Размещено на http://www.allbest.ru/

41

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

тепловой котельный агрегат

Данный курсовой проект рассматривает поверочный тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата и подбор вспомогательного оборудования. По заданной контракции котла, в зависимости от заданной нагрузки и параметров теплоносителя, рассчитывается расход топлива, тепловые потери, КПД котлоагрегата, температуры и скорости газов по ходу их движения.

Рассматривается технологическая схема котельной установки, в зависимости от ее назначения, производительности, параметров пара, вида топлива, способа его сжигания и местных условий. В котельных установках, использующих жидкое и газовое топлива, отсутствуют золоулавливающие устройства, оборудование для удаления шлака и золы, значительно упрощаются устройства для хранения (при газовом топливе - отпадают), транспорта и подготовки топлива к сжиганию.

Так оборудование котельной установки условно разделяют на основное (собственно котел) и вспомогательное. Вспомогательными называют оборудование и устройства для подачи топлива, питательной воды и воздуха, для удаления продуктов сгорания, очистки дымовых газов, удаления золы и шлака, паропроводы, водопроводы и др.

В настоящее время выпускаются различные конструкции котлов низкого давления, в том числе с дымогарными и жаровыми трубами, в которых продукты сгорания проходят внутри труб, а вода омывает их снаружи, и водотрубные котлы, в которых испаряемая вода циркулирует в трубах, а продукты сгорания омывают наружную поверхность труб.

Характерными для водотрубных котлов малой паропроизводительнтости и низкого давления, используемых в промышленности, являются следующие особенности:

- развитие конвективных испарительных поверхностей нагрева, что определяется меньшим, чем необходимо для испарения воды при низком давлении, тепловосприятием экранов и экономайзера, завершение охлаждения продуктов сгорания в конвективном водяном пучке или в экономайзере, что возможно при низкой температуре питательной воды (80-100єС) и экономически оправданной повышенной температуре уходящих газов при малой паропроизводительности котлов;

- отсутствие подогрева воздуха, что упрощает конструкцию котла и допустимо при слоевом сжигании твердого топлива и факельном сжигании газа и мазута;

- двухбаробанная схема включения испарительных поверхностей нагрева и расположение обогреваемых опускных труб циркуляционного контура конвективного пучка в области низких температур газов;

- отсутствие устройства для регулирования температуры перегрева пара.

Современный котел, как паровой, так и водогрейный, включается в общую схему автоматизации котельной наряду с питательными или циркуляционными насосами, дымососами, системами водоподготовки и др. Автоматика обеспечивает надежность и безопасность работы котельной, рациональное использование топлива, поддержание требуемой производительности и параметров пара, повышение производительности труда персонала и улучшение условий его работы, и защиту окружающей среды от вредных выбросов.

1.ОПИСАНИЕ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА

Рассматриваемый в курсовом проекте котлоагрегат - паровой котел ДЕ 4-14-ГМ. Первое число после наименования котла обозначает паропроизводительность, т/ч. Второе число - давление пара в барабане котла, ата. Индекс «ГМ» - способность котлоагрегата работать на газе и мазуте.

Котлы серии ДЕ - двухбарабанные, вертикально-водотрубные с экранированной топочной камерой и развитым котельным пучком из гнутых труб. Плотное экранирование топочных камер конвективных газоходов позволило выполнить котел в облегченной обмуровке. Котлоагрегат выполнен по D-образной компоновке. Во всех типоразмерах диаметр верхнего и нижнего барабанов 1000 мм, а длина цилиндрической части изменятся от 2240 (ДЕ-4) до 7500 мм (ДЕ-25). В переднем и заднем днищах барабанов установлены лазовые затворы для доступа в барабаны при ремонте. Ширина топочной камеры для всех котлоагрегатов серии по осям экранных труб одинакова и составляет 1830 мм. Глубина топочной камеры котлоагрегатов серии ДЕ изменятся от 1980 до 7200 мм. Средняя высота топочной камеры всех котлоагрегатов одинакова и составляет 2600 мм. Топочная камера отделена от конвективного пучка газоплотной перегородкой. Диаметр труб перегородки экранов 51x4 мм. Необходимая газоплотность перегородки обеспечивается приваркой к трубам проставок толщиной 6 мм. Фронтовой и задний экраны вертикальные с верхними и нижними камерами. Боковые экраны ввальцованы в барабаны. Правый боковой экран из гнутых труб переходит в потолочный и подовый. В конце левого газоплотного экрана, отделяющего топочную камеру от котельного пучка может быть выполнен фестон, через который топочные газы поступают в конвективный газоход.

В конвективном газоходе котлоагрегатов ДЕ-4, ДЕ-6,5 и ДЕ-10 движение газов двухходовое с поворотом в горизонтальной плоскости и выходом со стороны задней стенки обмуровки конвективного газохода. В котлоагрегатах ДЕ-4 и ДЕ-6,5 для доступа в топку имеются специальные лазы, а в ДЕ-10, ДЕ-16 и ДЕ-25 проникнуть в топку можно только через отверстия для газомазутных горелок.

Во всех котлоагрегатах серии предусмотрено двухступенчатое испарение. Во вторую ступень испарения выделена часть труб конвективного пучка. Общим опускным звеном всех контуров первой ступени испарения являются последние по ходу продуктов сгорания трубы конвективного пучка. Опускные трубы второй ступени испарения вынесены за пределы газохода.

Питательная вода из экономайзера подается в верхний барабан. В нижний барабан вода опускается по задним трубам конвективного пучка, передние трубы которого являются испарительными. Кроме того, котловая вода из верхнего барабана поступает по опускным стоякам, вынесенным за пределы обогрева в коллекторы боковых экранов. Пар, отсепарированный в жалюзийном сепараторе в верхнем барабане, направляется в паропровод. Боковые стены котлов закрыты натрубной обмуровкой, состоящей из слоя шамота по сетке и нескольких слоев изоляционных плит, закрытых снаружи металлической обшивкой. Котлы оборудованы системой возврата уноса и острым дутьем.

Рассмотрим общий вид котла ДЕ-4-14ГМ с топочной камерой, предназначенной для сжигания газа и мазута. Паропроизводительность котла 4 т/ч, давление пара 1,4 МПа. Для всех типоразмеров котлов типа ДЕ диаметр верхнего и нижнего барабанов 1000 мм. Расстояние между барабанами 2700 мм. Ширина топочной камеры по осям экранных труб 1970 мм, высота 1500 мм. Топочная камера отделена от конвективного пучка газоплотной перегородкой из труб 51Ч2.5 мм, сваренных между собой. В задней части перегородки имеется окно для входа газов в конвективный пучок. Трубы 51Ч2.5 мм правого бокового экрана, покрывающие пол и потолок топки, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны и соединяются с ними вальцовкой; трубы заднего экрана крепятся сваркой к верхнему и нижнему коллекторам, соединенных необогреваемой рециркуляционной трубой. Пол топки закрыт слоем огнеупорного кирпича. Конвективный пучок образован коридорно расположенными вертикальными трубами 51Ч2.5мм, ввальцованными в барабаны. Котел имеет в конвективных пучках продольные перегородки, что обеспечивает разворот газов в пучке и выход газов через заднюю стенку котла. Обмуровка боковых стен котла натрубная, толщиной 250 мм, состоит из шамотобетона и изоляционных плит толщиной 100мм, укрепленных на трубах котла. Снаружи обмуровка покрывается металлической обшивкой. Основные теплотехнические и конструктивные размеры котлоагрегата серии ДЕ-4-14ГМ приведены в таблице 1.

Основные теплотехнические и конструктивные размеры I-ого конвективного пучка котлоагрегата серии ДЕ-4-14ГМ приведены в таблице 2.

Основные теплотехнические и конструктивные размеры экономайзера ВТИ приведены в таблице 3.

Таблица 1 - основные теплотехнические и конструктивные размеры котлоагрегата серии ДЕ-4-14ГМ

Объем топочной камеры	Vт	8.01 м
Площадь поверхности стен топки	Fст	23.8 м
Диаметр экранных труб	dнарЧ	51Ч2.5 мм
Шаг труб боковых экранов	S	55 мм
Расположение труб		коридорное
Поперечный шаг труб	S1	110 мм
Продольный шаг труб	S2	90 мм.
Число рядов труб по ходу продуктов сгорания в одном газоходе	z	19
Лучевоспринимающая поверхность нагрева	Hл	21.81 м2
Производительность	Dн.п	4 т/ч
Расчетный КПД котлоагрегата	зка	90.3%
Расчетный расход топлива	Вр	304 м/ч
Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки		1.1
Температура газов на выходе из топки		1067°C
Видимое теплонапряжение топочного объема	qV	379 кВт/м

Таблица 2 - основные теплотехнические и конструктивные размеры I-ого конвективного пучка котлоагрегата серии ДЕ-4-14ГМ

Диаметр труб	dнарЧ	51Ч2.5
Расчетная поверхности нагрева	H	48.51 м
Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания	F	0.388 м
Средняя скорость газов		9 м/с
Температура газов за пучком		325°C
Присосы воздуха по газоходам котлоагрегата конвективного пучка	Д	0.05

Таблица 3 - основные теплотехнические и конструктивные размеры экономайзера ВТИ

Поверхность нагрева экономайзера	F	944м
Температура газов за экономайзером		156°С
Суммарное сопротивление газоходов котлоагрегата		495Па
Чугунный экономайзер с обшивкой имеет присосы воздуха по газоходам	Д	0.1

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица 1.1- исходные данные

Наименование	Обозначение	Размерность	Величина
Производительность	D	т/час	3,9
Давление пара в барабане	Рб	МПа	1,2
Процент продувки	р	%	8,0
Температура питательной воды	tп.в.	°С	100

Топливо - природный газ.

Месторождение (трубопровод) - Камертау-Магнитогорск.

Теплотворная способность - Q_н^р=36,8 МДж/кг

Плотность газа - =0,858 кг/м³

Таблица 1.2- Состав топлива

CH4, %	C2H6, %	C3H8, %	C4H10, %	C5H12, %	N2, %	CO2, %
81,7	5,3	2,9	0,9	0,3	8,8	0,2

3. МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ПРОЦЕССА ГОРЕНИЯ

По заданному виду топлива (природный газ Камертау-Магнитогорск) определяем элементарный состав и другие характеристики данного топлива и заносим их в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Характеристика топлива

CH4, %	C2H6, %	C3H8, %	C4H10, %	C5H12, %	N2, %	CO2, %
81,7	5,3	2,9	0,9	0,3	8,8	0,2

Теплотворная способность - Q_н^р=36,8 МДж/кг

Плотность газа - =0,858 кг/м³

Теоретический объем воздуха, необходимого для полного сгорания 1 м³ топлива, м³/м³:

;

.

Теоретический объем водяных паров, м³/м³:

;

.

Теоретический объем азота в продуктах сгорания, м³/м³:

;

.

Теоретический объем трехатомных газов, м³/м³:

;

.

Теоретический объем продуктов сгорания, м³/м³:

;

.

Расчет действительных объемов продуктов сгорания приведен ниже в таблице 2. Принимаем коэффициент избытка воздуха на выходе из топки б_т = б^Ч = 1,1 (табл.2.4, [1]).

Коэффициент избытка воздуха перед каждой поверхностью нагрева после топочной камеры подсчитывается прибавлением к б^Ч соответствующих присосов воздуха (табл.3.2, [1]), т.е:

,



Рисунок 2.1 - Схема присосов в котельном агрегате

Таблица 2.2 - Расчет действительных объемов продуктов сгорания

Газоход	м3/м3; м3/м3; м3/м3; м3/м3
	Рассчитываемая величина
топка	1,1	1,1	2,145	11,966	0,089	0,179	0,268
конвективный пучок	1,15	1,125	2,149	12,214	0,087	0,176	0,263
водяной экономайзер	1,25	1,2	2,160	12,957	0,082	0,167	0,249
уходящие газы	1,25	-	-	-	-	-	-

где - средний коэффициент избытка воздуха в газоходе поверхности нагрева;

- действительный объем водяных паров, м³/м³;

- суммарный объём продуктов сгорания, м³/м³;

- объёмная доля трёхатомных газов;

- объёмная доля водяных паров;

- суммарная объёмная доля.

Энтальпия дымовых газов определяется как

,

где - энтальпия теоретического объёма продуктов сгорания, представляющих собой смесь газов при температуре , определяется как

, кДж/кг

- энтальпии трехатомных газов, азота и водяных паров;

- температура продуктов сгорания;

- коэффициент избытка воздуха после каждой поверхностью нагрева после топочной камеры подсчитывается прибавлением к соответствующих присосов воздуха;

- энтальпия теоретического количества воздуха, необходимого для горения, определяется как , кДж/кг.

Таблица 2.3 - Энтальпии 1 м³ трехатомных газов, азота, водяных паров и воздуха

, оС
100	170,5	130,2	151,2	132,7
200	358,7	260,8	305,3	267,1
300	560,7	393,1	464,1	404,0
400	774,5	528,4	628,3	543,5
500	999,6	666,1	797,2	686,3
600	1226,4	806,4	970,2	832,4
700	1465,8	949,2	1150,8	982,8
800	1709,4	1096,2	1339,8	1134,0
900	1957,2	1247,4	1528,8	1285,2
1000	2209,2	1398,6	1730,4	1440,6
1100	2465,4	1549,8	1932,0	1600,2
1200	2725,8	1701,0	2137,8	1759,8
1300	2986,2	1856,4	2352	1919,4
1400	3250,8	2016,0	2566,2	2083,2
1500	3515,4	2171,4	2788,8	2247,0
1600	3780,0	2331,0	3011,4	2410,8
1700	4048,8	2490,6	3238,2	2574,6
1800	4317,6	2650,2	3469,2	2738,4
1900	4586,4	2814	3700,2	2906,4
2000	4859,4	2973,6	3939,6	3074,4

Таблица 2.4 - Энтальпия дымовых газов.

, оС	, кДж/м3	, кДж/м3	, кДж/м3
				?I		?I		?I
100	1516,6	1293,0					1839,9	1872,1
200	3061,4	2602,5			3451,8	1782,7	3712,0	1916,1
300	4644,0	3936,5			5234,5	1833,9	5628,1	1969,8
400	6274,0	5295,7			7068,4	1879,4	7597,9
500	7944,7	6687,1			8947,8	1914,9
600	9646,1	8110,7			10862,7	1970,3
700	11396,6	9576,1			12833,0	2026,6
800	13202,2	11049,4			14859,6	2063,6
900	15044,8	12522,6			16923,2	2101,1
1000	16918,8	14036,8	18322,5	2034,0	19024,3	2111,8
1100	18797,3	15591,9	20356,5	2047,3	21136,1	2125,1
1200	20689,1	17147,0	22403,8	2097,9	23261,2
1300	22631,5	18702,1	24501,7	2139,2
1400	24611,1	20298,1	26640,9	2124,4
1500	26575,9	21894,1	28765,3	2157,0
1600	28573,3	23490,2	30922,3	2170,5
1700	30584,2	25086,2	33092,8	2179,4
1800	32604,0	26682,2	35272,2	2216,2
1900	34656,5	28319,1	37488,4	2205,9
2000	36698,7	29956,1	39694,3

На основании данных таблицы 2.4 строим Iи-диаграмму.



4. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС КОТЛА И РАСХОД ТОПЛИВА

При тепловом расчёте котельного агрегата тепловой баланс составляется для определения к.п.д. брутто и расчётного расхода топлива.

Коэффициентом полезного действия (КПД) парового котла называют отношение полезной теплоты к располагаемой теплоте. Не вся полезная теплота, выработанная агрегатом, направляется к потребителю. Часть выработанной теплоты в виде пара и электрической энергии расходуется на собственные нужды. Так, например, на собственные нужды может расходоваться пар для привода питательных насосов, на обдувку поверхностей нагрева и т.д., а электрическая энергия - для привода дымососа, вентилятора, питателей топлива, мельниц системы пылеприготовления и т. д. Под расходом на собственные нужды понимают расход всех видов энергии, затраченной на производство пара. Поэтому различают КПД агрегата брутто и нетто. Если КПД агрегата определяется по выработанной теплоте, то его называют брутто, а если по отпущенной теплоте - нетто.

Расчет теплового баланса котла и расхода топлива сводится в таблицу 3.1 - тепловой баланс котла и расход топлива.

Таблица 3.1 - Тепловой баланс котла и расход топлива

Наименование величины	Обозначение	Размерность	Формула или источник определения	Расчет
1	2	3	4	5
1. КПД котельного агрегата		%
2. Потеря теплоты с уходящими газами		%
3. Температура уходящих газов		?С	Предварительно задаемся	150
4. Энтальпия уходящих газов		кДж/м3	По температуре из Iи - диаграммы, интерполируя из таблицы 2.2.	2776,0
5. Коэффициент избытка воздуха		-	Из расчета, таблица 2.2.	1,25
6. Энтальпия теоретического объема холодного воздуха (ихв=30оC)		кДж/м3	Интерполируя, из таблицы 2.3.
7. Расчетная располагаемая теплота		кДж/м3
8. Потеря от химического недожега		%	По таблице 2.4 [1] характеристик топочных устройств	0,5
9. Потеря в ОС		%	По графику 4.1 [1] при производительности котла 3,9 т/ч	2,90
10. Действительный расход топлива		м3/с
11. Количество продувочной воды		кг/с
12. Энтальпия питательной воды (Ср=4,187 кДж/кг)		кДж/кг
13. Энтальпия насыщенного пара		кДж/кг	По таблице II-II [2] для P=1 МПа	2784
14. Энтальпия котловой воды		кДж/кг	По таблице II-II [2] для P=1 МПа	795
15. Расчетный расход топлива		м3/с		0,0771
16. Коэффициент сохранения теплоты		-

5. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА В ТОПОЧНОЙ КАМЕРЕ

Данный раздел проекта предполагает выполнение поверочного расчета топочной камеры. В этом случае известны объем топочной камеры, степень ее экранирования, площадь лучевоспринимающих поверхностей нагрева, конструктивные характеристики экранных и конвективных поверхностей нагрева (диаметр труб, расстояния между осями труб s₁ и между рядами s₂ и т.д. - см. таблицу 2).

В результате расчета определяется температура продуктов сгорания на выходе из топки , удельные тепловые нагрузки топочного объема.

Поверочный расчет однокамерной топки приведен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Расчет теплообмена в топочной камере

Наименование величины	Обозначение	Размерность	Формула или источник определения	Расчет
1	2	3	4	5
1. Полная поверхность стен топочной камеры		м2	Из таблицы 2 (таблица 1.8 [1])	23,8
2. Объем топочной камеры		м3	Из таблицы 2 (таблица 1.8 [1])	8,01
3. Диаметр труб	d	мм	Из таблицы 2 (таблица 1.8 [1])	51
4. Шаг труб экранов		мм	Из таблицы 2 (таблица 1.8 [1])	55
5. Температура продуктов сгорания на выходе из топки		оС	Предварительно задаемся	1170
6. Энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки		кДж/ м3	По принятой температуре продуктов сгорания на выходе из топки, при бЧЧ = 1,1 из Iи - диаграммы (интерп.)	21789,6
7. Полезное тепловыделение в топке		кДж/ м3
8. Адиабатная температура горения		К	По из Iи - диаграммы (интерполируя)	1879
9. Коэффициент тепловой эффект. топочных экранов		-
10. Угловой коэффициент однорядного гладкотрубного экрана		-	По рисунку 4.1 (рисунок 5.1 [1]) для	0,98
11. Коэффициент загрязнения экранов		-	По таблице 5.1 [3] в зависимости от вида топлива	0,65
12. Эффективная толщина излучающего слоя		м
13. Коэффициент ослабления лучей		1/(м·МПа)
14. Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами		1/(м·МПа)
15. Парциальное давление		МПа
16. Давление в газовом тракте котла		МПа	Для котлов без наддува	0,1
17. Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами		1/(м·МПа)
18. Пересчет для газообразного топлива		-
19. Степень черноты факела		-
20. Степень черноты светящегося факела		-
21. Степень черноты несветящегося факела		-
22. Коэффициент, характеризующ долю топочного объема, заполненного светящейся частью факела		-	По таблице 5.2 [1] в зависимости от вида сжигаемого топлива и удельной нагрузки топочного объема	0,1
23. Степень черноты топки		-
24. Параметр, зависящий от относительного положения максимума температуры по высоте топки		-
25. Отношение расстояний		-	По чертежу котла	1
26. Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания		кДж/(м3·К)
27. Действительная температура на выходе из топки		оС
28. Энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки		кДж/ м3	По действительной температуре продуктов сгорания на выходе из топки из Iи - диаграммы	21892,0
29. Количество тепла, выделенного в топке		кДж/ м3

Так как полученное значение действительной температуры на выходе из топки °С по формуле 27 таблицы 4.1 отличается от принятого значения равного 1170°С менее чем на 100°С, то расчёт топочной камеры считаем законченным.



Рисунок 4.1 - Угловой коэффициент однорядного гладкотрубного экрана.

1 - при расстоянии от стенки ;

2 - при ;

3 - при ;

4 - при ;

5 - без учета излучения обмуровки при .

6. РАСЧЁТ КОНВЕКТИВНОЙ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА

Конвективные поверхности нагрева паровых котлов играют важную роль в процессе получения пара, а также использования теплоты продуктов сгорания, покидающих топочную камеру. Эффективность работы конвективных поверхностей нагрева в значительной мере зависит от интенсивности передачи теплоты продуктами сгорания пару.

Продукты сгорания передают теплоту наружной поверхности труб путем конвекции и лучеиспускания. От наружной поверхности труб к внутренней теплота передается через стенку теплопроводностью, а от внутренней поверхности к воде и пару -- конвекцией. Таким образом, передача теплоты от продуктов сгорания к воде и пару представляет собой сложный процесс, называемый теплопередачей.

При расчете конвективных поверхностей нагрева используется уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Расчет выполняется для 1 м³ газа при нормальных условиях. Для расчета задаются температурой продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева и затем уточняют ее путем последовательных приближений. В связи с этим расчет ведут для двух значений температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода.

Уравнение теплопередачи:

.

Уравнение теплового баланса:

.

В уравнении теплопередачи коэффициент теплопередачи K является расчетной характеристикой процесса и всецело определяется явлениями конвекции, теплопроводности и теплового излучения. Из уравнения теплопередачи ясно, что количество теплоты, переданное через заданную поверхность нагрева, тем больше, чем больше коэффициент теплопередачи и разность температур продуктов сгорания и нагреваемой жидкости. Очевидно, что поверхности нагрева, расположенные в непосредственной близости от топочной камеры, работают при большей разности температуры продуктов сгорания и температуры воспринимающей теплоту среды. По мере движения продуктов сгорания по газовому тракту температура их уменьшается и хвостовые поверхности нагрева (водяной экономайзер) работают при меньшем перепаде температур продуктов сгорания и нагреваемой среды. Поэтому чем дальше расположена конвективная поверхность нагрева от топочной камеры, тем большие размеры должна она иметь и тем больше металла расходуется на ее изготовление.

При выборе последовательности размещения конвективных поверхностей нагрева в котлоагрегате стремятся так расположить эти поверхности, чтобы разность температуры продуктов сгорания и температуры воспринимающей среды была наибольшей. Например, пароперегреватель располагают сразу после топки или фестона, поскольку температура пара выше температуры воды, а водяной экономайзер - после конвективной поверхности нагрева, потому что температура воды в водяном экономайзере ниже температуры кипения воды в паровом котле.

Уравнение теплового баланса показывает, какое количество теплоты отдают продукты сгорания пару через конвективную поверхность нагрева. Количество теплоты Qб, отданное продуктами сгорания, приравнивается к теплоте, воспринятой паром.

Расчет конвективной поверхности нагрева представлен в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Расчет конвективной поверхности нагрева

Наименование величины	Обозн	Размерн	Формула или источник определения	Расчет
1	2	3	4	5	6
1. Поверхность нагрева конвективн пучка		м2	Из таблицы 2 (таблица 1.8 [1])	48,51
2. Диаметр труб	d	мм	Из таблицы 2 (таблица 1.8 [1])	51
3. Шаги труб:
поперечный	s1	мм	Из таблицы 2 (таблица 1.8 [1])	110
продольный	s2	мм	Из таблицы 2 (таблица 1.8 [1])	90
относительн поперечный		-
относительн продольный		-
4. Живое сечение для прохода газа		м2	Из таблицы 2 (таблица 1.8 [1])	0,388
5. Температура продуктов сгорания на выходе из пучка		оС	Предварительно задаемся	200	400
6. Энтальпия продуктов сгорания за пучком		кДж/м3	По принятой температуре на выходе из топки по Iи - диаграмме	3451,8	7068,4
7. Температура продуктов сгорания на входе в пучок		оС		1175
8. Энтальпия продуктов сгорания на входе в пучок		кДж/м3	Из таблицы 4.1 - п.28	21892,0
9. Тепловосприятие пучка по уравнению теплового баланса		кДж/м3
10. Средняя температура потока продуктов сгорания в газоходе		оС
11. Температурн напор в пучке		оС
Температура насыщения		оС	По таблице II-II [5]	188
12. Средняя скорость продуктов сгорания в газоходе		м/с
13. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева
Коэффициент теплоотдачи			Зависит от и d , определяется по номограмме рис.6.1 [1]	62,5	66,5
Поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания		-	Рисунок 6.1 [1]	1	1
Поправка на компоновку пучка, определяется при поперечном омывании коридорных пучков		-	Рисунок 6.1 [1]	1	1
Коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока, определяется при поперечном омывании коридорных пучков труб		-	Зависит от и , определяется по рисунку 6.1 [1]	1,06	1,04
14. Степень черноты газового потока
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами
Толщина излучающего слоя	s	м
15. Коэффициент теплоотдачи излучением от продуктов сгорания к поверхности конвективных пучков
Коэффициент теплоотдачи излучением			Зависит от и , определяется по рисунку 6.4 [1]	90	112
Температура загрязнения стенки (Дt=25 оС - для газа)		оС
Степень черноты продуктов сгорания	а	-	Зависит от kps, определяется по таблице 5.6 [1]	0,177	0,159
Поправка по температуре		-	Зависит от и , определяется по рисунку 6.4 [1]	0,975	0,980
16. Суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева
Коэффициент использования			Для поперечно омываемых пучков (п.10 стр. 39 [1])	1
17. Коэффициент теплопередачи	К
Коэффициент тепловой эффективности		-	По таблице 6.2 [1] в зависимости от вида сжигаемого топлива	0,85
18. Средний температурный напор		оС
19. Количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева		кДж/м3
20. Действительная температура продуктов сгорания за КП		оС	По рисунку 1	295
21. Энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки		кДж/ м3	По действительной температуре продуктов сгорания на выходе из конвективного пучка из Iи - диаграммы (интерполируя)	5145,5
22. Количество тепла, выдел в топке		кДж/ м3

Рисунок 5.1 - Графическое определение расчетной температуры продуктов сгорания за пучком.

7. РАСЧЕТ ВОДЯНОГО ЭКОНОМАЙЗЕРА

В промышленных паровых котлах, работающих при давлении пара до 2,5 МПа, чаще всего применяются чугунные водяные экономайзеры, а при большем давлении -- стальные.

При этом в котельных агрегатах горизонтальной ориентации производительностью до 25 т/ч, имеющих развитые конвективные поверхности, часто ограничиваются установкой только водяного экономайзера. В котельных агрегатах паропроизводительностью более 25 т/ч вертикальной ориентации с пылеугольными топками после водяного экономайзера всегда устанавливается воздухоподогреватель. Для рассматриваемого котельного агрегата принимаем экономайзер типа ЭП1-94 с трубами системы ВТИ длиной 2 м. Характеристику труб приводится в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Характеристика труб водяного экономайзера ЭП1-94.

№ п/п	Определяемая величина	Обозначение	Размерность	Источник определения	Расчёт
1	Поверхность нагрева одной трубы		м2	Стр. 318 [2]	2,95
2	Живое сечение труб		м2		0,12
3	Количество труб в ряду		шт		2

Весь тепловой расчет водяного экономайзера сводим в таблицу 9.

Таблица 6.2 - Тепловой расчет водяного экономайзера

Наименов величины	Обознач	Размерность	Формула или источник определения	Расчет
1	2	3	4	5
1. Тепловосприятие водяного экономайзера		кДж/ м3
2. Энтальпия газов перед экономайзером		кДж/ м3	По температуре продуктов сгорания после конвективного пучка °С из Iи - диаграммы	5145,5
3. Энтальпия газов после экономайзером		кДж/ м3	Из расчета, таблица 3.1 п.4,	2776,0
4. Энтальпия воды после экономайзера		кДж/кг
5. Энтальпия воды перед экономайзером		кДж/кг		418,7
6. Температура воды после водяного экономайзера		°С
7. Среднеарифметическая температура продуктов сгорания		°С
8. Действительная скорость продуктов сгорания в экономайзере		м/с
9. Коэффициент теплопередачи экономайзера	К
Коэффициент теплопередачи экономайзера по номограмме	Кн		По номограмме в зависимости от , рисунок 8.1 [1]	20,4
Поправка на температуру газов		-	По номограмме в зависимости от , рисунок 8.1 [1]	1,02
10. Средний температурный напор в экономайзере		°С
11. Площадь нагрева экономайзера		м2
12. Общее число труб в экономайзере		шт
Принимаем к установке		шт	-	32
13. Число горизонтальных рядов труб		ряд

8. НЕВЯЗКА ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА

Таблица 7.1 - Расчет невязки теплового баланса

Наимен величины	Обознач	Размерность	Формула или источник определения	Расчет
1. Невязка теплового баланса	-
2. Невязка теплового баланса

9. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА

Движение продуктов сгорания и воздуха, рассматриваемое как движение вязких жидкостей, имеет турбулентный характер и происходит при изменяющейся температуре, так как продукты сгорания охлаждаются. При движении продуктов сгорания, обладающих вязкостью, возникают сопротивления, препятствующие движению. На преодоление этих сопротивлений затрачивается часть энергии, которой обладает движущийся поток жидкости. Сопротивления обусловлены силами трения движущегося потока о стенки канала и возрастанием внутреннего трения в потоке при появлении на его пути различных препятствий. Для преодоления сопротивлений движущийся поток должен обладать определенным избыточным напором, который по мере продвижения по тракту будет падать.

Таким образом, при выборе газовоздушного тракта котельной установки серьезное внимание должно уделяться рациональной компоновке и трассировке газовоздухопроводов. Схема газового и воздушного тракта должна быть простой и способствовать повышению надежности и экономичности работы установки. В связи с этим даже в установках малой мощности рекомендуется применять индивидуальную компоновку хвостовых поверхностей нагрева, золоуловителей и тягодутьевых устройств без отводных газоходов и соединительных коллекторов.

Схема и расположение газовоздухопроводов должны выбираться так, чтобы сопротивление тракта было минимальным при оптимальных скоростях потока. Как преимущественные на протяженных прямых участках рекомендуются газовоздухопроводы круглого сечения, так как на их изготовление расходуется меньше металла и изоляции по сравнению с газовоздухопроводами квадратного, и особенно прямоугольного, сечения. Газоходы паровых и водогрейных котлов, работающих на взрывоопасных топливах (торф, мазут, природный газ), не должны иметь участков, в которых возможны отложения несгоревших частиц или сажи, а также застойных, плохо вентилируемых зон. Такими участками чаще всего являются соединительные короба и перемычки, лежащие вне основного потока. При устройстве обходных газоходов, направляющих продукты сгорания мимо поверхности нагрева, золоуловителя или особенно дымососа, рекомендуется последовательная установка двух плотных шиберов на прямых участках с возможно меньшей скоростью потока.

В местах резких поворотов потока для частичного улавливания золы иногда устраивают бункера (например, под хвостовыми поверхностями нагрева). Однако это приводит к усложнению условий эксплуатации и не обеспечивает эффективного улавливания летучей золы. Поэтому установка бункеров под резкими поворотами не рекомендуется.

Целью аэродинамического расчёта котельной установки является выбор необходимых тягодутьевых машин на основе определения тяговой и дутьевой систем и перепада давлений в газовом тракте. Расчет сопротивлений газового тракта паровых котлов производится в соответствии с нормативным методом, разработанным ЦКТИ («Аэродинамический расчет котельных установок», изд. 3-е, Л.: Энергия, 1977/1961).

Расчет, выполненный ниже, учитывает сопротивления конвективного пучка труб, местные сопротивления при движении продуктов сгорания, сопротивление водяного экономайзера. Сопротивления газоходов, дымовой трубы, подводов к дымососу и других местных сопротивлений, а также самотягу дымовой трубы данный расчет не учитывает, в связи с отсутствием исходных данных по компоновке котельной а также сведений о экологических условиях места размещения котельной.

Таблица 8.1 - аэродинамический расчет котельного агрегата

Определяемая величина	Обозначение	Размерность	Источник определения	Расчёт
1	2	3	4	5
1. Сопротивление поперечно омываемых пучков гладких и ребристых труб		Па
1.1 Сопротивление поперечно омываемых пучков гладких труб 1-го конвективного пучка		Па
Расчётная скорость газов
Средняя температура газа в 1-ом конвективном пучке
Коэффициент сопротивления гладкотрубного коридорного пучка		-
Коэффициент сопротивления, отнесённый к одному ряду пучка		-	По графику 5 [4]
Поправочный коэффициент	СRe	-	По графику 5 в зависимости от[4]	СRe =1,08
Поправочный коэффициент	СS	-	По графику 5 в зависимости от [4]	СS =0,47
Число рядов труб по глубине пучка		-	По чертежу котельного агрегата
Плотность протекающей среды
Коэффициент
1.2 Сопротивление поперечно омываемых пучков ребристых труб водяного экономайзера		Па
Поправка на экв диаметр сжатого поперечного сечения пучка		-	По графику 7 в зависимости от [4]
Поправка на длину труб		-	По графику 7 в зависимости от [4]
Поправка на коэффициент		-	По графику 7 в зависимости от [4]
Поправка на число рядов труб		-	При , принимается равной 1[4]
Число рядов труб по глубине пучка		-	В нашем случае
Сопротивление одного ряда коридорного пучка труб по графику		Па	По графику в зависимости от = 12,59 м/с и = 223,0 оС
Расчётная скорость газов
Средняя температура газа в водяном экономайзере
2. Местные сопротивлен		Па
2.1 Сопротивление 1-го поворота		Па
Расчётная скорость газов
Коэффициент местного сопротивления		-	Принимается в зависимости от угла поворота, в данном случае 90
Плотность протекающей среды
2.2 Сопротивление 2-го поворота		Па
Расчётная скорость газов
Коэффициент местного сопротивления		-	Принимается в зависимости от угла поворота, в данном случае 90
Плотность протекающей среды
Коэффициент снижения живого сечения			Принимается на основе конструкции котла
2.3 Сопротивление 3-го поворота		Па
Расчётная скорость газов
Коэффициент местного сопротивления		-	Принимается в зависимости от угла поворота, в данном случае 90
Плотность протекающей среды
Коэффициент снижения живого сечения			Принимается на основе конструкции котла
2.4 Сопротивление 4-го поворота		Па
Расчётная скорость газов
Коэффициент местного сопротивления		-	Принимается в зависимости от угла поворота, в данном случае 90
Плотность протекающей среды
2.5 Сопротивление 5-го поворота		Па
Расчётная скорость газов
Коэффициент местного сопротивления		-	Принимается в зависимости от угла поворота, в данном случае 90
Плотность протекающей среды
3. Разрежение в топке		Па	Принимаем от 20 до 40 Па [4]

10. ВЫБОР ТЯГОДУТЬЕВЫХ УСТРОЙСТВ

Подбор тягодутьевых устройств

Выбор тягодутьевых устройств осуществляем в зависимости от вида котла, в нашем случае ДЕ 4-14ГМ (табл.8.22 [2]):

Таблица 9.1 - Комплектация вспомогательного оборудования

Наименование оборудования	Марка	Тип электродвигателя (мощность)
Дымосос	ДН-9	4А-160S-6 (11 кВт)
Вентилятор*	ВДН-8	4А-160S-6 (11 кВт)

* - Комплектация по умолчанию (в данном проекте вентилятор не подбирается)

Характеристики вспомогательного оборудования представлены в таблице 9.2 (табл.14.1, 14.4 [2]):

Таблица 9.2 - Характеристики вспомогательного оборудования

Марка	Производи-тельность, м3/час	Напор, кПа	КПД, %	Маса без эд., кг	Марка эд, мащность	Изготовитель
ДН-9	14 650	1,78	83	536	4А-160S-6 (11 кВт)	Бийский КЗ
ВДН-8	10 200	2,19	83	417	4А-160S-6 (11 кВт)	Бийский КЗ

Необходимо отметить, что выбор тягодутьевых машин оказывает существенное влияние на мощность и экономичность работы котельной установки. Увеличение сопротивления газового или воздушного тракта по сравнению с расчетными значениями приводит к снижению производительности тягодутьевых машин, т.е. к недостатку тяги или воздуха и уменьшению мощности парового или водогрейного котла, или наоборот - к завышению электрической мощности установленного оборудования, что ведет к перерасходу электроэнергии на котельной в целом.

Таким образом, следует проверить сопоставимость выбранного оборудования (дымососа) с реальными напорными и расходными характеристками.

Поверочный расчет тягодутьевых устройств

Производительностью дымососа называют объем перемещаемых машиной продуктов сгорания в единицу времени. Необходимая расчетная производительность дымососа определяется с учетом условий всасывания, т. е. избыточного давления и температуры перед машиной, и представляет собой действительные объемы продуктов сгорания или воздуха, которые должен перемещать дымосос.

1. Расчетная производительность (м³/ч):

Q_p = в₁ЧVЧ,

где V = B_pЧЧ - расход продуктов сгорания

в₁ - коэффициент запаса по производительности (принимаем в₁ =1,05)

h_б - барометрическое давление в месте установки машины.

В нашем случае: Q_p =1.05Ч0.0771Ч12,96ЧЧЧ3600=5354 м³/ч;

2. Расчетное полное давление, которое должен создавать дымосос, определяется по формуле

H_p= в₂ЧДH_п,

H_p=1.1Ч348,8=383,7 Па

где в₂ - коэффициент запаса по напору (принимаем в₂ =1,1)

ДH_п, - должно также учитывать самотягу дымовой трубы а также дополнительные сопротивления на трения газов при прохождении газового тракта и дымовой трубы (предполагаем, что эти величины самокомпенсируют друг друга)

3. В связи с тем что напорные характеристики машин, приводимые в каталогах, составлены для работы на воздухе при абсолютном давлении 101080 Па, необходимо полное расчетное давление привести к условиям, указанным в каталоге, по формуле:

=534,5 Па.

где с₀ - плотность перемещаемых газов;

t - температура продуктов сгорания перед машиной, °С;

t_хар - температура, для которой составлена приведенная в каталоге напорная характеристика.

4. Выбор дымососа следует производить так, чтобы точка с параметрами Q_p и располагалась на напорной характеристике, приведенной в каталоге, в зоне КПД не меньше 90 % максимального значения.

5. Мощность (кВт), потребляемая дымососом определяется по формуле

где з_э - КПД машины в рабочей точке, определяемый по напорной характеристике, приведенной в каталоге, % .

6. Расчетная мощность электродвигателя (кВт) определяется по потребляемой мощности с коэффициентом запаса в_з = 1,05:

N_дв = NЧв_з=1,2 Ч1,05=1,3 кВт

Электродвигатель выбирается по мощности N_дв из перечня двигателей, рекомендованных заводом изготовителем.

Расчеты показывают, что подобранное ранее оборудование по электрической мощности на порядок превышает требуемые параметры. Такое оборудование в первом приближении неэффективно без применения частотно-регулируемого провода дымососа. Однако затраты на внедрение частотного регулирования могут быть несопоставимо большими, чем эффект полученный за счет экономии электроэнергии. Таким образом, при выборе оборудования, следует выполнять проверку и экономической эффективности вмененных затрат.

11. ВЫБОР ПИТАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ

Питательные устройства являются ответственными элементами котельной установки, обеспечивая безопасность ее эксплуатации. Правила Госпромнадзора предъявляют ряд требований к питательным устройствам.

Питательные устройства должны иметь паспорт завода изготовителя и обеспечивать необходимый расход питательной воды при давлении, соответствующем полному открытию раб. предохранительных клапанов, установленных на паровом котле. Подача воды в паровые котлы, работающие при различном давлении (разница в раб. давлениях более 15 %), должна осуществляться от различных питательных устройств.

Питательные насосы выбираются по производительности и полному напору. В соответствии со СНиП II-35-76 при определении производительности питательных насосов следует учитывать расход на питание всех рабочих паровых котлов, на непрерывную продувку, на пароохладители, РОУ и охладительные установки. При этом число и производительность питательных насосов выбираются с таким расчетом, чтобы в случае остановки наибольшего по производительности насоса оставшиеся обеспечили подачу воды в указанных выше количествах.

Суммарная производительность основных насосов должна быть не менее 110 % для всех рабочих котлов (без учета резервного котла) при их номинальной паропроизводительности с учетом продувки котлов и подачи воды в РОУ, пароохладители и охладительные установки. Суммарная производительность резервных насосов должна обеспечивать 50 % номинальной производительности всех рабочих котлов с учетом продувки, расхода воды на РОУ и пароохладители.

Для питания котлов с давлением пара более 0,17 МПа следует предусматривать насосы с паровым приводом (поршневые бессмазочные или турбонасосы) с использованием отработанного пара, а резервный насос - с электроприводом.

При невозможности использования отработанного пара от насосов с паровым приводом следует предусматривать:

- насосы только с электроприводом - при двух независимых источниках питания электроэнергией;

- насосы с электрическим и паровым приводом - при одном источнике питания электроэнергией.

1. Расчетный напор питательного насоса (Па) определяется по формуле

P_нас=1,1Ч[p_кЧ(1+Дp)+p_эк+p_п.в.д.++p_с.в-

p_д=1.1Ч[1200Ч(1+0,05)+170+0+200+10 +98-0]=1724,8 кПа <=> 175,8 м. вод. ст.

где р_к - избыточное давление в барабане котла, кПа;

Др - запас давления на открытие предохранительных клапанов, принимается равным 5 % номинального давления в барабане котла, Па;

p_эк - сопротивление водяного экономайзера, при учебных расчетах принимается равным 150--200 кПа;

p_п.в.д - сопротивление регенеративных подогревателей высокого давления, при учебных расчетах принимается равным 80 кПа;

- сопротивление питательных трубопроводов от насоса до котла с учетом сопротивления авт. регуляторов питания котла, принимается равным 200 кПа;

- сопротивление всасывающих трубопроводов, при учебных расчетах принимается равным 10 кПа;

p_с.в - давление, создаваемое столбом воды, равным по высоте расстоянию между осью барабана котла и осью деаэратора (принимаем высоту - 10 м.), Па;

p_д - давление в деаэраторе (принимаем деаэратор атмосферного типа), Па;

1,1 - коэффициент запаса.

2. Питательный насос всегда должен быть расположен ниже питательного бака деаэратора.

Минимальный уровень воды в питательном баке по отношению к оси питательного насоса (м) определяется по формуле

H_мин=h_вх+h_вс-p_н+p_д=100+10-8+0=102 кПа <=> 10,4 м. вод. ст.

где h_вх - необходимое давление во входном патрубке насоса, включая скоростной напор, кПа; принимается равным 100 кПа;

h_вс - сопротивление всасывающих трубопроводов, принимается равным 10 кПа;

p_н - давление насыщенных паров воды, соответствующее ее температуре во всасывающем патрубке насоса, определяется по таблицам воды и водяного паров, кПа;

p_д - избыточное давление, под которым вода находится в деаэраторе, кПа.

3. Выбор питательных насосов производится по производительности и полному напору, которые приведены в виде напорных характеристик в каталогах заводов-изготовителей.

Мощность, потребляемая центробежным насосом, кВт,

N===3,0 кВт;

где Q - производительность насоса, м³/ч;

H_p - полный напор, Па;

з_н - КПД насоса по полному напору, берется из напорной характеристики, приведенной в каталоге для рабочего режима насоса, доли;

з_дв -- КПД электродвигателя, доли.

Из различных типов насосов, подходящих по производительности и напору в рабочей точке, следует выбрать такой, КПД которого не менее 90 % максимального КПД, приведенного в каталоге.

Из предложенных в литературе [2] подходящего одновременно по производительности и напору насоса подобрать не представляется возможным, поэтому насосное оборудование подобрано из других каталогов.

Приемлемые характеристики имеют насосы центробежные многоступенчатые секционные.

Насосы применяются на насосных станциях городского, промышленного и сельского водоснабжения. Насосы предназначены для подачи воды и других чистых жидкостей, аналогичных ей по вязкости и химической активности, с температурой до +45°С (для ЦНС) и до +105°С (для ЦНСГ) с концентрацией твердых включений до 0,1% и размером твердых частиц до 0,1-0,2 мм. Насосы ЦНСК предназначены для перекачивания кислотной жидкости, насосы ЦНСН - для перекачивания обводненной газонасыщенной и товарной нефти. Насосы типа ЦНСК 300-120...600 и ЦНСК 60-66...330 предназначены для откачки кислотных вод на водоотливе угольных шахт с показателем РН меньше 6,5 (для насоса ЦНСК 60-66...330 РН меньше 7), температурой от 1 до 40°С с содержанием механических примесей не более 0,2% по массе, размером твердых частиц не более 0,2 мм и микротвердостью не более 1,47 ГПа. Насосы ЦНСМ 38-44...220 и ЦНСМ 60-66...330 предназначены для работы в маслянной системе турбогенераторов для подачи масла в уплотняющие подшипники на период пуска, остановки и работы генератора. Насосы ЦНСМ 180-85...425 и ЦНСМ 300-120...600 предназначены для опрессовки масляной системы паровых турбин и для подачи масла в систему регулирования при пуске и остановке турбин. Диапазон рабочей температуры масла для насосов ЦНСМ 38-44...220 и ЦНСМ 60-66...330 от 2 С до 60°С. Масло в насос подается в зависимости от его температуры с подпором для насосов ЦНСМ 38-44...220 и ЦНСМ 60-66...330 от 0,7 до 0,15 кгс/см2 и для насосов ЦНСМ 180-85...425 и ЦНСМ 300-120...600 от 0,5 до 3 кгс/см2.

Перечень насосов приведен в таблице 10.

Принимаем к установке насос ЦНС(Г) 13-175, N=18.5 кВт, n=3000 1/мин

тепловой котельный агрегат

Таблица 10 - насосы центробежные многоступенчатые секционные

Насос	Подача, м3/час	Напор, м	Мощность двигателя, кВт	Частота вращения, об.мин
Насос ЦНС 105-147	105	147	75	3000
Насос ЦНС 105-196	105	196	110	3000
Насос ЦНС 105-245	105	245	132	3000
Насос ЦНС 105-294	105	294	160	3000
Насос ЦНС 105-343	105	343	160	3000
Насос ЦНС 105-392	105	392	200	3000
Насос ЦНС 105-441	105	441	250	3000
Насос ЦНС 105-490	105	490	250	3000
Насос ЦНС 105-98	105	98	75	3000
Насос ЦНС 180-128	180	128	110	1500
Насос ЦНС 180-170	180	170	132	1500
Насос ЦНС 180-242	180	242	160	1500
Насос ЦНС 180-255	180	255	200	1500
Насос ЦНС 180-297	180	297	250	1500
Насос ЦНС 180-340	180	340	250	1500
Насос ЦНС 180-383	180	383	315	1500
Насос ЦНС 180-425	180	425	315	1500
Насос ЦНС 180-85	180	85	75	1500
Насос ЦНС 300-120	300	120	160	1500
Насос ЦНС 300-360	300	360	500	1500
Насос ЦНС 300-420	300	420	500	1500
Насос ЦНС 300-480	300	480	630	1500
Насос ЦНС 300-540	300	540	800	1500
Насос ЦНС 300-600	300	600	800	1500
Насос ЦНС(Г) 13-105	13	105	11	3000
Насос ЦНС(Г) 13-140	13	140	15	3000
Насос ЦНС(Г) 13-175	13	175	18.5	3000
Насос ЦНС(Г) 13-245	13	245	22	3000
Насос ЦНС(Г) 13-280	13	280	30	3000
Насос ЦНС(Г) 13-315	13	315	30	3000
Насос ЦНС(Г) 13-350	13	450	30	3000
Насос ЦНС(Г) 13-70	13	70	11	3000
Насос ЦНС(Г) 38-110	38	110	22	3000
Насос ЦНС(Г) 38-132	38	132	30	3000
Насос ЦНС(Г) 38-154	38	154	30	3000
Насос ЦНС(Г) 38-176	38	176	30	3000
Насос ЦНС(Г) 38-198	38	198	45	3000
Насос ЦНС(Г) 38-220	38	220	45	3000
Насос ЦНС(Г) 38-44	38	44	11	3000
Насос ЦНС(Г) 38-66	38	66	15	3000
Насос ЦНС(Г) 38-88	38	88	18.5	3000
Насос ЦНС(Г) 60-132	60	132	45	3000
Насос ЦНС(Г) 60-165	60	165	55	3000
Насос ЦНС(Г) 60-198	60	198	55	3000
Насос ЦНС(Г) 60-231	60	231	75	3000
Насос ЦНС(Г) 60-264	60	264	75	3000
Насос ЦНС(Г) 60-297	60	297	75	3000
Насос ЦНС(Г) 60-330	60	330	110	3000
Насос ЦНС(Г) 60-66	60	66	18.5	3000
Насос ЦНС(Г) 60-99	60	99	30	3000
Насос ЦНС300-180	300	180	250	1500
Насос ЦНС300-240	300	240	315	1500

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной курсовой работе проведен тепловой и аэродинамический расчеты котельного агрегата ДЕ-4-14ГМ. работающего на природном газе. Расчетная паропроизводительность - 3,9 т/час, давление в барабане - 1,2 МПа.

В тепловом расчете по заданному составу и некоторым характеристикам топлива, проведен материальный баланс процесса горения, определен КПД КА, з_ка=90,4% и расход топлива В_р=0,0771 м³/с.

При расчете топочной камеры, найдена действительная температура продуктов сгорания на выходе из топки и_т=1175?С.

При расчете конвективного пучка определена действительная температура дымовых газов после последнего и_кп=295?С.

После конвективного пучка установлен водяной экономайзер типа ЭП-2-94 с трубами системы ВТИ длиной 2 м и с общим числом труб n=32 шт., температура на выходе из экономайзера - и_эк=150?С. При этом вода подогреется до t_эк=137?С. По окончании теплового расчета котла составлена невязка теплового баланса (1,08%).

В аэродинамическом расчёте котельной установки подобраны необходимые тягодутьевые машины: дымосос марки ДН-9 (14650 м³/час, 1,78 кПа) с электродвигателем 4А-160S-6 (11 кВт).

Также проведен гидравлический расчет котельной установки, при этом подобран питательный насос ЦНС(Г) 13-175, N=18.5 кВт, n=3000 1/мин.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Мигуцкий Е.Г. «Котельные установки промышленных предприятий» Методическое пособие к выполнению курсового проекта - М..:БНТУ, 2007.

2. Роддатис К.Ф. «Справочник по котельным установкам малой производительности» - М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. «Тепловой расчёт котельных агрегатов» (нормативный метод) - М.: Энергия, 1978.

4. «Аэродинамический расчёт котельных установок» (нормативный метод) / Под ред. С.И. Мочана. - Л.: Энергия, 1977 (1961).

5. Ривкин С.Л., Александров А.А. «Термодинамические свойства воды и водяного пара» - Л.: Энергия, 1984.

6. Б.М. Хрусталев, В.Н. Романюк, А.П. Несенчук, «Техническая термодинамика», 2 части. - Мн. «Технопринт», 2004.»

Размещено на Allbest.ru