Реконструкция отопительно-производственной котельной г. Октябрьский

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

тепловой котельная аэродинамический топливо

В дипломном проекте рассмотрен вариант реконструкции отопительно-производственной котельной г. Октябрьский при ПМК-37 с заменой 4-х паровых котлов Е-1/9, работающих на мазуте, на 2 водогрейных котла КВ-Рм-1, работающих на опилках и древесных отходах.

По известным тепловым нагрузкам составлена и рассчитана тепловая схема котельной. Осуществлен выбор основного и вспомогательного оборудования.

Произведен тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата. Выбрана схема автоматического регулирования и контроля технологических процессов котельной. Произведен выбор необходимых золоуловителей (циклонов).

Приведено технико-экономическое обоснование реконструкции котельной с установкой котлов КВ-Рм-1 и перевода котельной на местные виды топлива.

Введение

Котельная г. Октябрьский (бывшая котельная ПМК-37) вошла в состав теплосетейсетей в 2003г. и предназначена для отпуска тепла на отопление и горячее водоснабжение жилых домов, промышленных предприятий и административно-бытовых зданий и сооружений г. Октябрьский.

На котельной установлено 4 паровых котла Е-1/9 суммарной паропроизводительностью 4 т/час, предназначенные для производства и отпуска тепла в виде нагретой воды. Паровой нагрузки нет, весь пар идет через пароводяные подогреватели сетевой воды для нагрева сетевой воды, т.е. работа паровых котлов не целесообразна.

Котельная работает по температурному графику 95-70 ?С. Общая максимальная тепловая нагрузка котельной составляет - 1,778 МВт. Основным топливом котельной является мазут, резервного топлива нет.

В качестве исходной воды для котельной используется вода из городского хозяйственно-питьевого водопровода.

1. Расчет теплоснабжения жилого микрорайона

1.1 Определение нагрузок

Таблица 1.1. Исходные данные

Климатические характеристики взяты согласно [1].

Расчитаем величину отопительных характеристик для жилых зданий по формуле:

V - объем здания по наружному обмеру;

a - коэффициент для зданий из сборного железобетона равный 2,3, [3];

ц - коэффициент зависящий от расчетной температуры отопления, для -24°С равно 1, [3];

n - равен 6, [3].

Результаты расчета заносим в таблицу 1.2.

Величины отопительных и вентиляционных характеристик для общественных зданий берем согласно [3].

Таблица 1.2 Величины характеристик для расчета теплопотребления

Расчетная тепловая нагрузка на отопление, МВт:

Результаты расчета заносим в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 Расчетные тепловые нагрузки отопления

Тепловое потребление по кварталам и годовое, ГДж:

Результаты расчета заносим в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 Потребление тепла на отопление в течение года

Расход теплоты на горячее водоснабжение

Расчетная нагрузка ГВС:

Нормы расхода воды берем согласно [3], заносим нормы и результаты расчета в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 Расчетные нагрузки горячего водоснабжения

Тепловое потребление ГВС поквартально и годовое, ГДж:

где n - время работы ГВС, сут

Таблица 1.9 График работы ГВС

Результаты расчета заносим в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 Годовое потребление теплоты на ГВС

Определение суммарных нагрузок

Определение суммарной расчетной тепловой нагрузки:

1,755МВт=1,509Гкал/ч

Определение суммарного отпуска теплоты поквартально и за год:

Суммарный отпуск теплоты на отопление:

Суммарный отпуск теплоты на вентиляцию:

Суммарный отпуск теплоты на ГВС:

Результаты вычислений сводим в таблицу 1.11

Таблица 1.11 Сводная таблица отпуска теплоты

Согласно полученным данным к установке принимаем 2 водогрейных котла КВ-Рм-1 производства РУП "Энергия" г. Гомель.

1.2 Расчет тепловой схемы котельной

Расчет тепловой схемы котельной производится с целью определения расхода воды для отдельных узлов при характерных режимах работы котельной и составления общего материального баланса. Рысчетом определяется температура различных потоков воды (сетевой, подпиточной, сырой, умягченной). По расчетной схеме рис.1.1. определяются направления основных потоков теплоносителя, его расходы и параметры. Результаты расчета являются исходными данными для расчета и выбора числа и единичной мощности котлов, оборудования отдельных узлов тепловой схемы и основных трубопроводов котельной. Расчет тепловой схемы выполняется параллельно для всех режимов согласно методике предложенной в [2].

Теплопроизводительность устанавливаемого котлоагрегата Qк=1 МВт (0,86 Гкал/ч);

Отопительная нагрузка (согласно расчета п.1) Qот=1,16 МВт (1 Гкал/ч);

Нагрузка горячего водоснабжения (согласно расчета п.1) Qгвс=0,616 МВт (0,53 Гкал/ч);

Расчет тепловой схемы котельной сводим в таблицу 1.12

Таблица 1.12 Расчет тепловой схемы котельной

Наименование расчетной величины	Обозна-чение	Расчетная формула	Расчетные режимы
			Зимний	Летний
			Макси-мальный	При т-ре наружного воздуха в точке излома температурного графика	При температуре наружного воздуха,°С
					-15	-11	-5	0
Т-ра наружного воздуха в точке излома температур- ного графика,°С	tн.изл	tвн-0,354(tвн-tнр)		3
Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха	Ков	(tвн-tн)/(tвн-tнр)	1	0,357	0,79	0,69	0,548	0,429
Значение коэффициента Ков в степени 0,8			1	0,439	0,83	0,743	0,618	0,508
Температура сетевой воды в подающем трубопроводе к потребителю, °С	t1		95	49	80	73	63	54
Температура сетевой воды в обратном трубопроводе от потребителя, °С	t2		70	40	60	56	49	43
Расчетный отпуск тепла на отопление и вентиляцию, Гкал/ч	Qов		1	0,357	0,79	0,69	0,548	0,429
Суммарный отпуск тепла на отопление, вентиляцию и ГВС, Гкал/ч	Qов+гв		1,53	0,887	1,32	1,22	1,078	0,959	0,689
Количество сетевой воды в подающем трубопроводе Т1, т/ч	G1=G2		40	39,7	39,3	40,6	39,1	39	0
Температура воды на входе в котел, °С	tвк1		70	70	70	70	70	70	70
Количество воды, пропускаемой через работающий котлы, т/ч	Gвк	Qк*1000/(t1-t2)	34,4	34,4	34,4	34,4	34,4	34,4	34,4
Температура воды на выходе из котла, °С	tвк2	Qов+гв*1000/Gвк+tвк1	92	96	89	105	101	98	90
Количество котловой воды идущей на нагрев воды для нужд ГВС, т/ч	Gгв		24,09	20,38	27,9	15,14	17,1	18,93	34,5
Количество работающих водогрейных котлов	N	Qт/Qк	2	1	2	1	1	1	1
Количество сетевой воды в обратном трубопроводе, т/ч	Gобр	G2+Gгв	64,09	60,08	67,2	55,74	56,2	57,93	34,5
Температура воды в обратном трубопроводе, °С	tобр		70	50	64	60	55	52	70
Расход воды через перепускной трубопровод, т/ч	Gпер		0	40,56	14,2	28,87	32,3	37,3	0
Расход воды через линию рециркуляции, т/ч	Gрец		0	15,02	16,8	7,68	11,56	13,26	0

2. Тепловой расчет котельного агрегата

2.1 Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания

Проведем тепловой расчет выбранного к установке котла КВ-Р-1-95.

В качестве основного вида топлива приняты по заданию дрова и древесные отходы, резервный вид топлива отсутствует.

Состав топлива в процентах по массе приводим в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Состав древесного топлива

Влажность WР	Зольность АР	Улерод СР	Водород НР	Азот NР	Кислород ОР	Сера SР
97,318	0,989	0,284	0,114	0,030	1,252	0,013

Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива Q_н^р = 10274 кДж/кг (2450 ккал/кг).

При тепловом расчете водогрейного котла определяем теоретические и действительные объемы воздуха и продуктов сгорания согласно [2].

Теоретический объем воздуха, необходимого для сгорания топлива при сжигании дров при определяем по формуле, м³/кг:

(2.1)

Теоретический объем продуктов сгорания:

объем водяных паров, м³/кг:

, (2.2)

теоретический объем азота, м³/кг:

, (2.3)

;

- теоретический объем трехатомных газов:

, (2.4)

- теоретический объем продуктов сгорания (м³/м³):

(2.5)

Действительные объемы продуктов сгорания рассчитываются с учетом коэффициента избытка воздуха в топке и объемов присосов воздуха по газоходам котельного агрегата.

Коэффициенты избытка воздуха на выходе из топки котла принимаем для слоевой топки при сжигании дров равным [2], величину присосов воздуха в газоходах котлоагрегата принимаем в соответствии рекомендациями [2] при номинальной нагрузке:

конвективный пучок котла

стальной газоход (на каждые 10м длины) .

Действительный суммарный объем продуктов сгорания природного газа определяем (при среднем коэффициенте избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева) по формуле, м³/м³:

. (2.6)

Результаты расчета действительных объемов продуктов сгорания и их составов по газоходам сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 Расчет действительных объемов продуктов сгорания

Величина	Расчетная формула	Теоретические объемы
		Газоход
		топка	к.п.
Коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева		1,3	1,45
Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе		1,3	1,375
Избыточное количество воздуха, м3/кг		0,844	1,265
Объем водяных паров, м3/кг		0,955	0,958
Полный объем продуктов сгорания, м3/кг		4,575	4,786
Объемная доля трехатомных газов		0,123	0,118
Объемная доля водяных паров		0,209	0,2
Суммарная объемная доля		0,332	0,318

Рассчитываем энтальпию воздуха и продуктов сгорания. Расчет энтальпий продуктов сгорания производим при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева для всего возможного диапазона температур согласно рекомендации [2].

Для расчета энтальпий воздуха и продуктов сгорания приведем значения энтальпий компонентов дымовых газов для всего выбранного диапазона температур и сведем их в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 Энтальпия компонентов дымовых газов и воздуха.

Температура t,?С	Энтальпия, ккал/м3
	СО2	N2	O2	H2O	Воздух
100	40,573	31,026	31,504	36,038	31,504
200	85,442	62,053	63,723	72,554	63,484
300	133,413	93,556	97,136	110,501	97,375
400	184,248	125,776	131,504	149,403	129,356
500	237,709	158,473	166,826	189,737	163,246
600	291,885	191,885	202,864	230,788	198,091
700	348,687	225,776	239,857	273,747	233,89
800	406,683	260,859	276,85	318,854	269,69
900	465,632	296,659	314,797	363,723	305,728
1000	525,537	332,697	352,745	411,695	342,721
1100	586,635	368,735	390,692	459,666	380,668
1200	648,449	404,773	429,594	508,592	418,616
1300	710,501	441,766	468,735	559,666	456,563
1400	773,508	479,714	507,637	610,501	495,704
1500	836,277	516,706	547,494	663,484	535,561
1600	899,284	554,654	587,589	716,468	573,508
1700	963,246	592,601	627,446	770,406	612,649
1800	1027,208	630,549	667,542	825,298	651,551
1900	1091,169	669,451	708,353	880,43	691,408
2000	1156,086	707,399	749,403	770,167	731,504
2100	1221,002	746,539	789,499	993,317	771,36
2200	1285,919	785,442	831,265	1050,119	811,456

Энтальпию теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур вычисляем по формуле, кДж/кг:

, (2.7)

где (ct)_в - энтальпия 1м³ воздуха, принимаем по таблице [2].

Энтальпию теоретического объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур определяем по формуле, кДж/кг:

, (2.8)

где - энтальпия 1кг трехатомных газов, теоретического объема азота, теоретического объема водяных паров, принимаются для каждой выбранной температуры по таблице согласно [2].

Энтальпию избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур t определяем по формуле, кДж/кг:

. (2.9)

Энтальпию продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха определяем по формуле, кДж/кг:

,(2.10)

где Н_зл - энтальпия золы, для дров Н_зл = 0.

Результаты расчетов энтальпий воздуха и продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.4.

Для составления таблицы интервал температур принимаем равным 100^оС. Интервалы температур для расчета по газоходам принимаем:

топка котла 2000 - 700 ^оС;

конвективный пучок 800 -100 ^оС;

Таблица 2.4 Энтальпия продуктов сгорания

t,?С	Hг, ккал/кг	Hв, ккал/кг	Н=Нг+(б-1)Нв
			бт=1,3	бух=1,45
			Н	ДН	Н	ДН
100	126,37	88,59	152,95	156,24	166,24	169,72
200	255,63	178,52	309,19		335,96
300	389,07	273,82	471,22	162,03	512,29	176,33
400	526,63	363,75	635,76	164,54	690,32	178,03
500	668,11	459,05	805,83	170,07	874,68	184,36
600	812,26	557,03	979,37	173,54	1062,92	188,24
700	960,79	657,7	1158,1	178,73	1256,76	193,84
800	1114,69	758,37	1342,2	184,1	1455,96	199,2
900	1270,5	859,71	1528,41	186,21	1657,37	201,41
1000	1430,35	963,73	1719,47	191,06	1864,03	206,66
1100	1590,87	1070,44	1912	192,53	2072,57	208,54
1200	1752,7	1177,15	2105,85	193,85	2282,42	209,85
1300	1918,84	1283,86	2304	198,15	2496,58	214,16
1400	2087,42	1393,92	2505,6	201,6	2714,68	218,1
1500	2255,79	1506	2707,59	201,99	2933,49	218,81
1600	2426,43	1612,7	2910,24	202,65	3152,15	218,66
1700	2598,51	1722,77	3115,34	205,1	3373,76	221,61
1800	2771,5	1832,16	3321,15	205,81	3595,97	222,21
1900	2946,85	1944,24	3530,12	208,97	3821,76	225,79
2000	2962,66	2056,99	3579,76	49,64	3888,31	66,55
2100	3299,53	2169,06	3950,25	370,49	4275,61	387,3
2200	3477,02	2281,81	4161,56	211,31	4503,83	228,22

2.2 Тепловой баланс котлоагрегата и определение расхода топлива

При работе парового или водогрейного котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты и на покрытие различных потерь теплоты. Тепловой баланс парогенератора характеризует равенство между приходом и расходом тепла. Тепловая эффективность котлоагрегата, совершенство его работы характеризуется коэффициентом полезного действия.

Тепловой баланс котельного агрегата составим согласно рекомендации

Приходная часть теплового баланса в большинстве случаев определяется по формуле:

, (2.11)

где Q_р^р - располагаемая теплота;

Q_н^р - низшая теплота сгорания топлива, для газа принимаем Q_н^с - низшая теплота сгорания сухой массы дров, кДж/кг; принимаем по исходным данным для дров Q_н^с = 10274 кДж/кг (2450 ккал/кг);

Q_ф.т. - физическое тепло топлива:

Q_ф.т.=[с'_тл(1-W^Р)+W^Р]t_тл , (2.12)

где с'_тл - теплоемкость сухой массы топлива. Согласно [1] с'_тл=0,31 ккал/(кгС);

t_тл - температура топлива, подаваемого в топку для сжигания. Так как предварительного подогрева топлива не производится, то считаем t_тл=20С.

Тогда Q_ф.т.=[0,31(1-0,4)+0,4]20=11,72 ккал/кг (59 кДж/кг);

Q_т.в. - физическое тепло воздуха, подаваемого в топку котла при подогреве его вне котлоагрегата; принимаем Q_т.в.= 0, так как воздух перед подачей в котлоагрегат дополнительно не подогревается;

Q_пар. - теплота, вносимая в котлоагрегат при поровом распиливании жидкого топлива, кДж/кг; принимаем Q_пар.= 0, так как топливо дрова.

Располагаемая теплота для котлоагрегата КВ-Рм-1-95 составляет:

Расходная часть теплового баланса котлоагрегата складывается и следующих составляющих:

. (2.13)

Тепловой баланс котла составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты выражаются в процентах располагаемой теплоты:

.(2.14)

Разделив уравнение (2.13) на Q_р^р получим его в следующем виде:

, (2.15)

гдеq₁ - полезно использованная в котлоагрегате теплота;

q₂ - потеря теплоты с уходящими газами;

q₃ - потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива;

q₄ - потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива;

q₅ - потеря теплоты от наружного охлаждения;

- потеря теплоты от физической теплоты, содержащей- ся в удаляемом шлаке и от потерь на охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла;

q_6шл.= 0, так как топливо дрова; q_6охл= 0, так как охлаждение элементов котлоагрегата КВ-Рм-1-95 не предусматривается его конструкцией.

КПД брутто котельного агрегата определяется по уравнению обратного баланса, %:

.(2.16)

Потеря теплоты с уходящими газами q₂ рассчитываем по формуле, %:

, (2.17)

где Н_ух - энтальпия уходящих газов из котлоагрегата, определяется из таблицы 2.4 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов, кДж/кг; принимаем предварительно температуру уходящих газов Т_ух= 160 ^оС, ;

Н_ух = 1123 кДж/кг;

Н_х.в.^о - энтальпия теоретического объема холодного воздуха при температуре 30 ^оС, кДж/кг, определяем по формуле:

. (2.18)

Потер и теплоты от химического недожога q₃ определяем по таблице [2] для дров: q₃ = 2 % .

Потери теплоты от механического недожога для дров принимаем q₄ = 1,5. [2]

Определяем q₂:

.

Потери теплоты от наружного охлаждения q₅ определяем по таблице [2] для котлоагрегата мощностью 0,86 Гкал/ч (1 МВт): q₅ = 3 % .

Коэффициент полезного действия котлоагрегата:

Суммарную потерю тепла в котлоагрегате определяем по формуле:

, (2.19)

Для последующих расчетов определяем коэффициент потери теплоты:

, (2.20)

.

Полное количество теплоты, полезно отданной в котельном агрегате определяем по формуле, кВт:

, (2.21)

Где Gв - расход воды через водогрейный котел, кг/с;

Согласно [2] равен 34,423 т/ч=9,562 кг/с;

- энтальпия горячей воды на выходе из котла (95°С), кДж/кг;

- энтальпия холодной воды на входе в котел (70°С), кДж/кг;



Расход топлива, подаваемого в топку котлоагрегата, определяем по формуле, кг/ч:

, (2.22)

.

2.3 Тепловой расчет топочной камеры

Поверочный расчет топочной камеры заключается в определении действительной температуры дымовых газов на выходе из топочной камеры котлоагрегата по формуле, ^оС:

, (2.23)

гдеТ_а - абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания, К;

М - параметр, учитывающий распределения температур по высоте топки;

- коэффициент сохранения теплоты;

В_р - расчетный расход топлива, кг/с;

F_ст - площадь поверхности стен топки, м²;

- среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов;

- степень черноты топки;

Vc_ср - средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 кг топлива в интервале температур , кДж/(кг К);

5,67 10^-8 - коэффициент излучения абсолютно черного тела, Вт/(м²К⁴).

Для определения действительной температуры предварительно задаемся ее значением в соответствии с рекомендациями [2] .По принятой температуре газов на выходе из топки и адиабатической температуре сгорания топлива О_а определяем тепловые потери, а по принятой - излучательные характеристики газов. Затем по известным геометрическим характеристикам топочной камеры получаем расчетным путем действительную температуру на выходе из топки.

Поверочный расчет топки проводим в последовательности рекомендованной[2].

Для принятой предварительно температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице2.3 .

Полезное тепловыделение в топке подсчитываю по формуле, кДж/кг:

, (2.24)

где Q_в. - теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/м³; для котлов не имеющих воздухоподогревателя определяется по формуле:

(2.25)

Q_в.вн. - теплота, внесенная в котлоагрегат с поступающим в него воздухом, подогретым вне агрегата; принимаем Q_в.вн = 0, так как воздух перед котлом КВ-Рм-1-95 в рассматриваемом проекте не подогревается;

rH_г.отб. - теплота рециркулирующих продуктов сгорания; принимаем rH_г.отб. = 0, так как конструкцией котла КВ-Рм-1-95 рециркуляция дымовых газов не предусматривается;

.

Теоретическую (адиабатную) О_а температуру горения определяем по величине полезного тепловыделения в топке Q_т = Н_а.

По таблице 2.4. при Н_а = 10302,2 кДж/кг (2432,097 ккал/кг) определяем О_а = 1348 ^оС.

.

Определяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки (х_т) при сжигании газа по формуле:

, (2.26)

[2]

Н_г - расстояние от пода топки до оси загрузочной дверцы, м;

Н_т - расстояние от пода топки до середины выходного окна топки, м;

Для котла КВ-Рм-1-95 х_т = 0,14.[2]

Коэффициент тепловой эффективности экранов определяем по формуле:

, (2.27)

где - коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятие экранов вследствие загрязненности или закрытия изоляцией поверхностей; принимаем по [2]

х - условный коэффициент экранирования х = 0,85;

.

Определяем эффективную толщину излучающего слоя в топке, м:

, (2.28)

где V_т, F_ст - объем и поверхность стен топочной камеры, м³ и м². Определяем по конструкторской документации на котел КВ-Рм-1-95.

V_т = 4,12 м³, F_ст = 15,547 м²;

Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени складывается из коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами (к_r) и сажистыми частицами (к_с) и при сжигании газа определяется по формуле, (м МПа)^-1:

, (2.29)

гдеr_п - суммарная объемная доля трехатомных газов, берем из таблицы 2.2

.

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами k_r определяем по формуле, (м МПа)^-1:

, (2.30)

где-парциальное давление трехатомных газов, МПа; МПа;

р = 0,1 МПа - давление в топочной камере котлоагрегата, работающего без наддува [2];

- абсолютная температура газов на выходе из топочной камеры, К (равна принятой по предварительной оценке)

.

Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами определяем по формуле, (м МПа)^-1 :

, (2.31)

гдеС^р/Н^р - соотношение содержания углерода и водорода в рабочей массе топлива;

Тогда

.

Степень черноты факела (а_ф) для твердого топлива определяется по формуле:

, (2.32)

Степень черноты топки при сжигании газа определяется по формуле:

, (2.33)

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1кг твердого топлива, кДж/(м³К):

, (2.34)

Определяем действительную температуру на выходе из топки, ^оС:

Так как расчетная уточненная температура на выходе из топки отличается от ранее принятой всего на 8,6 ^оС, то полученную температуру принимаем для дальнейшего расчета, как температуру на выходе из топки.

2.4 Расчет конвективного пучка

Конвективные поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов играют важную роль в процессе получения пара или горячей воды, а также использования теплоты продуктов сгорания, покидающих топочную камеру. Эффективность работы конвективных поверхностей нагрева в значительной мере зависит от интенсивности передачи теплоты продуктами сгорания воде и 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 - конвекцией.

При расчете конвективных поверхностей нагрева используются уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Для расчета задаемся температурой продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева и затем уточняем ее путем последовательных приближений. В связи с этим расчет ведем для двух значений температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода. Расчет производим для 1кг сжигаемого топлива при нормальных условиях.

Расчет конвективных поверхностей котла ведем в следующей последовательности.[2]

По чертежу котлоагрегата определяем следующие конструктивные характеристики газохода:

площадь поверхности нагрева одного конвективного пучка Н=33,872 м²;

поперечный шаг труб S₁ = 65 мм;

продольный шаг труб S₂ = 65 мм;

число труб в ряду z₁ = 20 шт.;

число рядов труб по ходу продуктов сгорания z₂ = 6 шт.;

наружный диаметр и толщина стенки трубы

площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания F = 0,191 м².

Подсчитываем относительный шаг:

- поперечный

продольный

Предварительно принимаем значение температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода:

Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания по уравнению теплового баланса, кДж/кг:

, (2.35)

где- коэффициент сохранения теплоты;

Н' - энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева; принимаем из расчета топочной камеры Н' = Н_т" = 5880 кДж/кг, при О_т"= 808,6 ^оС;

Н" - энтальпия продуктов сгорания после конвективного пучка, принимаем из таблицы 2.4 при: О₁" = 160 ^оС Н₁" = 1123,22 кДж/кг,

- присос воздуха в конвективном пучке;

Н^о_пр.в. - энтальпия присосанного воздуха при t_в = 30 ^оС,

Н^о_пр.в. = Н^о_х.в. = 417,8 кДж/кг;

кДж/кг,

Расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе определяем по формуле, ^оС:

, (2.36)

,

Определяем температурный напор, ^оС:

 (2.37)

гдеt_б, и t_м - наибольший и наименьший перепад температур на входе и выходе из конвективного газохода:

Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева, м/с:

, (2.38)

,

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков по формуле, Вт/(м²К):

, (2.39)

где- коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме [2] ,

= 79,8 Вт/м²К;

с_z - поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, определяем по номограмме [2] , с_z = 0,96;

с_s - поправка на компоновку пучка, определяем по номограмме [2] ,

с_s = 1,0;

с_ф - коэффициент, учитывающий влияние физических параметров потока, определяем по номограмме [2]: ;

,

Вычисляем степень черноты газового потока (а). При этом предварительно вычисляем суммарную оптическую толщину:

, (2.40)

гдеs - толщина излучающего слоя, для гладкотрубных пучков определяем по формуле, м:

, (2.41)

к_зл. - коэффициент ослабления лучей золовыми частицами, принимаем при сжигании газа к_зл. = 0;

- концентрация золовых частиц, принимаем ;

р - давление в газоходе, принимаем для котлов без надува равным 0,1МПа;

к_г - коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, определяем по формуле:

, (2.42)

;

;

,

,

Определяем коэффициент теплоотдачи , учитывающий передачу теплоты излучением, Вт/м²К:

, (2.43)

где - коэффициент теплоотдачи, определяем по номограмме [2], Вт/м²К;

а - степень черноты продуктов сгорания, определяем по номограмме [2]: ;

с_г - коэффициент, учитывающий температуру стенки, определяем по номограмме [2] .

Для определения и с_г вычисляем температуру загрязненной стенки, ^оС:

, (2.44)

где t - средняя температура окружающей среды, t₁ = 95^оС;

- при сжигании дров принимаем равной 50^оС [2];

 ^оС,

Вт/м²К,

Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/м²К:

, (2.45)

где - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева, принимаем [2];

Вт/м²К,

Определяем коэффициент теплопередачи, Вт/м²К:

, (2.46)

где - коэффициент тепловой эффективности, определяем по табл. [2],

;

Вт/м²К,

Определяем количество теплоты, воспринятое поверхность нагрева, кДж/кг:

 , (2.47)

кДж/м³,

2.5 Проверка теплового баланса

Расчет считается верным если выполняется следующее условие [2] :

(2.48)

Где

(2.49)

Qл - количество теплоты переданное излучением в топке, кДж/кг;

(2.50)

Qл=(10333-5880) •0,954=4248 кДж/м?

Qк1 - количество теплоты полезно использованное в первом конвектив ном пучке, кДж/кг;

Qк2 - количество теплоты полезно воспринятое во втором конвективном пучке, кДж/кг.

?Q=0,116 [10333•0,836-(4248+4398)]=-0,9 кДж/с

Определяем невязку теплового баланса

Условие выполняется значит расчет считаем оконченным.

3. Аэродинамический расчет газоваго и воздушного тракта 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, а воздух при наличии воздухоподогревателя нагревается. 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 аэродинамический расчет газового и воздушного трактов необходим для того, чтобы затем выбрать дымосос и дутьевой вентилятор.

Аэродинамическое сопротивление какого-либо участка тракта складывается из сопротивления трения и местных сопротивлений.

Расчет ведем согласно методике [2].

Суммарное сопротивление газового тракта при уравновешенной тяге без золоуловителя по ходу продуктов сгорания:

(3.1)

где У?h - суммарное сопротивление тракта, Па;

М_р - поправка на разницу плотностей продуктов сгорания и сухого воздуха, М=0,97 [2].

p_б - барометрическое давление.

Суммарное сопротивление тракта:

У?h=?h_м+?h_тр+h_т+h_ка (3.2)

где ?h_м - сумма всех местных сопротивлений газохода, Па;

?h_тр - сопротивление трения по длине газохода, Па;

h_т - сопротивление дымовой трубы, Па;

h_ка - суммарное сопротивление газового тракта котла КВ-Рм-1-95.

Для определения сопротивления дымовой трубы необходимо определить высоту устанавливаемой дымовой трубы. В современных производственных и отопительных котельных дымовая труба служит не для создания тяги, а для отвода продуктов сгорания на определенную высоту, при которой обеспечивается рассеивание вредностей до допустимых санитарных норм концентраций в зоне нахождения людей.

Так как, котельная уже существует и врезка газоходов производится в существующую стальную дымовую трубу высотой 30м и диаметром устья 400 мм, то выполнять расчет дымовой трубы не имеет смысла.

Зная высоту дымовой трубы, определяем сопротивление трубы:

(3.3)

где

л - коэффициент сопротивления трения, для стальных труб 0,01, [2];

i - уклон трубы по внутренней образующей, принимаем 0,02, [2];

щ - скорость газов в выходном сечении трубы, м/с;

с - плотность продуктов сгорания при температуре продуктов сгорания у дымососа, кг/м³.

Находим среднюю плотность продуктов сгорания:

 (3.15)

здесь

с⁰ - плотность продуктов сгорания при 0°С, с⁰=1,34кг/м³, [4];

и - средняя температура продуктов сгорания в дымоходе,

и=0,5?(t_ух+t_тр)=0,5•(155+62)=109°С.

Тогда

кг/м³

Сопротивление дымовой трубы:

Па

Рассчитаем аэродинамическое сопротивление котла h_ка, [2].

Таблица 3.1.



Суммарное сопротивление котла:

hк= h_кв1+ h_пов+ h_кв2+ h_пов2=6,2+0,8+11,8+1,32=22,1кг/м²=221,0 Па

Определим объем продуктов сгорания у дымососа:

м³/с.

Из условия попадания скорости движения продуктов сгорания в интервалы экономических скоростей подбираем размер газоходов и борова:

-эквивалентный диаметр газохода до дымососа 0,325 м;

-скорость движения продуктов сгорания до дымососа 10,7 м/с;

-диаметр газохода после дымососа 325 мм;

-скорость движения продуктов сгорания после дымососа 10,7 м/с;

-диаметр борова, выбранный из условия прохождения по нему продуктов сгорания от двух котлоагрегатов со скоростью 14 м/с 400 мм;

Местные сопротивления включают следующие составляющие:

-сопротивление всаса дымососа о = 0,4, [2];

-диффузор о = 0,3, [2];

-внезапное расширение на входе в боров о = 0,2, [2];

-вход в трубу о = 0,19, [2];

-два поворота на 45° и один поворот на 90°.

Коэффициент сопротивления для всех поворотов определяется по формуле:

о=K?•о₀•В•С (3.4)

где

K?о⁰ - произведение коэффициентов для коленьев без закругления 1,4, [2];

В - коэффициент определяемый в зависимости от угла поворота, для 90° В=1, для 45° В=0,68, [2];

С - для коленьев с острыми кромками равно 1, [2].

Получаем

о=1,4·(0,68+0,68+1)·1=3,304.

Величину всех местных сопротивлений определяем по формуле:

(3.5)

Па

Расчет сопротивления трению ведем по формуле:

(3.6)

л - коэффициент Дарси, для стальных газоходов с эквивалентным диаметром <2м равно 0,02, [2].

Па

Теперь находим суммарное сопротивление газового тракта:

?H=(66,2+241,4+5,56+221+54)•0,97•1=570,5 Па

Для выбора дымососа необходимо определить перепад полных давлений при уравновешенной тяге:

?H_п=h_т''+?H-H_c (3.7)

где h_т'' - разряжение в верхней части топочной камеры, 20Па, [2];

H_с - величина самотяги всех участков по ходу продуктов сгорания, [2].

Рассчитываем самотягу участка газохода до дымососа, учитывая что она отрицательна по формуле:

(3.8)

Получаем Па

По этой же формуле определяем самотягу дымовой трубы:

Па

Тогда перепад полных давлений:

?H_п=20+570,5-73,575=517 Па

По полученным значениям перепадов полных давлений для газового и воздушного трактов определяем параметры дымососа и дутьевого вентилятора.

4. Выбор вспомогательного оборудования

4.1 Выбор насосов

Сетевые насосы водогрейных котельных являются ответственными элементами их тепловых схем. Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды, который определяется из величины расчетной тепловой нагрузки. В котельной должно быть установлено не менее двух сетевых насосов, [7]. Количество устанавливаемых насосов и их единичная подача определяются, исходя из условия обеспечения наиболее экономичной их работы в течение года. Суммарная подача сетевых насосов в котельной должна быть такой, чтобы при выходе из стоя любого насоса оставшиеся обеспечивали подача максимального расхода сетевой воды.

Максимальный расход сетевой воды согласно пункта 1 G=67,2 т/ч, минимальный расход G=34,5 т/ч. Суммарная производительность сетевых насосов берется с двадцати процентным запасом G_сн=80,4 т/ч.

По известным расходам принимаем к установке 1 насос сетевой сдвоенный DPg-100/199-18.5/2:

G=80 т/ч, H=40 м.вод.ст., N=18,5 кВт, [6].

При установке сдвоенных насосов, установка резервного насоса не требуется.

Рециркуляционные насосы водогрейных котлов устанавливают для повышения температуры воды на входе в котел путем подмешивания горячей воды из прямой линии тепловой сети. Подача рециркуляционных насосов определяется при расчете тепловой схемы котельной (пункт 1), необходимый напор определяется гидравлическим сопротивлением водогрейного котла и соединяющих насосы и котел трубопроводов.

Для котла КВ-Рм-1 сопротивление рециркуляционного контура равно 14 м вод. ст. [7]. Подача рециркуляционных насосов G_рец=7-17 т/ч.

Принимаем к установке 1 насос рециркуляционный сдвоенный DPH-150/340.65T:

G=7-17 т/ч, Н=16 м.вод.ст., N=2,8 кВт, [6].

Для восполнения утечки в тепловой сети устанавливают подпиточные насосы. Необходимый напор подпиточных насосов определяется давлением воды в обратной магистрали и сопротивлением трубопроводов и арматуры на линии подпитки. Число подпиточных насосов должно быть не менее двух, один из них резервный. Производительность подпиточного насоса согласно пункта 1 G_ут=1 т/ч. Напор в обратной линии теплосети в общем случае можно принять 25-30 м.вод.ст.[7]

2 насоса подпиточных KPS-30/16T:

G=1 т/ч, Н=20 м.вод.ст., N=0,3 кВт, [6].

Для подачи воды на нужды горячего водоснабжения используются циркуляционные насосы, обеспечивающие необходимый расход воды через теплообменник ( см. пункт 1) G_гв=10 т/ч.

Необходимый напор циркуляционных насосов выбирается в зависимости от гидравлического сопротивления трубопроводов, арматуры, фильтров, теплообменников и гидростатического напора воды и обычно лежит в пределах от 40 до 60м.вод.ст. [7].

Принимаем к установке 2 насоса циркуляционных IPn-40/200-5.5/2:

G=10 т/ч, H=45 м.вод.ст., N=5,5 кВт, [6].

4.2 Выбор тягодутьевых машин

Каждый котельный агрегат должен иметь свой вентилятор и дымосос. Основными параметрами тягодутьевых машин являются их производительность и создаваемый напор.

Производительность и напор используемых дутьевых вентиляторов и дымососов устанавливаются заводом-изготовителем котлоагрегатов.

К установке (согласно рекомендаций завода- изготовителя котлоагрегата КВ-Рм-1) принимаем:

Дымосос: Д-4 с параметрами

Q=4,3 тыс.м³/час, Н=800 Па, N=2,2 кВт, n=1500 об/мин, [6].

Вентилятор: ВЦ 14-46-2,8 с параметрами

Q=2,4 тыс.м³/ч, Н=310 Па, N=0,75 кВт, n=1000 об/мин, [7].

4.3 Выбор теплообменников

В котельных, как правило, применяются пластинчатые двухходовые теплообменники. Поверхности нагрева серийно изготавливаемых теплообменников должны быть несколько больше требуемых по расчету, т.е. выбор поверхностей нагрева теплообменников всегда производится с некоторым запасом.

Поверхность нагрева теплообменника находится из уравнения теплопередачи:

(4.3)

где

Q - тепловая нагрузка теплообменника, берем из пункта 1;

k - коэффициент теплопередачи с достаточной степенью точности можно принять 2000 Дж/(м²•с•°С), [7];

з - коэффициент, учитывающий теплопотери в окружающую среду, принимаем равным 0,98, [7];

?t - средний температурный напор между теплоносителями, определяем по формуле:

(4.4)

Где ?t_б, ?t_м - большая и меньшая разности температур теплоносителей на входе и выходе из теплообменника, принимаем из расчета в пункте 1.

Определение площади поверхности подогревателя сырой воды:

°С

м².

По данным, полученным согласно расчета выбираем следующий пластинчатый теплообменный аппарат:

ТАР-0,4-8.0-2х (10х10), производства ЗАО "Завод Промстройиндустрия" г. Минск.

Тепловая мощность теплообменника Q=638 кВт;

Площадь поверхности теплообмена F=7.2 м²;

Теплообменник выбран с 20% запасом прочности.

6. Экология и охрана труда

6.1 Охрана труда

Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов распространяются на паровые котлы, котлы-бойлеры, автономные пароперегреватели и экономайзеры, водогрейные и паровые котлы, энерготехнологические котлы, котлы-утилизаторы, трубопроводы пара и горячей воды в пределах котла. Отступление от настоящих правил допускается лишь в исключительных случаях по разрешению Гостехнадзора. Правила обязательны для исполнения всеми должностными лицами, занятыми проектированием, изготовлением, монтажом, ремонтом и эксплуатацией котлов, автономных пароперегревателей, экономайзеров и трубопроводов в пределах котла.

При проектировании котельной, земельный участок выбирается с учетом розы ветров, схемы теплоснабжения, проектом планирования и застройки городов, поселков сельских населенный пунктов. На площадке располагается главный корпус, сооружения топливного хозяйства, трансформаторная подстанция, газорегуляторный пункт. Ограждения проектируются в соответствии с указаниями по проектированию ограждений площадок и участков предприятий, зданий, сооружений.

Расстояние до жилых и общественных помещений принимается согласно СНиП II - 35 - 76, от складов топлива, кислот, щелочей и других, сильно действующих веществ - по специальным нормам. Проектом предусматривается возможность подъезда автотранспорта к зданиям, сооружениям котельной и оборудованию, установленным на открытых площадках. Уровень пола не ниже уровня территории. Все измерительные приборы, устройства регулирования и управления работой котлов и рабочие места обслуживающего персонала - в теплых помещениях.

Конструкция котла и его основных частей должна обеспечивать надежность, долговечность и безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течении расчетного ресурса безопасной работы котла. Внутреннее устройство в паровой и водяной частях барабанов котлов, препятствующее осмотру их поверхности, а также проведению дефектоскопии должны выполняться съемными. Температура стенок элементов котла, пароперегревателя и экономайзера не должна превышать значения, принятого в расчетах на прочность. Конфигурация размещенных в газоходах труб должна исключать возможность образования в них паровых мешков пробок. Конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева его элементов при растопке и нормальном режиме работы, а также возможность свободного расширения отдельных элементов котла. Участки элементов котла и трубопроводов с повышенной температурой поверхности доступны для обслуживающего персонала и должны быть покрыты изоляцией, обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 55?С при температуре окружающей среды не более 25?С. Конструкция котла и его основных частей должна обеспечивать надежность, долговечность и безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течении расчетного ресурса безопасной работы котла. Внутреннее устройство в паровой и водяной частях барабанов котлов, препятствующее осмотру их поверхности, а также проведению дефектоскопии должны выполняться съемными. Температура стенок элементов котла, пароперегревателя и экономайзера не должна превышать значения, принятого в расчетах на прочность. Конфигурация размещенных в газоходах труб должна исключать возможность образования в них паровых мешков пробок. Конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева его элементов при растопке и нормальном режиме работы, а также возможность свободного расширения отдельных элементов котла.

Участки элементов котла и трубопроводов с повышенной температурой поверхности доступны для обслуживающего персонала и должны быть покрыты изоляцией, обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 55?С при температуре окружающей среды не более 25?С.

Конструкция котла должна обеспечивать удаление воздуха из всех элементов, находящихся под давлением, в которых могут образовываться воздушные пробки при заполнении и пуске. Устройство газоходов должно исключать возможность образования взрывоопасных скоплений газов, а также обеспечивать условия, необходимые для очистки газоходов от отложений продуктов сгорания.

Нижний допустимый уровень воды в газотрубных (жаротрубных) котлах должен быть не менее чем на 100 мм выше верхней точки поверхности нагрева котла. Иногда допускается уменьшение этой величины, если более низкий уровень подтверждается специальными расчетами. Верхний допустимый уровень воды в паровых котлах должен обеспечивать предупреждение попадания воды в пароперегреватель или паропровод.

Для барабанов и коллекторов должны применяться лазы и лючки в соответствии с определенными требованиями. В барабанах лазы выполняются круглой, эллиптической или овальной формы (диаметр круглого лаза должен быть не менее 400 мм). Если масса крышки лаза более 30 кг, то она должна быть снабжена приспособлением для облегчения открывания и закрывания.

В стенках топки и газоходов предусматриваются лазы, смотровые окна, гляделки, обеспечивающие возможность контроля горения и состояния поверхности нагрева, обмуровки, изоляции обогреваемых частей барабанов и коллекторов. На котлах с избыточным давлением газов в топке лючки и смотровые окна газоходов должны быть оснащены устройствами, исключающими выбивание газа наружу при их открывании.

Конечная температура воды в чугунном экономайзере должна быть не менее чем на 20?С ниже температуры насыщения пара в котле.

Вальцовочные соединения, выполненные с применением ручной или механической вальцовки, а также с применением взрыва внутри вальцуемой трубы, используется для труб с наружным диаметром не более 102 мм при температуре стенки трубы в месте вальцовки в условиях эксплуатации не более 400?С. При этих же ограничениях допускается использование вальцовочного соединения с обваркой трубы до и после вальцовки.

Каждый котел должен иметь трубопроводы:

- подвода питательной или сетевой воды;

продувки котла и спуска воды при его остановке;

удаление воздуха из котла при заполнении его водой и растопке;

продувки пароперегревателя и паропровода;

отбора проб воды и пара;

ввода в котловую воду корректирующих реагентов в период эксплуатации и моющих реагентов при химической очистке котла;

отвода воды или пара при растопке и остановке;

разогрева барабанов при растопке.

Продувочный трубопровод должен отводить воду в емкость, работающую без давления (допускается емкость под давлением, если обеспечивается не менее десятикратного перепада давления между емкостью и элементом котла). На всех участках паропровода, которые могут быть отключены запорными органами, должны быть установлены дренажи, обеспечивающие отвод конденсата.

Бесшовные трубы должны изготавливаться из катанной, кованной или центробежно-литой заготовки. Применение электросварных труб с продольным или спиральным швом допускается при условии выполнения радиографического или ультразвукового контроля сварного шва по всей длине. Каждая бесшовная или сварная труба должна проходить гидравлическое испытание пробным давлением.

Для выявления дефектов сварки, вальцовки и т.д. применяются проникающие методы неразрушающего контроля:

радиографический;

ультразвуковой;

магнитно-порошковый;

цветная дефектоскопия.

Стыковые сварные соединения, выполненные при ремонте, должны быть проверены радиографией или ультразвуком по всей длине сварных соединений.

Гидравлическому испытанию подлежат все котлы и их элементы после изготовления:

все трудные, сварные, литые, фасонные и другие элементы и детали, а также арматура, если они не прошли гидравлические испытания на месте их изготовления (гидравлические испытания вышеперечисленных элементов и деталей не являются обязательными, если они подвергаются 100%-му ультразвуком или другим радиационным неразрушающим методом дефектоскопии);

элементы котлов в собранном виде;

котлы, пароперегреватели и экономайзеры после их монтажа (если проведение гидравлического испытания невозможно отдельно от котла, то испытания проводятся совместно для всего котлоагрегата). Минимальное значение пробного давления при гидравлическом испытании для котлов, пароперегревателей, экономайзеров, а также для трубопроводов в пределах котла принимаются:

- при рабочем давлении не более 0,5 МПа: Р_П=1,5Р, но не ниже 0,2Мпа;

- при рабочем давлении более 0,5 МПа: Р_П=1,25Р, но не менее (Р+0,3).

При гидравлических испытаниях барабанных котлов, а также пароперегревателей и экономайзеров за рабочее давление принимается давление в барабане котла, а для котлов с принудительной циркуляцией (безбарабанных и прямоточных) - давление питательной воды на входе в котел.

Максимальное значение пробного давления устанавливается расчетами на прочность и согласовывается с Госгортехнадзором.

После термообработки и обнаружения дефектов обязательны гидравлические испытания котла и всех его элементов. Гидравлические испытания производятся водой не ниже 5?С и не выше 40?С, если в технических условиях не указаны значения температур. Разница температур металла и окружающего воздуха во время испытаний не должны вызывать выпадения влаги на поверхностях объекта испытаний. Время выдержки под пробным давлением должно быть не менее 10 минут. После выдержки под пробным давлением его снижают до рабочего, при котором производят осмотр всех соединений. Давление воды при испытании контролируется двумя манометрами (из которых один имеет класс точности не ниже 1,5). Использование сжатого воздуха или газа для подъема давления не допускается. После проведения гидравлического испытания необходимо обеспечить удаление воды. Агрегат считается выдержавшим испытание, если не будет обнаружено остаточной деформации, трещин или признаков разрыва.

У котлов, имеющих пароперегреватель, на паропроводе до главной задвижки должен быть установлен прибор для измерения температуры перегретого пара. У котлов с промежуточным перегревом пара приборы для измерения температуры устанавливаются на входе и выходе пара. При наличии на котле пароохладителя для регулирования температуры перегретого пара до пароохладителя и после него должны быть установлены приборы для измерения температуры пара на входе воды в экономайзер и на выходе из него, а также на питательных паропроводах паровых котлов без экономайзеров, должны быть установлены приборы для измерения температуры питательной воды. Для водогрейных котлов приборы измерения температуры воды должны быть установлены на входе и выходе воды. Допустимая температура горячей воды должна быть отмечена на шкале термометра красной чертой. При работе котлов на жидком топливе, на топливопроводе в непосредственной близости от котла должен быть установлен термометр для измерения температуры топлива перед форсунками. Допускается дистанционный контроль этой температуры с установкой вторичного прибора на щите управления котлом. Для контроля за температурой металла и предупреждения повышения ее сверх допустимых значений при растопках, остановках, маневренных режимах котла должны быть предусмотрены приборы для измерения температуры стенки его элементов: барабанов, трубных решеток и т.д. На входе питательной воды в котел должны быть установлены обратный клапан, предотвращающий выход воды из котла, и запорный орган. У водогрейных котлов следует устанавливать по запорному органу на входе воды в котел и на выходе из него. У котлов с давлением больше 0,8 Мпа на продувочном, дренажном и на трубопроводе отбора проб воды (пара) должны быть установлены не менее двух запорных органов, либо один - запорный и один - регулирующий. При давлении больше 10 Мпа на этих трубопроводах кроме того устанавливаются и дроссельные шайбы. При отводе среды от котла в сборный бак (сепаратор, расширитель и т.д.) с меньшим давлением, чем в котле, сборный бак должен быть защищен от повышения давления выше расчетного. На питательных линиях каждого котла должна быть установлена регулирующая арматура.

Паровые котлы с камерным сжиганием топлива должны быть оборудованы автоматическими устройствами, прекращающими подачу топлива к горелкам при снижении уровня, а для прямоточных котлов - расхода воды ниже допустимого.

Водогрейные котлы с камерным сжиганием топлива должны быть оборудованы автоматическими приборами, прекращающими подачу топлива в топку котла в случае:

повышения давления воды в выходном коллекторе котла более чем на 5% от расчетного или разрешенного давления;

понижения давления воды в выходном коллекторе котла до значения, соответствующего давлению насыщения, при максимальной температуре воды на выходе из котла;

повышения температуры воды на выходе из котла до значения, соответствующего температуре насыщения при рабочем давлении в выходном коллекторе, уменьшенной на 20?С;

уменьшения расхода воды через котел до значения, при котором недогрев воды до температуры кипения на выходе из котла при максимальной нагрузке и рабочем давлении в выходном коллекторе достигает 20?С.