Разработка схемы теплового контроля водяного котла утилизатора КУВ-35/150

Особенности разработки схемы теплового контроля водяного котла утилизатора КУВ-35/150, способы организации процесса регулирования питания. Этапы расчета узла измерения расхода сетевой воды за котлом. Анализ функциональной схемы теплового контроля.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 15.01.2013
Размер файла 1,8 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

тепловой контроль водяной котел

В данном курсовом проекте разработана автоматизированная система теплотехнического контроля и сигнализации нагрева воды в котле, реализованной с применением современных средств измерительной техники.

В проект также включены расчеты статических характеристик измерительных преобразователей, приборов, измерительных схем и информационных каналов. В проекте разработаны вопросы метрологического обеспечения средств и систем измерения, оценены их метрологические характеристики.

Курсовой проект включает в себя настоящую расчетно-пояснительную записку и графическую часть.

Данная пояснительная записка содержит:

Страниц - 60

Рисунков - 15

Таблиц - 5

Использованной литературы - 15

Исходные данные

Для организации процесса регулирования питания котла необходимо измерять температуру, давление и расход сетевой воды и уходящих газов. Для этого по месту устанавливают датчики, от которых на щит управления поступают сигналы с параметрами воды и газа. На схеме (рис.1) показаны точки контроля.

Рис.

Таблица. Исходные данные

Параметры

Обозначение

Размерность

Значение

Температура уходящих газов перед КУВ

505

Давление уходящих газов перед КУВ

2

Температура уходящих газов за КУВ

109

Давление уходящих газов за КУВ

2,5

Температура сетевой воды перед КУВ

65

Давление сетевой воды перед КУВ

1,68

Температура сетевой воды за КУВ

128

Давление сетевой воды за КУВ

1,53

Расход сетевой воды за КУВ

475

Концентрация O2 в уходящих газах за КУВ

СО2

%

0,4

Описание теплотехнического объекта

Общая характеристика КУВ(Б) 35/150

Котёл (рис. 2) предназначен для утилизации тепла продуктов сгорания после ГТУ типа LM-2500+DLE. Утилизация осуществляется посредством передачи тепла уходящих газов сетевой воде через стенки труб поверхности нагрева (конвективного пучка).

По ходу газов котёл выполнен в виде двух последовательно расположенных горизонтального и вертикального листометаллических газоходов. В нижней части вертикального газохода размещена поверхность нагрева из труб с наружным поперечным оребрением. Снаружи газоходы покрыты изоляцией, поверх её установлена декоративная металлическая обшивка.

Рис. 2. Схема КУВ - 35,0/150

Котёл имеет собственный каркас. На его опорные балки установлены «горячие» балки, к ним подвешена поверхность нагрева и обшивка газохода, расположенная ниже «горячих» балок.

Над вертикальным газоходом котла установлена стальная дымовая труба наружным диаметром 2500 мм, отметка среза трубы- 60,000. Труба опирается на каркас котла и имеет свой собственный, соединяющийся с котельным.

С газовой турбиной котел утилизатор соединяется через компенсатор. За компенсатором ГТУ устанавливаются горизонтальный диффузор, байпасный газоход с клапаном и компенсатором перед котлом и поворотный короб к поверхности нагрева. За поверхностью нагрева расположен трехступенчатый шумоглушитель, опирающейся через промежуточные элементы на «горячие» балки. За шумоглушителем размещены конфузор, компенсатор и отсечной клапан с электроприводом и дренажем для защиты шумоглушителя и поверхности нагрева от атмосферных осадков и поддержания котла-утилизатора в горячем состоянии при остановах.

Котёл-утилизатор - газоплотный. Прочность корпуса газоходов рассчитана на избыточное давление газов на срезе выходного фланца ГТУ- 4600 Па, включая хлопок - 3000 Па. Для обеспечения необходимой жёсткости газоходов и предотвращения их деформации при хлопке, по периметру газоходов в районе диффузора и поворотного короба установлены балки жёсткости.

Для контроля за тепловыми расширениями корпуса котла устанавливаются реперы в количестве 2-х штук на каждый компенсатор.

Циркулирующая сетевая вода нагревается в поверхности нагрева КУВ. Для защиты от недопустимого повышения давления используются предохранительные клапаны, установленные на выходном трубопроводе поверхности нагрева. КУВ по сетевой воде оснащён запорной и регулирующей арматурой, контрольно-измерительными приборами, дренажами, воздушниками, устройствами для отбора проб воды. Конструкция котла-утилизатора обеспечивает возможность проведения предпусковых и эксплуатационных водно-химических промывок водяного тракта, а также консервации внутренних поверхностей котла при остановах.

Для предотвращения обслуживающего персонала от ожогов и уменьшения потерь тепла в окружающую среду котёл и трубы сетевой воды покрыты изоляцией.

В газоходах котла-утилизатора предусмотрена установка штуцеров, бобышек и других отборных устройств для КИПиА.

Элементы каркаса котла и дымовой трубы соединяются между собой на монтаже с помощью высокопрочных болтовых соединений.

Для обслуживания котла-утилизатора, проведения ремонтных и наладочных работ используются площадки, лестницы, лазы. Для обслуживания и ремонта дымовой трубы используются её собственные площадки и лестницы.

Величина выбросов окислов азота в системе ГТУ-КУВ определяется их допустимой концентрацией за ГТУ, поэтому в самом котле не предусмотрено мероприятий по снижению выбросов.

Основные технологические параметры котла-утилизатора при его работе в основном расчетном режиме приведены в таблице 2. Основным расчетным режимом является режим работы котла-утилизатора на продуктах сгорания природного газа при температуре наружного воздуха +15 0С и при номинальной нагрузке ГТУ. В режимах, отличающихся от основного расчетного режима, тепловая мощность котла определяется теплогидравлическим расчетом.

Таблица 2. Основные технологические параметры КУВ - 35-150

Наименование параметра

Значение

Температура наружного воздуха, С

+15

Нагрузка ГТУ, %

100

Тепловая мощность котла, МВт (Гкал/час)

35,1 (30,2)

Температура воды на выходе из КУВ, С

128

Температура воды на входе в КУВ, С

65

Расход воды через КУВ, т/ч

475

Давление воды на входе в КУВ (абс.), бар

2,5

Гидравлическое сопротивление КУВ

<1.0

Расход газов, кг/с

80,8

Температура газов на входе в КУВ

505,2

Температура уходящих газов

109

Аэродин. сопрот. котла-утилиз. в границах поставки с учетом самотяги не более, Па

2300

В состав системы управления КУВ входит:

· автоматизированное управление защитами и блокировками;

· автоматизированное регулирование расхода сетевой воды

· контроль за технологическими параметрами.

Расчет недостающих данных

При проектировании системы теплового контроля котла-утилизатора заданы расход воды Gв = 475 т/ч и газа Gг=80,8 кг/с через него.

Диаметры трубопроводов можно определить из уравнения сплошности при рекомендованных скоростях движения среды. Величину скорости потока рекомендуется выбирать в следующих пределах: для воды , для газов .

Диаметр газопровода

Примем, что 1 кг газов равен 1 м3

Таким образом, Gг=80,8 кг/с = Qг= 80,8 м3

Диаметр газопровода при скорости газа :

Принимаем

Диаметр линии питательной воды

Расход питательной воды в можно определить через расход воды в кг:

, где - плотность воды;

При давлении и вода имеет плотность

Диаметр линии питательной воды при скорости воды :

Принимаем

Разработка технического задания на СТК

В процессе работы водогрейного котла КУВ - 35/150 необходимо контролировать изменение следующих технологических параметров:

· Температуры уходящих газов перед и за КУВ;

· Давления уходящих газов перед и за КУВ;

· Температуры сетевой воды перед и за КУВ;

· Давления сетевой воды перед и за КУВ;

· Расхода сетевой воды за КУВ;

· Концентрация O2 в уходящих газах за КУВ.

Таблица 3. Техническое задание на тепловой контроль

Параметр ТК

Номинальное значение

Характеристика среды

Место установки вторичного прибора

Вид контроля

Предел погрешности ИК

1

2

3

4

5

6

7

1

Температура уходящих газов перед КУВ

505

Уходящие газы

на щите

I,

0,8%

2

Давление уходящих газов перед КУВ

2

Уходящие газы

на щите

I

0,5%

3

Температура уходящих газов за КУВ

109

Уходящие газы

на щите

I,А

0,8%

4

Давление уходящих газов за КУВ

2,5

Уходящие газы

на щите

I,A

0,5%

5

Температура сетевой воды перед КУВ

65

Сетевая вода

на щите

I

0,8%

6

Давление сетевой воды перед КУВ

1,68

Сетевая вода

на щите

I

0,5%

7

Температура сетевой воды за КУВ

128

Сетевая вода

на щите

I,A

0,8%

8

Давление сетевой воды за КУВ

1,53

Сетевая вода

на щите

I,A

0,5%

9

Расход сетевой воды за КУВ

475

Сетевая вода

на щите

I,A

1%

10

Концентрация O2 в уходящих газах за КУВ

0,4 %

Уходящие газы

на щите

I,R

1%

Функциональная схема СТК. Графическая часть

Рис.

Рис. 3. Функциональная схема теплового контроля

Описание СТК

Схема теплового контроля разрабатывается на основе технического задания на тепловой контроль и сигнализацию и выполняет функции измерения следующих параметров:

1. Температура уходящих газов измеряется термоэлектрическим преобразователем, с которого подается сигнал на устройство контроля температуры и модуль УСО.

2. Давление уходящих газов измеряется с помощью датчика давления, сигнал с которого подается на показывающий прибор и на модуль УСО.

3. Температура уходящих газов измеряется термоэлектрическим преобразователем, с которого подается сигнал на устройство контроля температуры и модуль УСО.

4. Давление уходящих газов измеряется с помощью датчика давления, сигнал с которого подается на показывающий прибор и на модуль УСО.

5. Температура сетевой воды измеряется термометром сопротивления, с которой подается сигнал на устройство контроля температуры и модуль УСО.

6. Давление сетевой воды измеряется с помощью датчика давления, сигнал с которого подается на показывающий прибор и на модуль УСО.

7. Температура сетевой воды измеряется термометром сопротивления, с которого подается сигнал на устройство контроля температуры и модуль УСО.

8. Давление сетевой воды измеряется с помощью датчика давления, сигнал с которого подается на показывающий прибор и на модуль УСО.

9. Расход сетевой воды измеряется комплектом из диафрагмы камерной ДКС, датчика разности давлений, сигнал с которого подается на показывающий прибор и на модуль УСО.

10. Концентрация кислорода в уходящих газах измеряется кислородомером.

Система световой и звуковой сигнализации срабатывает в следующих ситуациях:

1. Повышение температуры дымовых газов на выходе из КУВ-1 ? 555 °С

2. Повышение давления дымовых газов на выходе из КУВ-1 ? 4,6 кПа

3. Повышение температуры сетевой воды на выходе из КУВ-1 ? 160°С

4. Повышение давления сетевой воды на выходе из КУВ-1 ? 1,7 МПа и понижение давления сетевой воды на выходе из КУВ-1 ? 0,7 МПа

5. Понижение расхода сетевой воды на выходе из КУВ-1 ? 300 т/ч

6. Разработка заказной спецификации на средства измерения, вторичные приборы и ПТК.

Заказная спецификация представлена ниже в таблице 4.

Таблица

№ п/п

Наименование парам. и место отбора имп.

Пред. значение параметра

Место установки

Наименование и характеристика

Тип

Кол.

Изготов.

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Температура уходящих газов перед КУВ

606 0С

По месту

Термоэлектрич. Преобразов. (Чувств. элемент - КТМС-кабель) НСХ: ХА (К).

Диапазон измеряемых температур: -40…+850 °C Класс допуска 1 (±1,5 0С)

Длина монтажной части: 1000мм

Диаметр монтажной части: 10мм

Материал чехла: 12Х18Н10Т

Межповерочный интервал 4 года

ТП-2088/1

2

«Элемер»

[13, с. 282]

Температура уходящих газов перед КУВ

606 0С

На щите

Измеритель-регулятор технологический

Диапазон шкалы: -40…+850 °C

Тип входного сигнала: ХА (К)

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,5%

ИРТ-5930н

1

«Элемер»

[13, с. 453]

Температура уходящих газов перед КУВ

606 0С

ПТК

Многоцелевой многоканальный контроллер Ремиконт Р-380

Центральный процессор одноплатный промышленный компьютер Х86

Макс. число модулей УСО: 16

Настраив. время цикла: 10-100 мс

Число каналов одного модуля УСО (аналогового ввода 4-20 мА, ХА (К), 50П): 16

Погрешность каналов:

аналогового ввода-вывода для токовых сигналов не более 0,1%

аналогового ввода для термопар и термосопротивлений не более 0,15-0,25%

Ремиконт Р-380

1

НИИ «Теплоп.»

1 вход для термопар, 2 вход для токовых сигналов

Давление уходящих газов перед КУВ

2,4 кПа

По месту

Преобразователь давления измерительный

Верхний предел измерений: 4 кПа

Максимальное (испытанное давление) -30/400 кПа

Предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2% Выходной сигнал: 4...20 мА

АИР 20/М2|ДИ|112

1

«Элемер»

[13, с. 162]

Давление уходящих газов перед КУВ

2,4 кПа

На щите

Измеритель-регулятор технологический

Диапазон шкалы: 0…4 кПа

Тип входного сигнала: 4...20 мА

Предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2%

ИРТ-5930н

1

«Элемер»

[13, с. 453]

Давление уходящих газов перед КУВ

2,4 кПа

ПТК

Многоцелевой многоканальный контроллер Ремиконт Р-380

Центральный процессор одноплатный промышленный компьютер Х86

Макс. число модулей УСО: 16

Настраив. время цикла: 10-100 мс Число каналов одного модуля УСО (аналог. ввода 4-20 мА, ХА (К), 50П): 16

Погрешность каналов:

аналогового ввода-вывода для токовых сигналов не более 0,1%

Ремиконт Р-380

1

НИИ «Теплоприбор»

3 аналоговый вход для токовых сигналов

Температура уходящих газов за КУВ

130 0С

По месту

Термоэлектрический преобразователь (Чувствит. элемент - КТМС-кабель)

НСХ: ХА (К)

Диапазон измеряемых температур: -40…+850 °C

Класс допуска 1 (±1,5 0С)

Длина монтажной части: 1000мм

Диаметр монтажной части: 10мм

Материал чехла: 12Х18Н10Т

Межповерочный интервал 4 года

ТП-2088/1

2

«Элемер»

[13, с. 282]

Температура уходящих газов за КУВ

130 0С

На щите

Измеритель-регулятор технологический

Диапазон шкалы: -40…+850 °C

Тип входного сигнала: ХА (К)

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,5%

ИРТ-5930н

1

«Элемер»

[13, с. 453]

Температура уходящих газов за КУВ

130 0С

ПТК

Многоцелевой многоканальный контроллер Ремиконт Р-380

Центральный процессор одноплатный промышленный компьютер Х86

Макс. число модулей УСО: 16

Настраив. время цикла: 10-100 мс Число каналов одного модуля УСО (аналог. ввода 4-20 мА, ХА (К), 50П): 16

Погрешность каналов:

аналогового ввода-вывода для токовых сигналов не более 0,1%

аналогового ввода для термопар и термосопрот. не более 0,15-0,25%

Ремиконт Р-380

1

НИИ «Теплоприбор»

2 вход для термопар, 4 вход для токовых сигналов

Давление уходящих газов за КУВ

3 кПа

По месту

Преобразов. давления измерительный

Верхний предел измерений: 4 кПа

Макс. (испыт. давление) -30/400 кПа

Предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2% Выходной сигнал: 4...20 мА

АИР-20/М2|ДИ|112

1

«Элемер»

[13, с. 162]

Давление уходящих газов за КУВ

3 кПа

На щите

Измеритель-регулятор технологический

Диапазон шкалы: 0…4 кПа

Тип входного сигнала: 4...20 мА

Предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2%

ИРТ-5930н

1

«Элемер»

[13, с. 453]

Давление уходящих газов за КУВ

3 кПа

ПТК

Многоцелевой многоканальный контроллер Ремиконт Р-380

Центральный процессор одноплатный промышленный компьютер Х86

Макс. число модулей УСО: 16

Настраив. время цикла: 10-100 мс

Число каналов одного модуля УСО (анал. ввода 4-20 мА, ХА (К), 50П): 16

Погрешность каналов:

аналогового ввода-вывода для токовых сигналов не более 0,1%

Ремиконт Р-380

1

НИИ «Теплоприбор»

5 аналоговый вход для токовых сигналов

Температура сетевой воды перед КУВ

78 0С

По месту

Термометр сопрот. Плат. НСХ: 50П

Диапазон измеряемых температур: -100…+250 °C

Класс допуска А (± 0,15%)

Схема соединения: 3х-проводная

Длина монтажной части: 200мм

Диаметр монтажной части: 10 мм

ТС-1088/1

2

«Элемер»

[13, с. 242]

Температура сетевой воды перед КУВ

78 0С

На щите

Измеритель-регулятор технологический

Диапазон шкалы: -100…+250 °C

Тип входного сигнала: 50П

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2%

ИРТ-5930н

1

«Элемер»

[13, с. 453]

Температура сетевой воды перед КУВ

78 0С

ПТК

Многоцелевой многоканальный контроллер Ремиконт Р-380

Центральный процессор одноплатный промышленный компьютер Х86

Макс. число модулей УСО: 16

Настраив. время цикла: 10-100 мс Число каналов одного модуля УСО (анал. ввода 4-20 мА, ХА (К), 50П): 16

Погрешность каналов:

аналогового ввода-вывода для токовых сигналов не более 0,1%

аналогового ввода для термопар и термосопрот. не более 0,15-0,25%

Ремиконт Р-380

1

НИИ «Теплоприбор»

1 вход для термосопротивлений, 6 вход для токовых сигналов

Давление сетевой воды перед КУВ

2,016 МПа

По месту

Преобразов. давления измерительный

Верхний предел измерений: 2,5 МПа

Максим. (испытанное давление) 5 МПа

Предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2%

Выходной сигнал: 4...20 мА

АИР-20/М2|ДИ|160

1

«Элемер»

[13, с. 162]

Давление сетевой воды перед КУВ

2,016 МПа

На щите

Измеритель-регулятор технологический

Диапазон шкалы: 0…2,5 МПа

Тип входного сигнала: 4...20 мА

Предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2%

ИРТ-5930н

1

«Элемер»

[13, с. 453]

Давление сетевой воды перед КУВ

2,016 МПа

ПТК

Многоцелевой многоканальный контроллер Ремиконт Р-380

Центральный процессор одноплатный промышленный компьютер Х86

Макс. число модулей УСО: 16

Настраив. время цикла: 10-100 мс Число каналов одного модуля УСО (анал. ввода 4-20 мА, ХА (К), 50П): 16

Погрешность каналов:

аналогового ввода-вывода для токовых сигналов не более 0,1%

Ремиконт Р-380

1

НИИ «Теплоприбор»

7 аналоговый вход для токовых сигналов

Температура сетевой воды за КУВ

153,6 0С

По месту

Термометр сопрот. Платин. НСХ: 50П

Диапазон измеряемых температур: -100…+250 °C

Класс допуска А (± 0,15%)

Схема соединения: 3х-проводная

Длина монтажной части: 200мм

Диаметр монтажной части: 10 мм

ТС-1088/1

2

«Элемер»

[13, с. 242]

Температура сетевой воды за КУВ

153,6 0С

На щите

Измеритель-регулятор технологический

Диапазон шкалы: -100…+250 °C

Тип входного сигнала: 50П

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2%

ИРТ-5930н

1

«Элемер»

[13, с. 453]

Температура сетевой воды за КУВ

153,6 0С

ПТК

Многоцелевой многоканальный контроллер Ремиконт Р-380

Центральный процессор одноплатный промышленный компьютер Х86

Макс. число модулей УСО: 16

Настраив. время цикла: 10-100 мс Число каналов одного модуля УСО (аналог. ввода 4-20 мА, ХА (К), 50П): 16

Погрешность каналов:

аналогового ввода-вывода для токовых сигналов не более 0,1%

аналогового ввода для термопар и термосопрот. не более 0,15-0,25%

Ремиконт Р-380

1

НИИ «Теплоприбор»

1 вход для термосопротивлений, 8 вход для токовых сигналов

Давление сетевой воды за КУВ

1,836 МПа

По месту

Преобраз. давления измерительный

Верхний предел измерений: 2,5 МПа

Максимальное (испыт. давление) 5 МПа

Предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2%

Выходной сигнал: 4...20 мА

АИР-20/М2|ДИ|160

1

«Элемер»

[13, с. 162]

Давление сетевой воды за КУВ

1,836 МПа

На щите

Измеритель-регулятор технологический

Диапазон шкалы: 0…2,5 МПа

Тип входного сигнала: 4...20 мА

Предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2%

ИРТ-5930н

1

«Элемер»

[13, с. 453]

Давление сетевой воды за КУВ

1,836 МПа

ПТК

Многоцелевой многоканальный контроллер Ремиконт Р-380

Центральный процессор одноплатный промышленный компьютер Х86

Макс. число модулей УСО: 16

Настраив. время цикла: 10-100 мс Число каналов одного модуля УСО (аналог. ввода 4-20 мА, ХА (К), 50П): 16

Погрешность каналов:

аналогового ввода-вывода для токовых сигналов не более 0,1%

Ремиконт Р-380

1

НИИ «Теплоприбор»

9 аналоговый вход для токовых сигналов

Расход сетевой воды за КУВ

570 т/ч

По месту

Диафрагма камерная стандартная

Предельно давление: 10МПа

Условный проход: 200мм

ДКС 10-200

1

«Элемер»

[14]

Расход сетевой воды за КУВ

570 т/ч

По месту

Манометр электронный

Верхний предел измерений: 600 кПа

Предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,25%

Выходной сигнал: 4...20 мА

ЭКМ-2005 ДД

1

«Элемер»

[13, с. 30]

Расход сетевой воды за КУВ

570 т/ч

На щите

Измеритель-регулятор технологический

Диапазон шкалы: 0…700 т/ч

Тип входного сигнала: 4...20 мА

Предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2%

ИРТ-5930н

1

«Элемер»

[13, с. 453]

Расход сетевой воды за КУВ

570 т/ч

ПТК

Многоцелевой многоканальный контроллер Ремиконт Р-380

Центральный процессор одноплатный промышленный компьютер Х86

Макс. число модулей УСО: 16

Настраив. время цикла: 10-100 мс Число каналов одного модуля УСО (аналог. ввода 4-20 мА, ХА (К), 50П): 16

Погрешность каналов:

аналогового ввода-вывода для токовых сигналов не более 0,1%

Ремиконт Р-380

1

НИИ «Теплоприбор»

10 аналоговый вход для токовых сигналов

10а

Концентрация O2 в уходящих газах за КУВ

0,4 %

По месту

Газоанализатор измерения концентрации кислорода и окиси углерода в отходящих газах

Диапазон измерений: 0,3-21%

Выходной сигнал: 4-20 мА

Длина погружной части пробозаборного зонда: 750мм

Оптима-3

1

«ЭРИС»

[15]

10б

Концентрация O2 в уходящих газах за КУВ

0,4 %

На щите

Измеритель-регулятор технологический

Диапазон шкалы: 0…50 %

Тип сигнала: 4...20 мА

Предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,2%

ИРТ-5930н

1

«Элемер»

[13, с. 453]

10в

Концентрация O2 в уходящих газах за КУВ

0,4 %

ПТК

Многоцелевой многоканальный контроллер Ремиконт Р-380

Центральный процессор одноплатный промышленный компьютер Х86

Макс. число модулей УСО: 16

Настраив. время цикла: 10-100 мс Число каналов одного модуля УСО (аналог. ввода 4-20 мА, ХА (К), 50П): 16

Погрешность каналов:

аналогового ввода-вывода для токовых сигналов не более 0,1%

Ремиконт Р-380

1

НИИ «Теплоприбор»

11 аналоговый вход для токовых сигналов

21

Расчет узла измерения температуры сетевой воды за котлом. Выбор методов и средств измерения

Температура является физическим параметром, измерить который непосредственно нельзя, так как эталона для него в природе не существует.

Поэтому все методы, использующиеся в настоящее время для оценки данной величины, основаны на применении разнообразных датчиков, свойства которых связаны с температурой известными функциональными зависимостями. Среди этих свойств можно выделить следующие:

1. Температурное расширение.

2. Изменение давления в замкнутом контуре.

3. Изменение электрического сопротивления.

4. Возникновение ТЭДС.

5. Интенсивность теплового и светового излучения раскаленных тел.

Из анализа градуировочных характеристик стандартных промышленных Т.С., а также вышеописанных положений следует, что наиболее целесообразно будет выбрать термопреобразователь сопротивления ТС - 1088/1 (Элемер) градуировки 50П.

В качестве вторичного прибора будем использовать ИРТ - 5930н, так как в нем реализован компенсационный метод измерения, обеспечивающий высокую точность показаний.

Расчет измерительной схемы вторичного прибора

Во вторичных приборах типа ИРТ - 5930н применяется мостовая компенсационная схема. Принцип ее действия заключается в следующем: при изменении температуры измеряемой среды меняется сопротивление термопреобразователя сопротивления и в измерительной схеме появляется напряжение небаланса, которое после преобразования и усиления управляет реверсивным двигателем, который перемещает движок реохорда до наступления состояния равновесия. Измерительная схема вторичного прибора представлена на рисунке 4.

Рисунок 4. Измерительная схема автоматического моста

- резисторы, составляющие плечи моста;

- сопротивление линии;

- сопротивление реохорда с шунтом;

- резистор предела шкалы;

- резистор ограничения напряжения питания моста.

Расчет измерительной схемы автоматического моста. Первый способ

1. Диапазон измеряемых температур:

°C

°C

°C

°C

Значения сопротивлений, соответствующих [11, стр. 10]:

2. Выбираем значения сопротивлений

3. Рассчитаем значение [11, стр. 10]:

4. Определим значение [11, стр. 10]:

5. Соотношение токов в ветвях с резисторами : m=1

6. Рассчитаем [11, стр. 11]:

7. Определим [11, стр. 11]:

Выберем значение тока, протекающего через ТС [11, стр. 11]:

8. Определим [11, стр. 11]:

9.

10. Произведем проверку по мощности термометра сопротивления [11, стр. 11]:

Определим падение напряжения на реохорде [11, стр. 11]:

Второй способ (по упрощенной методике)

1. В зависимости от напряжения питания выбираем R1 = 300 Ом

2. Сопротивления R2 находятся из условий наименьшей температурной погрешности трехпроводной линии, что достигается равенством сопротивления смежных плеч при среднем положении движка реохорда [10, стр. 14].

Ом

Ом

Ом

4. Находим сопротивление R3 [10, стр. 14]:

Ом

5. Определяем ток, проходящий через термопреобразователь сопротивления [10, стр. 14]:

Третий способ (из условий максимальной чувствительности и допустимой мощности на термопреобразователе сопротивления)

Для минимизации сопротивления измерительной схемы, с целью увеличения чувствительности, из схемы исключают резистор ограничения тока R1.

Начальные условия: 1) ; 2) ; 3)

1) Из условий протекания допустимого тока через термопреобразователь сопротивления найдем сумму сопротивлений верхней ветви моста [10, стр. 16]:

т.к.

,

где ,

Сопротивление R3 [10, стр. 16]:

Величина сопротивления R2 из условий минимальной температурной погрешности работы трехпроводной линии [10, стр. 16]:

2) Сопротивление R4 определяется из условий моста равновесия на нижнем пределе шкалы [10, стр. 16]:

3) Сопротивление пределов шкалы [10, стр. 16]:

, где Rр=90 Ом

Определение погрешности при установке термоприёмника

Сетевая вода с температурой на выходе двигаются по линии питательной воды со скоростью . Температура измеряется платиновым термопреобразователем сопротивления ТС 1088/1 с рабочей длиной . Защитный чехол термометра сопротивления изготовлен из стали марки 12Х18Н10Т. Эскиз термопреобразователя представлен на рис. 5.

1. Определим кинематическую вязкость, коэффициент теплопроводности, и число Прандтля при [11, стр. 22]:

2. Определяем значение критерия Рейнольдса [11, стр. 22]:

3. Находим значение критерия Нуссельта [11, стр. 22]:

4. Находим значение коэффициента теплоотдачи от среды к внутренней поверхности трубы [11, стр. 23]:

Теплоотдача от внешней поверхности изоляции к воздуху осуществляется за счет естественной конвекции. Так как коэффициент теплоотдачи в этом случае будет зависеть от разности температур воздуха и наружной стенки, то расчет необходимо вести методом последовательных приближений. При : , ,

В первом приближении зададимся температурой наружной стенки:

Рис. 5. Эскиз установки термоприёмника.

Находим значение критерия Грасгофа [11, стр. 24]:

Находим значение критерия Нуссельта для горизонтального трубопровода [11, стр. 25]:

Находим коэффициент теплоотдачи от наружной стенки к воздуху [11,

Находим приближенное значение коэффициента теплопередачи [11,

- коэффициент теплопроводности материала трубопровода (сталь 12X1MФ),

- коэффициент теплопроводности изоляции (минеральный войлок).

Находим удельный тепловой поток [11, стр. 25]:

Находим приближенное значение температуры наружной стенки

Находим температуру внутренней стенки [11, стр. 26]:

Погрешность при измерении температуры, обусловленная отводом тепла по термоприемнику

При измерении температуры пара термоприемник устанавливают в трубопроводе и закрепляют в его стенке. При этом температура мест закрепления термоприёмника обычно отличается от температуры измеряемой среды. Вследствие этого распределение температуры по длине термоприемника будет неравномерным и из-за теплоотвода температура рабочей части термоприемника может отличаться от действительной температуры среды [10, стр. 29].

Примем допущение о том, что термоприемник представляет собой однородный стержень длиной l, один конец которого закреплен в стенке трубопровода. Температура у основания такого идеализированного термоприемника отличается от температуры рабочей части термоприемника и температуры среды . Температуру рекомендуется принять равной температуре наружной стенки .. Предположим, что в каждом поперечном сечении идеализированного термоприемника распределение температур равномерное и температура термоприемника t(x) изменяется только вдоль его оси. Запишем уравнение, описывающее изменение температуры идеализированного термоприемника:

где - коэффициент теплопроводности материала защитного чехла теплоприемника.

Если пренебречь количеством тепла, поступающего через торец термоприемника при x=0, то

и решением уравнения будет

Из этого выражения при x=0 получаем значение погрешности, обусловленной отводом тепла по термоприемнику:

Оценка погрешности термопреобразователя сопротивления

Погрешность датчика измеряется по следующей формуле [5, стр. 23]:

Определение инструментальной погрешности.

Дисперсия инструментальной составляющей погрешности [5, стр 17]:

;

1) СКО относительной основной погрешности термометра сопротивления [5, стр. 30]:

где максимально допустимое отклонение от градуировочных таблиц [12] для термометров ТСП:

В нашем случае .

СКО погрешности, связанной с саморазогревом термометра от протекающего тока для ТСМ [5, стр. 27]:

СКО погрешности, связанной с не исключенным за год прогрессирующим изменением сопротивления для термометров ТСМ [5, стр 27]:

где - сопротивление датчика при t = 0;

- сопротивление датчика при номинальной температуре t = 128 .

Рассчитаем инструментальную составляющую погрешности датчика ТС:

2) Определим динамическую составляющую инструментальной погрешности по формуле [5, стр. 18]:

где - время термической реакции для ТС с D = 10мм ()

- период колебаний переходного процесса,

В относительном виде:

3) СКО составляющей погрешности, вызванной стоком тепла по арматуре ТС близка к нулю, поэтому принимаем ее равной 0.

Суммирование составляющих инструментальной погрешности измерения.

Определение методической и субъективных составляющих погрешностей измерения

Методическая и субъективные составляющие погрешности датчика равны 0, так как мы не усредняем результат и человеческий фактор в измерении параметра отсутствует.

Суммирование составляющих погрешности датчика.

Оценка погрешности вторичного прибора

Определение инструментальной погрешности

1. Определим СКО основной погрешности вторичного прибора [5, стр 28]:

где - диапазон шкалы, для ИРТ 1730;

- коэффициент при равномерном законе распределения приведенной основной погрешности и доверительной вероятности

- класс точности ИРТ-5930н,

2. Определим динамическую составляющую погрешности

- так как инерционность прибора значительно меньше инерционности датчика.

3. Определим погрешность, обусловленную взаимодействием средств измерений с объектом измерений

- так как подключение ТС 1088/1 на вход ИРТ 1730 является нормальной нагрузкой и не вызывает дополнительных погрешностей.

Таким образом,

Определние методической составляющей погрешности измерения.

Определение субъективной составляющей погрешности измерения.

Суммирование составляющих погрешности измерения.

В относительном виде:

Оценка суммарной погрешности информационного канала

;

Так как рассчитанная суммарная погрешность ИК () меньше погрешности заданной в ТЗ (), то выбор средств измерения можно считать правильными.

Границы случайной погрешности определяются по формуле:

То есть результат измерения равен 128 оС ± 1,7 оС

Расчет узла измерения расхода сетевой воды за котлом. Выбор и обоснование метода измерения

Наиболее распространнным методом измерения расхода в теплоэнергетике является метод переменного перепада давления, в соответствии с которым расход контролируется по перепаду давления в сужающем устройстве. В нашем случае выбираем этот метод измерений.

На основании п. 12.1 РД50-213-80 в качестве сужающего устройства выбираем диафрагму с угловым способом отбора, в качестве дифманометра - Манометр электронный ЭКМ-2005 ДД.

Выбор типа сужающего устройства и разработка эскиза установки

Так как измеряемый расход достаточно мал (т.е. потери давления незначительны), то в качестве сужающего устройства будем использовать стандартную камерную диафрагму. Она достаточно проста в изготовлении и установке, поэтому ее использование потребует меньших затрат по сравнению с другими сужающими устройствами.

Эскиз стандартной камерной диафрагмы представлен на рисунке 6.

Рис. 6. Эскиз сужающего устройства.

Задано:

· измеряемая среда - сетевая вода;

· наибольший измеряемый объемный расход -

· наименьший измеряемый объемный расход -

· избыточное давление воды перед СУ -

· температура воды перед СУ -

· внутренний диаметр трубопровода перед СУ -

· материал трубопровода - 0X17T;

· абсолютная шероховатость трубопровода - к = 0,0015 мм

Расчет сужающего устройства представлен в таблице 5 [7].

Таблица 5. Расчет сужающего устройства

№ п/п

Определяемая величина

Номера п., ф., пр., рис., т.

Расчет

Результат

1

2

3

4

5

Выбор сужающего устройства и дифманометра

1.

Тип сужающего устройства

п.12.1.1

Диафрагма кам. станд.с угловым спос. отбора

2.

Тип дифманометра

п.12.1.2

Манометр электронный ЭКМ-2005 ДД

3.

Верхний предел измерений дифманометра

п.12.1.4

570 т/ч

Определение недостающих для расчета данных

4.

Абсолютное давление воды перед сужающим устройством, P

п.6.1.1

15,6+1

16,6 кгс/см2

5.

Плотность воды в рабочих условиях (P и t),

пр.8

937,2 кг/м3

6.

Внутренний диаметр трубопровода перед сужающим устройством при температуре t, D

ф.155

400 мм

7.

Динамическая вязкость воды в рабочих условиях (P и t),

пр.26

22,7·10-6

Определение номинального перепада давления дифманометра

8.

Вспомогательная величина, C

ф.165

9,271

9.

Предельный номинальный перепад давления дифманометра,

пр.32

При m=0,2

0,63 кг/см2

10.

Приближенное значение относительной площади сужающего устройства, m1

п.12.3.3

0,2

11.

Число Рейнольдса, соответствующее верхнему пределу измерений дифманометра, Re

ф.81

2,266·106

Определение параметров сужающего устройства

12.

Наибольший перепад давления на диафрагме

ф.34

0,63 кг/см2

13.

Вспомогательная величина

ф.166

0,117

14.

Относительная шероховатость,

п.5.2.1

0,038

15.

Верхняя граница относительной шероховатости

п.5.2.1

5,646

Так как относительная шероховатость трубопровода меньше верхней границы, то поправочный множитель Кш не вводится.

16.

Коэффициент расхода, б1

ф.27

0,614

17.

Вспомогательная величина F1=m1б1

0,2·1,002

0,123

18.

Относительное отклонение

4,862%

Так как относит. отк. , то процесс опред. m продол. Так как F1 больше величины , то на очередном этапе выбираем велич. меньшую, чем 0,2.

19.

Выбор m2

0,19

20.

Коэффициент расхода, б2

ф.27

0,6125

21,

Вспомогательная величина F2=m2б2

0,19·0,6125

0,116

22.

Относительное отклонение

-0,86%

Так как относительное отклонение , то процесс определения m продолжается. Так как F2 меньшее величины , то на очередном этапе выбираем величину большую, чем 0,19.

19.

Выбор m3

0,191

20.

Коэффициент расхода, б3

ф.27

0,6126

21.

Вспомогательная величина F3=m3б3

0,191·0,6126

0,117

22.

Относительное отклонение

0%

Так как , то выбор значений и считается окончательным.

Проверка ограничений на число Рейнольдса

23.

Минимальное число Рейнольдса, Re

ф.81

24.

Минимально допустимое число Рейнольдса, Remin

п.5.2.1

5000

Условие Re>Remin удовлетворяется

25.

Диаметр отверстия диафрагмы, d20

ф.167

174,8

Проверка расчета

26.

Расход, соответствующий предельному перепаду давления, Q0

ф.13

569,43

27.

Относительное отклонение Q0 от заданной величины Qпр, д

0,1

Условие удовлетворяется, следовательно, расчет выполнен правильно.

Определение погрешности измерения расхода

Расчет выполняется по методике рассмотренной в [8, п.8.1.]. Среднюю квадратическую относительную погрешность измерения расхода жидкости находят по следующей формуле:

- погрешности, возникающие из-за допустимых отклонений диаметров d и D, следовательно:

1. СКО погрешность коэффициентов коррекции расхода на число Рейнольдса

- коэффициент коррекции на число Рейнольдса

- погрешность определения вязкости среды

2. СКО погрешность дифманометра

- класс точности прибора

3. СКО погрешность измерения плотности в нормальных условиях

Таким образом средняя квадратическая относительная погрешность измерения расхода будет равна:

%

Погрешность измерительного канала найдем по формуле:

СКО погрешности вторичного прибора

где - класс точности вторичного прибора;

Погрешность ИК:

Так как рассчитанная суммарная погрешность ИК () меньше погрешности заданной в ТЗ (), то принятую систему измерения считаем верной.

Для нормального распределения, при доверительной вероятности получим:

То есть результат измерения равен 570000 кг/ч ± 4138 кг/ч при .

Методы и средства измерения кислорода в газах

Средства измерений, предназначенные для количественного определения состава газа, называются газоанализаторами и газовыми хроматографами. Эти технические средства в зависимости от их назначения подразделяются на переносные и автоматические [2].

Переносные газоанализаторы и хроматографы применяются в лабораторных условиях для количественного определения состава газа при выполнении исследовательских работ, а также при специальных обследованиях, испытаниях и наладке различных промышленных теплотехнических установок (парогенераторов, печей и др.). Приборы этого типа широко используются для проверки автоматических газоанализаторов.

Автоматические газоанализаторы, предназначенные для непрерывного автоматического измерения объемного процентного содержания одного определяемого компонента в газовой смеси, широко применяют в различных отраслях промышленности, в частности энергетической. Современные автоматические газоанализаторы позволяют определять содержание в газовой смеси двуокиси углерода (СО2), кислорода (О2), окиси углерода и водорода (СО + Н2), СО, Н2, метана (СН4) и других газов.

Автоматические газоанализаторы широко применяют для контроля процесса горения в топочных устройствах парогенераторов, печей и других агрегатов, для анализа технологических газовых смесей, для определения содержания водорода в системах водородного охлаждения обмоток турбогенераторов и т. д.

Для правильного ведения топочного режима необходимо поддерживать определенное соотношение между количествами подаваемых в топку парогенератора (или печи) топлива и воздуха. Недостаточное количество воздуха приводит к неполному сгоранию топлива и уносу несгоревших продуктов в трубу. Избыточное количество воздуха обеспечивает полное сгорание, но требует больших затрат топлива на нагрев дополнительного объема воздуха. В том и другом случае полезная тепловая отдача топки парогенератора уменьшается. Необходимое соотношение топливо -- воздух зависит от различных факторов и в первую очередь от вида топлива. Для различных видов топлива устанавливают оптимальное значение коэффициента избытка воздуха а, при котором обеспечивается экономичная работа установки.

Непрерывный контроль топочного режима в эксплуатационных условиях на современных ТЭС осуществляется с помощью автоматических газоанализаторов по содержанию в продуктах горения (дымовых газах) О2. В промышленности и на парогенераторах малой мощности контроль процесса горения осуществляют иногда с помощью анализа продуктов горения на содержание СО2. На рис. 7 представлены графики изменения содержания О2 и СО, в продуктах полного горения в зависимости от коэффициента избытка воздуха для различных видов топлива.

Рис. 7. Изменение содержания CO2 и O2 в продуктах полного горения в зависимости от б: 1 - фрезерный торф; 2 - подмосковный уголь и полуантрацит; 3 - тощий уголь; 4 - мазут; 5 - природный газ; 6 - O2 для всех видов топлива.

При контроле процесса горения по О2 изменения в составе топлива или в количественном соотношении смеси различных видов топлива при а = const практически не влияет на содержание О2 в продуктах горения. Кривая на рис. 7 показывает, что значение О2 == f(б) для различных видов топлива при полном горении практически одинаково и мало отличается от теоретической зависимости.

Для контроля топочного режима при сжигании мазута и газа при малых избытках воздуха б = 1,01 ? 1,03 необходимо применять автоматические газоанализаторы с диапазоном измерения от 0 до 2% О2.

Для большей надежности наряду с содержанием О2 в продуктах горения целесообразно контролировать также содержание СО, Н2 и СН4; желательно дополнительно производить контроль по густоте дыма с помощью дымномера. Контроль густоты дыма необходим также из санитарных соображений для обеспечения чистоты атмосферного воздуха. Однако в настоящее время дымномеры серийно не выпускаются.

Газоанализаторы обычно градуируют в процентах по объему. Такой способ градуировки шкалы газоанализаторов удобен, так как процентная доля отдельных компонентов в общем объеме остается неизменной при изменении давления и температуры газовой смеси.

Газоанализаторы химические

Газоанализаторы химические, относящиеся к группе механических приборов, основаны на измерении сокращения объема забранной пробы газа после удаления анализируемого компонента. Удаление компонента осуществляется методами избирательного поглощения или раздельного дожигания [2].

Этот метод применяется как в газоанализаторах переносных ручного действия типа ГХП2 и ГХП3 (ГОСТ 6329-52), называемых часто приборами Орса, так и в автоматических газоанализаторах.

Метод избирательного поглощения в сочетании с методом раздельного дожигания горючих составляющих анализируемой пробы газа дает возможность определить процентное содержание следующих компонентов газовой смеси СО2 (или R02), O2, СО, Н2, СnНm (суммы непредельных углеводородов), суммы метана СН4 и других предельных углеводородов. Данный метод применяется в переносном газоанализаторе типа ВТИ-2 (ГОСТ 7018-54).

Автоматические химические газоанализаторы в настоящее время на ТЭС не применяются. Основным недостатком этих газоанализаторов является то, что они относятся к приборам периодического действия, дающим 20--30 анализов в час.

Тепловые газоанализаторы

К тепловым газоанализаторам относятся приборы, основанные на измерении тепловых свойств определяемого компонента газовой смеси, могущих быть мерой его концентрации. В качестве измеряемых величин в газоанализаторах этого типа используются теплопроводность газовой смеси и полезный тепловой эффект реакции каталитического окисления, которые зависят от концентрации определяемого компонента. Тепловые газоанализаторы подразделяются на газоанализаторы термокондуктометрические (по теплопроводности газовой смеси) и термохимические (по полезному тепловому эффекту реакции каталитического окисления) [2].

Термокондуктометрические газоанализаторы

Газоанализаторы термокондуктометрические. Газоанализаторы, основанные на измерении теплопроводности анализируемой газовой смеси, применяются для определения процентного содержания какого-либо одного компонента: двуокиси углерода (СО2), водорода (Н2), аммиака (NН3), гелия (Не), хлора (С12) и других газов, имеющих резко отличные коэффициенты теплопроводности по сравнению с другими компонентами смеси. Анализ многокомпонентной газовой смеси по ее теплопроводности можно производить при условии, что все компоненты газовой смеси, кроме определяемого, имеют одинаковую теплопроводность. Если в газовой смеси имеются компоненты, которые могут исказить результаты анализа, то, как будет показано ниже, тем или иным способом устраняют их влияние.

Значение теплопроводности зависит от температуры, и, так как температурные коэффициенты теплопроводности газов неодинаковы, при повышенных температурах теплопроводности некоторых газов оказываются равными теплопроводности воздуха. Например, для СО2 такое равенство наступает при 600° С. При этой температуре анализ газов с целью определения СО2 по суммарной теплопроводности газовой смеси невозможен. Для анализа по теплопроводности газовой смеси наиболее благоприятный температурный режим обеспечивается при 80--100° С.

Продукты горения обычно содержат N2, О2, СО, СО2 и СН4, а также Н2, 8О2 и водяные пары. Теплопроводности N2, СО, О2 почти одинаковы, поэтому при выборе соответствующей температуры (например, близкой к 100° С) определение СО2 может производиться с достаточной точностью. Метан обычно присутствует в продуктах горения в незначительном количестве и существенного влияния на теплопроводность газовой смеси не оказывает. Наличие водорода в продуктах горения приводит к значительному искажению (приуменьшению) результата измерения содержания СО2, так как теплопроводность Н2 велика. Поэтому при определении СО2 в продуктах горения, содержащих водород, необходимо перед впуском газа в приемный преобразователь газоанализатора дожигать На в специальной печи. При этом содержание СО2 может быть несколько преувеличено за счет одновременного сжигания также и СО. Это можно учесть и внести поправку, если имеется прибор для определения СО. Сернистый газ необходимо удалить с помощью фильтра, заполненного обезжиренной стальной (железной) стружкой и некоторым объемом воды. Следует отметить, что 1 % SО2 преувеличивает показания газоанализатора примерно на 1,7% СО2. Кроме того, SО2 является агрессивным газом, вызывающим коррозию металлических частей прибора.

Температура и влажность отбираемой пробы газовой смеси могут колебаться в достаточно широких пределах. Поэтому для уменьшения влияния переменного состава водяных паров на результаты анализа, а также для снижения температуры и влажности пробу газовой смеси охлаждают до определенной температуры с помощью водяного холодильника. Это позволяет стабилизировать температуру и влажность газовой смеси, поступающей в приемный преобразователь газоанализатора. В некоторых случаях, например в газоанализаторах, предназначенных для определения СО2 в бинарных смесях с повышенной или переменной влажностью, для стабилизации ее перед приемным преобразователем газоанализатора устанавливают барботеры, в которых сравнительный и анализируемый газы увлажняются до насыщения.

Термохимические газоанализаторы

Из числа термохимических газоанализаторов наибольшее распространение получили газоанализаторы, основанные на измерении полезного теплового эффекта реакции каталитического окисления (горения) определяемого компонента анализируемой газовой смеси. Газоанализаторы этого типа находят применение для определения СО + Н2 или СО в продуктах горения и в других газовых смесях, а также СН4 в рудничной атмосфере.

Имеются две модификации термохимических газоанализаторов, в которых используется реакция каталитического окисления. К первой модификации относятся газоанализаторы, в которых реакция каталитического горения определяемого компонента осуществляется на поверхности на гретой каталитически активной тонкой проволоки (например, платиновой). Эта проволока является одновременно чувствительным элементом.

Ко второй модификации относятся газоанализаторы, в которых каталитическое окисление определяемого компонента осуществляется на твердом гранулированном катализаторе при протекании через него анализируемой газовой смеси. В этом случае полезный тепловой эффект каталитического горения измеряют в рабочей камере с помощью чувствительного элемента, выполненного из тонкой платиновой проволоки или термобатареи. В переносном газоанализаторе для определения СН4 в рудничной атмосфере каталитическое горение осуществляется на твердом шарообразном катализаторе, выполненном из окиси алюминия, с нанесенной на его пористую поверхность платинопалладиевого катализатора. Внутри шарообразного катализатора находится платиновая спираль, которая выполняет функции чувствительного элемента. Такое выполнение чувствительного элемента обеспечивает более высокую. надежность и стабильность характеристик прибора по сравнению с газоанализаторами первой модификации.

Магнитные газоанализаторы

Магнитные газоанализаторы на кислород, основанные на измерении магнитных свойств кислорода, получили широкое применение в различных отраслях промышленности для определения концентрации кислорода в газовых смесях, и, в частности, в продуктах горения [15].

Магнитные свойства газов обычно характеризуют значениями объемной магнитной восприимчивости и удельной или массовой магнитной восприимчивости. Все известные газы по характеру и абсолютным значениям магнитных свойств разделяются на диамагнитные и парамагнитные.

Кислород обладает значительно большей магнитной восприимчивостью по сравнению с другими газами. Благодаря этому, представляется возможность использовать магнитные свойства кислорода для избирательного определения его концентрации в промышленных газовых смесях. Как видно из таблицы, лишь два газа -- окись и двуокись азота -- имеют относительно большую магнитную восприимчивость. Однако эти газы встречаются очень редко в смесях промышленных газов.

Абсолютное значение объемной магнитной восприимчивости кислорода весьма мало и может быть точно измерено лишь специальными высокочувствительными методами. Поэтому в существующих магнитных газоанализаторах для измерения концентрации кислорода в газовых смесях используются косвенные методы, т. е, те или иные физические явления, связанные с магнитными свойствами кислорода. К таким явлениям, используемым для создания магнитных газоанализаторов, относятся следующие:


Подобные документы

  • Рассмотрение технологической схемы теплоутилизационной установки. Расчет печи перегрева водяного пара и котла-утилизатора. Составление теплового баланса воздухоподогревателя, определение коэффициента полезного действия и эксергетическая оценка установки.

    курсовая работа [1,0 M], добавлен 03.10.2014

  • Изучение теоретической базы составления материального и теплового баланса парового котла теплоэлектростанции. Определение рабочей массы и теплоты сгорания топлива. Расчет количества воздуха, необходимого для полного горения. Выбор общей схемы котла.

    курсовая работа [157,8 K], добавлен 07.03.2014

  • Принципиальное устройство парового котла ДЕ-6,5-14ГМ, предназначенного для выработки насыщенного пара. Расчет процесса горения. Расчет теплового баланса котельного агрегата. Расчет топочной камеры, конвективных поверхностей нагрева, водяного экономайзера.

    курсовая работа [192,0 K], добавлен 12.05.2010

  • Элементы рабочего процесса в котельной установке. Обоснование необходимости автоматизации технологических параметров. Система автоматического регулирования и контроля питания котла, ее монтаж и наладка. Спецификация на монтажные изделия и материалы.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 01.06.2015

  • Правила расчета процесса сжигания и расхода топлива, теплового и эксергетического балансов. Применением экономайзера, воздухоподогревателя, котла–утилизатора. Основы работы вращающихся, перекрестных, типовых теплообменных утилизаторов, экономайзеров.

    курсовая работа [347,3 K], добавлен 14.04.2015

  • Анализ компоновочных решений и обоснование конструкции котла-утилизатора. Байпасная система дымовых газов. Характеристика основного топлива. Разработка конструкции пароперегревателя, испарительных поверхностей нагрева, расчет на прочность элементов котла.

    дипломная работа [629,3 K], добавлен 25.03.2014

  • Методы расчета сжигания и расхода топлива, КПД, теплового и эксергетического балансов котельного агрегата. Анализ схем установки экономайзера, воздухоподогревателя, котла-утилизатора с точки зрения экономии топлива и рационального использования теплоты.

    курсовая работа [893,0 K], добавлен 21.06.2010

  • Классификация и модели тепловой дефектоскопии. Модель активного теплового контроля пассивных дефектов. Оптическая пирометрия. Приборы теплового контроля. Схемы яркостного визуального пирометра с исчезающей нитью. Пирометр спектральных отношений.

    реферат [1,9 M], добавлен 15.01.2009

  • Измерение давления и температуры различных сред, области его применения. Разработка функциональной схемы автоматического контроля и управления паровым котлом. Обоснование выбора приборов и аппаратуры. Описание правил монтажа дифманометра и диафрагмы.

    курсовая работа [2,5 M], добавлен 30.12.2014

  • Технические характеристики котла ТГМ-151. Расчёт теплового баланса котельного агрегата. Конструкция топочной камеры. Схема внутрибарабанных устройств. Назначение регенеративного воздухоподогревателя и пароохладителя. Устройство водяного экономайзера.

    курсовая работа [1,5 M], добавлен 31.03.2018

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.