объему):

СО+ Н 2 + С m Н n + H 2 S+ СО 2 + О 2 + N 2 =100%.

Негорючую часть – балласт – составляет азот и двуокись углерода СО 2 .

Состав влажного газообразного топлива (в процентах по объему):

СО+ Н 2 + С m Н n + H 2 S+ СО 2 + О 2 + N 2 + Н 2 О =100%.

Теплота сгорания 1м 3 сухого природного газа при нормальных условиях для большинства отечественных месторождений составляет 33,29 35,87 МДж/м 3 (7946 – 8560 ккал/м 3).

Характеристика газообразного топлива газопровода Гоголево – Полтава:

С 4 Н 10 = 0,1

Q н р =31 000.

ρ i c =0,789 кг/м 3 .

2.3. Выбор топочного устройства.

Камерные топки представляют собой устройства, в которых топливо горит в объеме топочной камеры в виде факела. В зависимости от вида топлива они бывают: пылеугольные и топки для сжигания жидкого и газообразного топлива.

В топках промышленных парогенераторов и водогрейных котлов главным образом используется природный газ. Подготовка газа к его сжиганию производится в газогорелочном устройстве. Газогорелочные устройства в зависимости от способа перемещения в них газа с воздухом принято разделять на горелки полного предварительного смешивания, диффузионные и частичного предварительного смешивания. В горелках полного предварительного смешивания газ и воздух перед поступлением в топку предварительно полностью перемешивается в необходимых для горения количествах и после этого готовая газовоздушная смесь поступает в топку. В диффузионных горелках газ и воздух в необходимых для горения количествах раздельно подаются в топку и процесс перемешивания их протекает одновременно с процессом горения. В горелках частичного предварительного смешивания только часть воздуха, необходимого для горения, перемешивается с газом, а остальной подается непосредственно в топочную камеру как встречный.

Способ перемешивания газа с воздухом для горения, оказывает существенное влияние на устойчивость фронта пламени и характер факела, выдаваемого горелкой. Под устойчивостью фронта пламени понимают процесс, при котором обеспечивается непрерывное и самопроизвольное воспламенение новых порций газовоздушной смеси, выходящей из горелок. Характер факела, выдаваемого горелками полного предварительного смешивания, заметно отличается от факела диффузионных горелок. При горении газовоздушной смеси протекает сравнительно кроткопламенный процесс с образованием лучепрозрачных продуктов сгорания.

К газовым горелкам предъявляется ряд требований: простота и дешевизна конструкций, широкий диапазон устойчивой и экономичной работы, возможность сжигания газа с низким коэффициентом избытка воздуха α, без потерь тепла от химического пережога q 3 , приемлемая длина факела, отсутствие шума, удобство обслуживания, простота автоматики.

Надежная и экономичная работа парогенераторов зависит от правильного выбора и компоновки горелочных устройств. Работа горелочных устройств рассматривается в зависимости от конструкции топочной камеры мощности котлоагрегата.

На парогенераторе ДЕ – 10 – 14 ГМ устанавливаем горелки с предварительной газификацией топлива. ГМП – газомазутная предварительного смешивания. Применяется при резервном жидком топливе, является комбинированной газомазутной горелкой. Газовая часть состоит из газовыпускных отверстий, расположенных на торцевой части газового ствола. ГМП бывают: вихревые, с паромеханическими форсунками – состоит из паромеханической форсунки и двухзонного направляющего аппарата и газовой камеры с выпускными отверстиями. Регулирование мощности производится изменением давления перед форсункой. Конструкции горелок отличаются друг от друга типом воздухонаправляющего устройства. Цифра в шифре горелки указывает ее полезную теплопроизводительность.

2.4. Обоснование выбранной температуры уходящих газов.

Выбор температуры уходящих газов производится на основании технико-экономического расчета по условию оптимального использования топлива и расхода металла на хвостовые поверхности нагрева. Во избежание низкой температурной коррозии при температурах металла ниже температуры точки росы, приходится выбирать повышенные температуры уходящих газов. По сравнению с экономичной выгодой или принимать специальные меры по защите воздухоподогревателя температура металлической стенки следует принимать на 10 0 выше температуры точки росы.

Для парогенераторов низкого давления с хвостовыми поверхностями нагрева температуру уходящих газов следует принимать в зависимости от топлива используемого в котлоагрегате. При сжигании природного рекомендуемая температура уходящих газов от 120 0 до 130 0 С. Выбираем температуру уходящих газов 120 0 .

2.5.Выбор хвостовых поверхностей нагрева.

Водяной экономайзер служит для нагрева питательной воды за счет тепла уходящих газов. Он состоит из труб небольшого диаметра и по его этому поверхность их нагрева является недорогой и компактной. Водяной экономайзер устанавливается двух видов: чугунный и стальной. К установки принимаем чугунный экономайзер, т.к. они применяются в котлах средней и большой мощности на Р изб = 1,4 МПа. Чугунные экономайзеры собираются на месте монтажа из ребристых труб и деталей. Трубы изготавливаются двух размеров: 2м и 3м. в горизонтальном ряду устанавливаются от 2 до 9 труб. Блоки устанавливаются одноколенные и двухколенные. Несколько горизонтальных рядов труб (до 8) образуют группы, которые компонуют одну колонну или две раздельные металлической перегородкой. Температура нагрева воды на выходе из экономайзера должна быть ниже температуры насыщения при данном давлении, не менее чем на 20 0 С, во избежание парообразования в экономайзере и гидравлического удара между пролетами предусматривают разрыв высотой 550-600 мм, для помещения оборудованных устройств, осмотра и ремонта экономайзера. Для нагрева питательной и питьевой воды.

Выбор температуры уходящих газов. В практических условиях не всегда удается выбрать нам выгодную температуру уходящих газов на основе сопоставления различных вариантов. Тогда остается один путь задаться этой температурой.

Для котельных агрегатов с Д меньше либо равно 12 т/ч, оборудование хвостовой поверхности нагрева, температуру уходящих газов при сжигании природного газа t ух.г. = 170 0 С.

3. Расчетная часть.

3.1. Конструктивные характеристики котлоагрегата:

При сжигании газа

	Параметры
	Давление, МПа (кгс/м 2)
	Температура пара: Насыщенный Перегретый
	Площадь поверхностей нагрева (м 2) Радиационной Конвективной
	Объем топочной камеры (м 3)
	Полная поверхность стен топки (м 2)
	Лучевоспринимающая поверхность нагрева (м 3)
	Удельная нагрузка лучевоспринимающей поверхности нагрева при сжигании газа (м 2)
	Габаритные размеры котлоагрегата с лестницами и площадками (мм):
	КПД (%) при сжигании газа
	Тип топочного устройства: газомазутная (ГМ) горелка
	Комплектация ГМ котлов: 1. Водяной экономайзер ЭП 2. Дымосос ДМ (об/мин) 3. Вентилятор ВДН (об/мин)

3.2. Расчет объемов продуктов сгорания.

1. Характеристика энергетического топлива:

а) вид топлива: газ газопровода Гоголево-Полтава;

б) состав топлива: С Н 4 = 85,8

С 4 Н 10 = 0,1

С 5 Н 12 и более тяжелые равны 0.

Низкая теплота сгорания сухого газа:

Q н р =31 000.

Плотность при 0 0 С и 760 мм рт.ст.:

ρ i c =0,789 кг/м 3 .

Паропроизводительность 10,0 т/ч.

Насыщенный пар.

Температура питательной воды 100 0 С.

2. Коэффициент избытка воздуха принимается в зависимости от вида и способа сжигания топлива.

При сжигании газового топлива принимаем α=1,1.

3. Определяем теоретический объем воздуха, необходимого для полного сгорания газового топлива.

V 0 = 0,0476;

V 0 = 0,0476[(1 +) * 85,8 + (2 +) * 0,2 + (3 +) * 0,1 + (4 +) * 0,1]= 0, 0476 =8,26 (м 3 /м 3);

4. Определяем объем трехатомных газов (м 3 /м 3).

V RO = 0,01 (СО 2 + СО + Н 2 S +∑m * С m Н n);

V RO = 0,01(0,1 + [ 1 * 85,8 + 2 * 0,2 + 3 * 0,1 + 4 * 0,1]) = (86,9 + 0,1) * 0,01 = 0,87 (м 3 /м 3);

5. Определяем теоретический объем азота в продуктах сгорания.

V N = 0.79 V 0 + ;

V N = 0.79 * 8,26 + = 6,66 (м 3);

6. Определяем теоретический объем водяных паров м 3 /м 3 .

V 0 HO = 0,01(H 2 S + H 2 + ∑ + 0,124 d г. тл) + 0,0161*V 0 ;

V 0 HO = 0,01 (* 85,8 + * 0,2 + * 0,1 + * 0,1) + 0,0161* 8,26 = =1,864 (м 3 /м 3)

7. Определяем средний коэффициент избытка воздуха в газоходах с учетом присосов воздуха по газоходам в следующем порядке:

а ) доля присосов воздуха в газоходах

Δ топки - Δ т = 0,05

Δ I конвективного пучка - Δ I к.п. = 0,05

Δ II конвективного пучка - Δ II к.п = 0,1

Δ экономайзера - Δ эк. = 0,1

б) коэффициент избытка воздуха за газоходами:

Для топки: =1,1 + 0,05

Для I конвективного пучка: = 1,15 + 0,05 = 1,2

Для II конвективного пучка: = 1,2 + 0,1 = 1,3

Для экономайзера: = 1,3 + 0,1 = 1,4.

в ) средний коэффициент избытка воздуха в газоходах:

Для топки = 1,125;

Для Iк.п. = 1,175;

Для IIк.п. = 1,25;

Для экономайзера, = 1,35.

8.Определяем избыточное количество воздуха для каждого газохода, м 3 /м 3.

V в изб = V о (-1);

Для топки: V в изб..т =8,26 * 0,125 = 1,033 (м 3 /м 3);

Для I к.п. V в изб I кп =8,26 * 0,175 = 1,446 (м 3 /м 3);

Для II к.п. V в изб II кп =8,26 * 0,25 = 2,064 (м 3 /м 3);

Для экономайзера V в изб.экон. = 8,26 * 0,35 = 2,89 (м 3 /м 3).

9. Определяем действительный объем азота в продуктах сгорания по газоходам, м 3 /м 3 .

V N =V 0 N +(*V 0

Для топки V N т = 6,66 + (1,125 - 1)*8,26 = 7,69 (м 3 /м 3);

Для I к.п. V I кп N =6,66 + (1,175 - 1)*8,26 = 8,11 (м 3 /м 3);

Для II к.п V II кп N =6,66 + (1,25 - 1)*8,26 = 8,73 (м 3 /м 3);

Для экономайзера V экон. N =6,66 + (1,35 - 1)*8,26 = 9,55 (м 3 /м 3).

10. Определяем действительный объем водяных паров в продуктах сгорания по газоходам, м 3 /м 3 .

V HO = V HO 0 + 0,0161 (V 0 ;

Для топки V Н О т =1,864 + 0,0161*(1,125 - 1)*8,26 = 1,881 (м 3 /м 3)

Для I к.п V I кп Н О =1,864 + 0,0161*(1,175 - 1)*8,26 = 1,887 (м 3 /м 3)

Для II к.п V II кп Н О =1,864 + 0,0161*(1,25 - 1)*8,26 = 1,897 (м 3 /м 3)

Для экономайзера V экон Н О =1,864+0,0161*(1,35 - 1)*8,26= 1,911 (м 3 /м 3).

11.Определяем действительные суммарные объемы продуктов сгорания по газоходам, м 3 /м 3 .

V г = V RO + V N +V HO ;

Для топки V г т =0,87 + 7,69 + 1,881 = 10,441 (м 3 /м 3)

Для I к.п V I кп г = 0,87 + 8,11 + 1,887 = 10,867 (м 3 /м 3)

Для II к.п V II кп г = 0,87 + 8,73 + 1,897 = 11,497 (м 3 /м 3)

Для экономайзера V экон г = 0,87 + 9,55 + 1,911 = 12,331 (м 3 /м 3)

12. Определяем объемные доли трехатомных газов и водяных паров, а также суммарную объемную долю для каждого газохода:

r RO = ; r НО = ; r n = r RO + r HO .

Для топки r RO = = =0,083 ;

r НО = = = 0,18 ;

r n = r RO + r HO .= 0,083 + 0,18 = 0,263

Для I к.п r RO = = =0,08 ;

r НО = = = 0,17 ;

r n = r RO + r HO .= 0,08 + 0,17 = 0,25

Для II к.п r RO = = =0,076 ;

r НО = = = 0,165 ;

r n = r RO + r HO .= 0,076 + 0,165 = 0,241

Для экономайзера r RO = = =0,071 ;

r НО = = = 0,155 ;

r n = r RO + r HO .= 0,071 + 0,155 = 0,226

13. Результаты расчетов сводим в таблицу.

Объемы продуктов сгорания. Табл.1

Величина и расчетная формула	Размерность	Теоретические объемы
		V 0 = …; V RO =…; V 0 N =…; V HO 0 =…
					экономай
Коэф-т избытка воздуха за газоходом
Величина присосов в газоходах
Средний к-т избытка воздуха в газоходах
Полный объем продуктов сгорания в газоходах
Объемная доля трехатомных газов в газоходах r RO
Объемная доля водяных паров по газоходам r HO
Суммарная объемная доля r n = r RO + r HO

3.2. Расчет энтальпии воздуха и продуктов сгорания.

1). Вычисляем энтальпию теоретического объема воздуха для диапазона температур от 100 до 2000 о С; кДж/м 3.

I 0 в = V о (с) в

где с - энтальпия 1 м 3 воздуха, (кДж/м 3) принимается для каждой выбранной температуры.

2. Вычисляем энтальпию теоретического объема продуктов сгорания в диапазоне температур от 100 0 С до 2000 0 С по формуле:

I 0 г = V RO I RO + V N I N +V HO I HO .

где: V RO , V N , V HO – объемы трехатомных газов, теоретический объем азота и водяного пара;

I RO , I N ,I HO – энтальпии трехатомных газов, теоретического объема азота, теоретического объема водяных паров принимаем для каждой выбранной температуры. Табл.3

3. Вычисляем энтальпию избыточного воздуха для диапазона температур и для каждого газохода.

I в изб = (- 1)* I 0 в.

Результаты расчета энтальпий продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 4. Табл.4

Поверхность нагрева

температура после поверхности нагрева

Топочная

камера

α =1,125-1=

1 газоход

2 газоход

α =1,25-1=

экономайзер

α =1,35-1=

3.3. Расчет теплового баланса котлоагрегата .

При тепловом расчете парового котла тепловой баланс составляется для определения КПД брутто и расчетного расхода топлива.

1. Определяем располагаемую теплоту, кДж/м 3 .

Q р р = Q р н +Q в.вн., где

Q р н – низшая теплота сгорания сухой массы газа из характеристики топлива.

Q в.вн. – теплота, внесенная в котлоагрегат с воздухом при подогреве его вне к/а, (при расчете газового топлива не учитывается).

Q р р = Q р н = 31000, (кДж/м 3).

2. Определяем потерю теплоты с уходящими газами:

где - энтальпия уходящих газов при t ух - температуре уходящих газов.

Коэффициент избытка воздуха на выходе из котлоагрегата.

Энтальпия холодного воздуха при t хв = 30 0 С.

39,8*V 0 =39,8 * 8,26 = 328,75.

t ух = 120 0 С;

q 2 = = =5,02.

3. Определяем потерю теплоты от химического недожога.

4. Определяем потерю теплоты от механического недожога q 4 = . При сжигании газового топлива q 4 = 0.

5. Определяем потерю тепла от наружного охлаждения (%)

6. Определяем полезную мощность парового котла.

Q пг = D (ί пн - ί пв) + * (ί кв - ί пв),

где D – расход пара, кг/с

ί пп =- энтальпия перегретого пара или ί нп – энтальпия насыщенного пара

ί пв =- энтальпия питательной воды

ί кв = энтальпия котловой воды

Р – процент продувки, %

ί пв = t пв *с пв = t пв * 4,19=100*4,19=419; (кДж/кг)

ί пп = 2927,4

ί нп = 2802,1

Р = 3% * D = 0,083

Q пг = D (ί пн - ί пв) + * (ί кв - ί пв)= 2,78(2802,1 – 419) + 0,083(807,6–419)=

6625,02 + 32,25 = 6657,27

7.Определяем КПД брутто парового котла из уравнения обратного теплового баланса (%).

η бр = 100 - (q 2 +q 3 +q 4 + q 5) = 100 – (5,02 + 0,5 + 1,7) = 92,78.

8. Определяем расход топлива, м 3/ с.

В пг = .100 = = 0,23

9. Определяем расчетный расход топлива, м 3/ с.

В р = В пг. =0,23

10. Определяем коэффициент сохранения теплоты.

1 - = =0,98.

3.4. Расчет топочной камеры .

1. При поверочном расчете топки необходимы следующие данные:

V т – объем топочной камеры, V т = 17,2

F ст – полная площадь поверхности стен топки, F ст = 41,46

H л – площадь лучевоспринимающей поверхности, Н л = 38,95.

Степень экранирования топки:

2.Определяем полезное тепловыделение в топке:

Q в / - теплота воздуха, определяется по формуле:

Q в / = = 1,1 *328,75= 361,63

Q т = Q р р= 29805,43.

3. Определяем коэффициент тепловой эффективности экранов: =хξ.

х = 0,8; ξ=0,65;

Хξ=0,8 * 0,65 = 0,52.

4. Определяем эффективную толщину излучающего слоя (м):

S = 3,6 = 3,6 * 1,5.

5. Определяем коэффициент ослабления лучей:

k = k г r n + k c .

где k г – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами определяем по формуле:

r n – суммарная объемная доля трехатомных газов и водяных паров в топке,

r н о – доля водяных паров в объеме продуктов сгорания в топке.

r НО =0,18; r n = 0,263

Р n = r n * Р, где Р = 0,1

Р n = r n * Р= 0,263 * 0,1 = 0,0263

k г = = = 8,96.

k c – коэффициент ослабления лучей статистыми частицами

k c = 0,3 (2-) * ;

Величина

k c = 0,3 (2-) * = = =1,075;

k = k г r n + k c = 8,96 * 0,263 + 1,075 = 3,43

6. Определяем степень черноты факела.

а ф = m a св + (1- m) а г, где

m – коэффициент, характеризующий долю топочного объема,

a св = 1-е -(k г r + k с) Р S =1-е -3,43*0,1*1,5 =0,4

a г =1-е - k г r Р S =1-е -8,96*0,263*0,1*1,5 =0,298

а ф = m* a св + (1-m)* a г =0,5 * 0,4 + (1-0,5) * 0,298=0,349;

7. Определяем коэффициент М, зависящий от положения максимума температуры пламени по высоте топки.

М = 0,54-0,2 Хm, где Хm = = =0,177

М = 0,54-0,2 Хm=0,54 - 0,2 * 0,177 = 0,5

8.Определяем среднюю суммарную теплоемкость продуктов сгорания на 1м 3 газа при нормальных условиях.

15950 при 1000 0 С

Т а = 1700 + 273 = 1973 0 К

VC ср = = 19,79

9. Определяем степень черноты топки.

а т = 0,51

10. Определяем действительную температуру на выходе из топки по формуле:

3.5. Расчет первого конвективного пучка .

1. Определяем площадь поверхности нагрева конвективного пучка

n=328, где n – количество труб.

n I к.п. =225 n II к.п. =103

Iк.п. = 0,69 IIк.п. = 0,31

Н II к.п. =116*0,31= 36 м 2

Н I к.п. =116-36=80 м 2

2. Определяем относительный продольный и поперечный шаги.

σ 1 = 1,96 σ 2 = 2,16

3. Определяем площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания при поперечном омывании гладких труб.

F m .сеч = =0,41 (м 2)

4. Предварительно принимаем два значения температуры продуктов сгорания после газохода. В дальнейшем весь расчет ведем для двух предварительно принятых температур.

Θ // 1кп =800

Θ // 1кп =700

5. Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания; кДж/м 3 .

I / I к.п. = =16826

Q б = φ (I / - I // + I 0 пр).

Θ // 1 кп =800 ; Q б =0,98(16826 – 12924 + 0,05*328,75)=3840,07

Θ // 1 кп =700; Q б =0,98(16826 – 11163 + 0,05*328,75)=5565,85

6. Вычисляем расчетную температуру потока продуктов сгорания.

для Θ // 1 =800 = =908,5

для Θ // 1 =700 = =858,5

7. Определяем температурный напор.

Δt = Θ-t к; t к = 194,7 0 С – температура конденсата.

для Θ // 1 =800; Δt = Θ-t к =908,5 - 194,7 =713,8;

для Θ // 1 =700; Δt = Θ-t к =858,5 – 194,7 = 663,8.

8. Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева.

для Θ // 1 =800 ω г = =6,6;

для Θ // 1 =700 ω г = =6,3 .

9. Определяем коэффициент теплопередачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков труб.

с s =1; с я =0,94; r н о I к.п. =0,17

для Θ // 1 =800 =45 =1,01 =45*0,94*1*1,01=42,72;

для Θ // 2 =700 =42 =1,03 =42*0,94*1*1,03=40,66

ххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххх

10. Вычисляем степень черноты газового потока по номограмме. При этом необходимо вычислить суммарную оптическую величину по формуле:

k*p*s = (k г r n + k зл μ)ps.

Для газов k зл = 0, формула примет вид: k*p*s = k г r n ps.

r n – суммарная объемная доля трехатомных газов (из табл.1)

s – толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков определяется по формуле: s = 0,9*d* ; м

k г – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, определяем по формуле для двух температур

для Θ // 1 ; k г =

для Θ // 2 ; k г =

Р – давление в топочной камере к/а, принимаем Р = 0,1мПа

Рассчитываем k*p*s = k г r n ps для двух температур

для Θ // 1 ; k*p*s =

для Θ // 2 ; k*p*s =

а – степень черноты газового потока по номограмме (приложение8)

для Θ // 1 ; а =

для Θ // 2 ; а =

11. Определяем коэффициент теплоотдачи, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева при сжигании газа:

= *а *с г,

где а - степень черноты,

Коэффициент теплоотдачи по номограмме (приложение 9).

с г – коэффициент определяется по приложению 9 в зависимости от температуры стенки.

T ст принимаем 200 0С, для двух температур: Θ // 1 ; Θ // 2 ;

Рассчитываем:

= *а * с г.

для Θ // 1 ; =

для Θ // 2 ; =

12. Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева:

где - коэффициент использования, для поперечно омываемых пучков

1; для сложно омываемых =0,95.

для Θ // 1 ; =

для Θ // 2 ; =

13. Определяем количество тепла, воспринятое твердой поверхностью нагрева на 1м 3 сжигаемого газового топлива для двух температур:

Для этого определяем температурный напор как среднелогармфмическую разность температур.

где - большая разность температур продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости при противотоке

Меньшая разность температуры продуктов сгорания и нагреваемой жидкости.

Вычисляем коэффициент теплопередачи

к = , где - коэффициент тепловой эффективности определяем по приложению 10 в зависимости от вида топлива.

для Θ // 1 ;

для Θ // 2 ;

Определяем Q т =

для Θ // 1 ; Q т =

для Θ // 2 ; Q т =

14. Производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева.

Для этого строится зависимость Q =f (Θ //); точка пересечения прямых дает температуру Θ р // .

Расчет водяного экономайзера.

1. По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты, которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов.

При t ух = 120-130 0 С (для газового топлива).

Q б = φ*(I / эк - I эк // + I 0 хв).

2. Определяем энтальпию воды после экономайзера

где В р – расход топлива;

D – паропроизводительность к/а, кг/с

ί эк / = ί n вэк

3. В зависимости от направления движения воды и продуктов сгорания в экономайзере определяем температурный напор, 0 С.

Большая разность температур продуктов сгорания и нагреваемой среды, 0 С.

= Θ / эк – t // эк =

= Θ // эк - t / эк =

4. Определяем скорость продуктов сгорания в экономайзере, м/с.

ω г = В р *V г *(Θ ср +273),

В р – расход топлива

V г –объем газов в экономайзере (из табл.1)

5. Определяем коэффициент теплоотдачи.

к = к н *с =

6. Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера, м 2.

7. По полученной площади устанавливаем его конструктивные характеристики.

Общее число труб n = =

Число рядов труб m = ,

где Z – число труб в ряду.

Список литературы:

1. Борщов Д.Я. Устройство и эксплуатация отопительных котельных малой мощности: Учеб. пособие для проф.тех. училищ. – 2-е изд., испр. и доп. – М.: Стройиздат, 1989

2. Брюханов О.Н., Кузнецов В.А. Газифицированные котельные агрегаты: Учебник. – М.: ИНФРА – М, 2005

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГБОУ ВПО «Брянский государственный технический университет»

Факультет Энергетики и Электроники

Кафедра «Промышленная теплоэнергетика»

Курсовая работа

по дисциплине

«Нагнетатели и тепловые двигатели»

«Тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата, выбор дымососа и дутьевого вентилятора для котла ДЕ-10-14ГМ »

Студентка группы 09-ПТЭ

Труфанова И.Ю.

__________________

Преподаватель

Анисин А.К.

__________________

Брянск 2012

Техническое задание

Произвести тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата

· Паропроизводительность на рабочем режиме 10 т/ч

· Рабочее избыточное давление пара 1,4 МПа

· Состояние пара насыщенный

· Температура питательной воды 100˚С

· Внутренний диаметр барабанов 1000 мм

· Расположение труб конвективного пучка коридорное

· Диаметр и толщина стенки экранных и

конвективных труб, мм 51х2,5

Содержание

Введение.......................................................................................................... 4

Техническое описание котла ДЕ-10-14ГМ...........................................................5

Сведения о топке и горелке котла ДЕ-10-14ГМ..................................................8

1. Тепловой расчет парового котельного агрегата.............................................9

1.1. Топливо, состав и количество продуктов горения, их теплосодержание. 9

1.2. Тепловой расчет топки.............................................................. ....17

1.3. Расчет газоходов.......................................................................... 18

1.3.1. Расчет первого газохода..............................................................19

1.3.2. Расчет второго газохода..............................................................21

1.3.3. Расчет третьего газохода.............................................................24

1.3.4.Расчет четвертого газохода. .......................................................27

1.4. Расчет водяного экономайзера..................................................... 29

2. Аэродинамический расчет котельного агрегата..................................... 31

2.1. Расчет общего сопротивления котла............................................ 31

2.2. Газовый тракт................................................................................ 35

2.3. Расчет сопротивления газового тракта........................................ 37

2.4. Расчет дымовой трубы и выбор дымососа.................................. 38

2.5. Дымосос..................................................................................... ....39

2.6. Подбор дымососа.................................................................................40

2.7. Воздушный тракт................................................................................42

2.8. Расчет сопротивления воздушного тракта.........................................43

2.9.Выбор дутьевого вентилятора.............................................................43

2.10. Подбор вентилятора..............................................................................44

Трубопроводы, арматура котла............................................................................44

Водяные экономайзеры.........................................................................................47

Деаэрация……………………………………………………………………….48

Продувка.................................................................................................................49

Заключение.............................................................................................................51

Список используемой литературы.......................................................................52

Введение

В данной курсовой работе проводится тепловой расчет котла ДЕ-10-14ГМ. Котел двухбарабанный вертикально-водотрубный, предназначен для выработки насыщенного и перегретого пара используемого для технических нужд промышленных предприятий, на теплоснабжение систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Основным оборудованием установки является топочная камера, экранные и конвективные поверхности нагрева, водяной экономайзер. Топочная камера предназначена для организации процесса горения топлива. Основными частями котла являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок, фронтовой задний и боковой экран, образующие топочную камеру, которая располагается сбоку от конвективного пучка.

В водном пространстве верхнего барабана находится питательная труба и направляющие щиты, в паровом объеме - сепараторное устройство. В нижнем барабане расположено устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубкидля спуска воды.

Поверхности нагрева в зависимости от передачи им тепла различают на экранные (лучевоспринимающие) и конвективные. Первые располагаются в топочной камере по периметру и образуют канал, в котором установлен конвективный пучок. Продукты сгорания, образуясь в камере сгорания (топке) пройдя через конвективный пучок, попадают в экономайзер расположенный позади котла. Водяной экономайзер предназначен для утилизации тепла, которое не было воспринято котлом и последующего возвращения его в котел с помощью питательной воды.

В качестве топлива используется природный газ.

Таблица 2.

Определение расхода топлива

Расчетный часовой расход топлива:

1.2. Тепловой расчет топки

1.Площадь ограждающих поверхностей топкиH ст =47,698м 2

2.Общая лучевоспринимающая поверхность нагрева топки H л =39,02м 2 .

3.Расчет теплообмена в топке:

Полезное тепловыделение в топке:

Ккал/нм 3

34654 кДж/кг.

На I диаграмме по прямой, построенной при значении коэффициента избытка воздуха α т =1,15 при найденном теплосодержании I тг =8286,55 ккал/м 3 находим температуру горения: тг =1780 оС.

Для определения температуры на выходе из топки составляем таблицу №3.

Таблица 3.

Расчет температуры газов на выходе из топки

Наименование величин	Расчетные данные	Результаты
Объем топочного пространства V т, м 2	По	17,14
Общая площадь ограждающих поверхностей Н ст, м 2	П.п. 1.2.1	47,698
Эффективная толщина излучающего слоя S, м	S=3,6	1,29
Лучевоспринимающая поверхность нагрева Н л, м 2	принято	39,02
Степень экранирования топки ψ	Ψ=Н л /Н ст =39,02/47,698	0,83
Положение максимума температур X	Рис. 1 X=h 1 /h 2 =600/1375	0,44
Значение коэффициента m	Табл.
Суммарная поглощательная способность трехатомных газов , м*ата	r n S=	0,337
Температура газов на выходе из топки	Принимаем с последующим уточнением
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами к г	Рис. IV.1.	0,7
Коэффициент ослабления лучей топочной средой к	К= К г r п =0,7·0,337	0,235
Сила поглощения запыленным потоком газов,	Кр=К г r п ·s=0,235·1,29	0,304
Степень черноты несветящейся части пламени, а нс	а нс =1-e -kps =1-e -0, 304	0,26
Степень черноты факела, а ф	а ф =а нс (1-m)=0,26(1-0)	0,26
Условный коэффициент загрязнения лучевоспринимающей поверхности нагрева	=0,8	0,8
Произведение	ψ	0,664
Тепловыделение в топке 1м 2 ограждающих её поверхностей, ккал/м 2		(540121кДж/м 2 ч)
Постоянные величины расчетного коэффициента М	А=0,52 Б=0,3
Расчетный коэффициент М	М=А-БX=0,52-0,3	0,388
Температура дымовых газов на выходе из топки , о С	Номограмма рис.IV.4.	(1114 по
Энтальпия дымовых газов на выходе из топки , ккал/нм 3	Рис. 1.	4800,4 (20075,3кДж/кг)
Тепло переданное излучением в топке Q л, ккал/нм 3		3425,1 (14324 кДж/кг)
Тепловое напряжение топочного объема Q/V Т, ккал/м 3		(1526176 кДж/кг)

Температура газов на выходе из топки оказалась почти равной предварительно принятой; не превышает допустимых норм и тепловое напряжение объема топочного пространства, следовательно, расчет теплообмена в топке произведен верно.

Расчет газоходов

Определим основные конструктивные характеристики газохода и поместим их в таблицу 4.

Таблица 4

Основные конструктивные характеристики газоходов

Наименование величин	Усл. обозн.	Ед. изм.	Формула или источник	I ый газоход	II ой газоход
1 ая часть	2 ая часть	1 ая часть	2 ая часть
Высота газохода минимальная максимальная эффективная	а min a max a э	мм мм мм	По чертежу
Ширина газохода	B	мм	По чертежу
Число труб поперек газохода	Z 1	-	По чертежу
Диаметр труб	D	мм	По чертежу
Площадь сечения газохода	F I	м 2	По чертежу	1,1	0,986	0,703	0,544
Эффективная толщина излучающего слоя	S	м 2	По чертежу	0,165	0,165	0,165	0,165
Шаги труб продольный поперечный	S 1 S 2	мм мм	По чертежу
Поверхность нагрева газохода	H г	м 2	По чертежу	35,75	28,38	17,03	11,92

1.3.1. Расчет первого газохода

Задаемся двумя значениями температуры дымовых газов на выходе из первой части первого газохода = 750 С 0 и = 600 С 0 и проводим для этих значений температур два параллельных расчета. Все необходимые расчетные данные располагаем в таблице 5. Расчёт первой части производим при .

Приращением значения коэффициента избытка воздуха пренебрегаем, т.е. .

Таблица 5.

Тепловой расчет первого газохода

					Результаты при t T
750 C о	600 С о
1. Температура дымовых газов перед первым газоходом		C	Из расчета	t T
2. Теплосодержание дымовых газов перед первым газоходом			Табл.5	Н Т	4800,4 (20099,3 кДж/м 3)	4800,4 (20099,3 кДж/м 3)
3. Температура дымовых газов за первым газоходом			Задаем	-
4. Теплосодержание дымовых газов за первым газоходом			Табл. 5	-	(14078 кДж/м 3)	(10977 кДж/м 3)
5. Тепловосприятие первого газохода по уравнению теплового баланса	Q Б		jBр(I ’ 1 -I 1 ’’ +DI В)	0,9825·742·(4800,4-3360+0) 0,9825·742·(4800,4-2494,6+0)	1,05·10 6 (4,39·10 6 кДж/ч)	1,59·10 6 (6,66·10 6 кДж/ч)
	Dt ср				723,4	620,2
7. Средняя температура дымовых газов.	t ср
8. Средняя скорость дымовых газов.	w ch	м/c			9,83	9,21
9. Значение коэффициента теплоотдачи конвекцией.	a к			0,98·1,03·53,8 0,98·1,03·52,5	54,3	52,9
10. Суммарная поглощательная способность трехатомных газов.	p n S	м.ат.	r n S	0,26·0,165	0,043	0,043
11. Значение коэф. ослабления лучей трехатомными газами.	k г	-		-	2,94	3,04
12. Значение коэф. ослабления лучей трехатомными газами.	kp n S	м.ат.	k г r n S	2,94·0,043 3,04·0,043	0,126	0,130
13. Степень черноты газового потока.	a	-		-	0,04	0,05
14. Значение коэф. загрязнения по поверхности нагрева.	e		Таблица.	-	0,005	0,005
15. Температура наружной поверхности загрязненной стенки.	t ст			(194,1+0,005· Q Б)/24	340,9	416,4
16. Значение коэффициента теплоотдачи излучением незапыленного потока.	a л		.	125 · 0,04 · 0,96 87 · 0,05 · 0,94	4,032	4,089
17.Значение коэф. омывания газохода дымовыми газами.	w	-	[ 1, cтр.143]		0,9	0,9
18. Значение коэф. теплоотдачи в первом газоходе	к т				41,8	40,07
19.Тепловосприятие первого газохода по ур-ю Т-пр	Q т			41,8·35,75·723,4 41,07·35,75·620,2	1,11·10 6 (4,65·10 6 кДж/ч)	0,7 ·10 6 (2,73 ·10 6 кДж/ч)

По значениям Q Б и Q Т строим вспомогательный график (рис. 5) и определяем температуру газов на выходе из первого газохода.

Рис.5.

Температура газов на выходе из первого газохода, равная = 738 ⁰С, является и температурой дымовых газов при входе во второй газоход.

Расчет второго газохода

Задаемся двумя значениями температуры дымовых газов на выходе из второго газохода = 600 С 0 и = 500 С 0 и проводим для этих значений температур два параллельных расчета. Все необходимые расчетные данные располагаем в таблице 6. Расчёт второго газохода производим при .

Таблица 6.

Тепловой расчет второго газохода

					Результаты при t T
600 C о	500 С о
1. Температура дымовых газов перед вторым газоходом		C	Из расчета	t T
2. Теплосодержание дымовых газов перед вторым газоходом			Табл.5	Н Т	13743 кДж/м 3	13743 кДж/м 3
3. Температура дымовых газов за вторым газоходом			Задаем	-
4. Теплосодержание дымовых газов за вторым газоходом			Табл. 5	-	11242 кДж/м 3	9149 кДж/м 3
5. Тепловосприятие второго газохода по уравнению теплового баланса	Q Б		jBр(I ’ 2 -I 2 ’’ +DI В)	0,9825·742·(3280- +0.1·9,4·0,32·30)	0,443·10 6 1,85*10 6 кДж/ч	0,786 ·10 6 3,29*10 6 кДж/ч
6. Средний температурный напор	Dt ср				471,6	413,6
	ν ср
	w ch	м/c			9,36	8,86
	a к			0,98·1,05·52 0,98·1,05·50	53,5	51,45
	p n S	м.ат.	r n S	0,24·0,165	0,04	0,04
11. Значение коэф. ослабления лучей трехатомными газами	k г	-		-­­­­	3,5	3,7
	kp n S	м.ат.	k г r n S	3,5·0,04 3,7·0,04	0,14	0,148
	a	-		-	0,051	0,06
14. Значение коэф-та загрязнения по поверхности нагрева	e		Таблица.	-	0,005	0,005
	t ст			(194,1+0,005· Q Б)/20
	a л		.	70 · 0,051 · 0,98 60 · 0,06 · 0,97	3,5	3,49
17.Значение коэф. омывания газохода дымовыми газами	w	-	[ 1, cтр.143]		0,9	0,9
18. Значение коэф. теплоотдачи во втором газоходе	к т
19.Тепловосприятие второго газохода по уравнению Т-пр	Q т			41·28,38·471,6 40·28,38·413,6	0,54·10 6 (2,26·10 6 кДж/ч)	0,469 ·10 6 (1,96 ·10 6 кДж/ч)

По значениям Q Б и Q Т строим вспомогательный график (рис. 6) и определяем температуру газов на выходе из второго газохода.

Температура газов на выходе из второго газохода, равная = 572 ⁰С, является и температурой дымовых газов при входе в третий газоход.

Расчет третьего газохода производим при значении коэффициента избытка воздуха .

Расчет третьего газохода

Задаемся двумя значениями температуры дымовых газов на выходе из третьего газохода = 300 С 0 и = 400 С 0 и проводим для этих значений температур два параллельных расчета. Все необходимые расчетные данные располагаем в таблице 7.

Таблица 7.

Тепловой расчет третьего газохода

					Результаты при t T
500 C о	300 С о
1. Температура дымовых газов перед третьем газоходом			Из расчета первого газохода	-
2. Теплосодержание дымовых газов перед третьем газоходом			Табл. 5	-	10558 кДж/м 3	10558 кДж/м 3
3. Температура дымовых газов за третьем газоходом			Задаем	-
4.Теплосодержание дымовых газов за третьем газоходом			Табл. 5	-	9322кДж/м 3	5447 кДж/м 3
5. Тепловосприятие третьего газохода по уравнению теплового баланс.	Q Б		jBр(Н 2 -Н 2 +DН)	0,9825·742·(2520-2225+0.1·9,98·0,32·30) 0,9825·742·(2520-1300 +0.1·9,98·0,32·30)	0,215,*10 6 0,9*10 6 кДж/ч	0,889*10 6 3,72*10 6 кДж/ч
6. Средний температурный напор	Dt ср				340,6	213,8
7. Средняя температура дымовых газов	t ср
8. Средняя скорость дымовых газов	w ch	м/c			12,1	10,6
9. Значение коэффициента теплоотдачи конвекцией	a к			0,92·1,04·64 0,92·1,07·56	61,2	55,1
10. Суммарная поглощательная способность трехатомных газов	p n S	м.ат.	r n S	0,227·0,165	0,037	0,037
11. Значение коэффициента ослабления лучей трехатомными газами	k г	-		-	3,7	4,15
12. Суммарная сила поглощения газовым потоком	kp n S	м.ат.	k г r n S	3,7*0,037 4,15*0,037	0,137	0,15
13. Степень черноты газового потока	a	-		-	0,06	0,08
14. Значение коэффициента загрязнения по поверхности нагрева	e			-	0,005	0,005
15. Температура наружной поверхности загрязненной стенки	t ст			(194,1+0,005· Q Б)/12
16. Значение коэф. теплоотдачи излучением незапыленного потока	a л			62 · 0,06 · 0,97 55 · 0,08 · 0,90	3,6	3,96
17. Значение коэф. омывания газохода дымовыми газами	w	-	[ 1, cтр.143]	-	0,9	0,9
18. Значение коэф. теплоотдачи в третьем газоходе	к т				45,79	42,24
19.Тепловосприя-тие третьего газохода по уравнению Т-пр	Q т			45,79·17,03·340,6 42,24·17,03·213,8	0,26*10 6 1,08*10 6 кДж/ч	0,32*10 6 1,34*10 6 кДж/ч

По значениям Q Б и Q Т строим вспомогательный график (рис. 7) и определяем температуру газов на выходе из третьего газохода.

48,7 46,9 19.Тепловосприя-тие четвертого газохода по уравнению Т-пр Q т 48,7·11,92·257,5 46,9·11,92·142,9 0,149*10 6 0,62*106 кДж/ч 0,8*10 6 3,53*10 6 кДж/ч

По значениям Q Б и Q Т строим вспомогательный график (рис. 8) и определяем температуру газов на выходе из четвертого газохода.

Температура газов на выходе из чет