Тепловой расчет котельных агрегатов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Массовый выпуск котлов малой мощности, специально орентированных на сектор промышленной энергетики, берет начало с 1942 года, когда построенный в Бийске котельный завод приступил к производству секционных горизонтально-водотрубных котлов конструкции Шухова - Берлина (ШБ). В конце 40 - х годов прошлого века исследования и конструкторские разработки, выполненные совместно специалистами Центрального котлотурбинного института имени И.И. Ползунова (ЦКТИ) и Бийского котельного завода (БиКЗ), привели к созданию конструкции двухбарабанных водотрубных коьлов (ДКВ). Эта разработка стала основой для серии транспортабельных паровых котлов ДКВ с производительностью 2,5, 4 и 6 т/ч. Замена котлов ШБ на котлы ДКВ в номенклатуре изделий была произведена в период с 1950 по 1954 гг.

Задача освоения для промышленной энергетики топлив с отличающимися свойствами привела к оснащению котлов ДКВ разнообразными топочными устройствами. Для сжигания в котлах каменных, бурых углей и антрацитов были созданы полумеханические и механические топочные устройства типа ПМЗ РПК, ПМЗ ЛЦР, ЧЦР. Для сжигания древесных отходов и фрезерного торфа созданы конструкции топок Шершнева и Померанцева.

В свою очередь, создание новых топочных устройств позволило произвести эффективную реконструкцию котлов ДКВ, которые после ее освоения заводом в 1958 г. получили наименование ДКВР (двухбарабанный котел водотрубный реконструированный). Котлы ДКВР в последующие десятилетия стали фирменной маркой Бийского котельного завода и самым распространенным типом котлов и промышленной энергетике СССР. Они освоены в серийном производстве в виде типоряда с производительностью 2,5, 4, 6,5, 10 и 20 т/ч и с давлением 1,3 и 2,3 МПа.

К этим котлам освоен выпуск котельно вспомогательного оборудования: вентиляторов, дымососов, чугунных экономайзеров, оборудования водоподготовки. В дальнейшем в связи с увеличением в топливном балансе страны газа и мазута ЦКТИ совместно с БиКЗ провели к 1966 г. работу по унификации компоновок всех типов котлов ДКВР по:

- видам сжигаемого топлива (твердое, жидкое, газообразное);

- типу обмуровки (тяжелая, облегченная или изоляция поставочных блоков);

- трубным системам (разновидности схем контуров естественной циркуляции);

- виду поставки (блочная или отдельными узлами и деталями, так называемой «россыпью»).

В итоге этого этапа количество компоновок котлов ДКВР сократилось со 110 до 84, экономия топлива составила 4...5 % в год, а обмуровочных материалов 7...10 %. По результатам данной работы Госстроем СССР были выпущены типовые проекты котельных всех видов: производственные, производственно отопительные, отопительные, а также выпущен в 1972 г. каталог справочник НИИ ИНФОРМТЯЖМАШа. Это были типовые проекты с котлами ДКВР последней конструкции, которые больше не обновлялись.

Начавшийся в стране в конце 50х - начале 60х гг. прошлого столетия промышленный подъем и бурное развитие жилищного строительства потребовали быстрого наращивания тепловых мощностей как на существующих ТЭЦ, так и сооружения новых теплоцентралей и крупных районных отопительных котельных.

Ленинградским теплотехническим институтом «Теплоэлектропроект» и Всесоюзным теплотехническим институтом (ВТИ) был обоснован типоразмерный ряд серии пиковых теплофикационных водогрейных котлов типа ПТВМ тепловой производительности 30, 50, 100 и 180 Гкал/ч для сжигания газа и мазута. Технические и рабочие проекты этой серии котлов

были разработаны ВТИ, Московским филиалом института «Оргэнергострой» и БиКЗ. С 1959 г. БиКЗ приступил к производству пиковых водогрейных котлов на 100 и 180 Гкал/ч и выпустил 145 таких котлов.

Однако существенное расширение номенклатуры котлов для промышленной энергетики потребовало соответствующего наращивания производственных мощностей в данном секторе котлостроения. Эта задача была решена с открытием Дорогобужского котельного завода (ДКЗ), изначально ориентированного на выпуск водогрейных котлов, а также с подключением к их производству части мощностей Барнаульского котельного завода (БКЗ, впоследствии ПО «Сибэнергомаш») и Белгородского котельного завода (БелКЗ, впоследствии ПО «Белэнергомаш»). В результате этого производство котлов ПТВМ было передано от БиКЗ на Дорогобужский, Белгородский, Барнаульский и Таганрогский котельные заводы, а также на заводы Чехословакии и Румынии. В дальнейшем башенные котлы ПТВМ100 были заменены П образными котлами, разработанными ЦКТИ по патенту ВТИ и БиКЗ, и начали выпускаться серийно на Дорогобужском, а затем Барнаульском и Белгородском котельных заводах. Одновременно с котлами большой мощности по патенту БиКЗ, ЦКТИ и ДКЗ была разработана серия водогрейных котлов типа КВ ГМ и КВ ТС теплопроизводительностью 10, 20, 30 Гкал/ч, а впоследствии и водогрейный котел на 50 Гкал/ч с решеткой обратного хода. Котлы были серийно освоены и выпускались в большом количестве.

Создаваемая продукция основного производства и технологическое оборудование для изготовления котлов разрабатывались на самом высоком уровне современной мировой новизны.

Котлы БиКЗ являются наиболее распространенными котлами в мировом котлостроении. Все типы производившихся в стране паровых котлов для промышленной энергетики - ШБ, ДКВ, ДКВР, КЕ, ДЕ, а также водогрейных котлов КЕВ, ДЕВ, ПТВ, ПТВМ, КВ ТС, КВГМ, ПТВМ осваивались в первую очередь на БиКЗ. Поэтому БиКЗ в состоянии изготавливать все эти типоразмеры паровых и водогрейных котлов, а также любые энергозапчасти к ним и производить ремонтные работы.

Бийский котельный завод по прежнему лидирует в производстве паровых водотрубных котлов с паровой производительностью от 1 до 25 т/ч и водогрейных с тепловой мощностью от 0,4 до 3,5 МВт, Дорогобужский котельный завод является лидером в производстве водогрейных водотрубных котлов от 1,16 до 200 МВт. Российские котельные заводы и в настоящее время имеют производственные мощности для годового выпуска котлов промэнергетики до 70000 т/ч и способны конкурировать с любой зарубежной фирмой по качеству и количеству выпускаемой продукции.

Характерной чертой современной теплоэнергетики является строительство крупных пылеугольных ТЭС с высоким к.п.д (до 45% и более), с котлоагрегатами большой единичной мощности (800-1000 МВт) на сверхкритические (25,5 МПа, 560°С), а также суперсверхкритические (30 МПа и более, 700°С) параметры пара и с экологическими показателями, соответствующими лучшим мировым стандартам, которые обеспечиваются как за счет технологических приемов во внутритопочном пространстве котла, так и внедрением систем очистки уходящих газов от загрязнений оксидами серы, азота и частицами пыли.

Важной особенностью современного котлостроения следует назвать создание и широкое внедрение котлов с кипящим слоем при атмосферном и повышенном давлении и с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС), основным достоинством которых является широкий диапазон используемых видов твердого топлива различной зольности (до 65%), возможности регулирования нагрузки в диапазоне 40-100% от номинальной без изменения эффективности процесса и высокая степень очистки продуктов сгорания от оксидов азота и серы за счет сравнительно низких температур горения в слое и добавления в него известняка.

1. Организационно - технический раздел

1.1 Устройство котлоагрегата БКЗ-320-140-ПТ

БКЗ-320-140-ПТ - котлоагрегат Барнаульского котельного завода “Сибэнергомаш” (типоразмер по ГОСТ 3619-82 Е-320-13,8-560 БЖ). Котлоагрегат БКЗ-320-140 - с естественной циркуляцией и жидким шлакоудалением предназначен для выработки перегретого пара давлением 13,8 МПа, температурой 560 ^оС, производительность по пару 320 т/ч.

Топочная камера котлоагрегата БКЗ-320-140 полуоткрытого типа. Рассчитана на сжигание бурых углей Канско-Ачинского бассейна (Ирша-Бородинского и Назаровского месторождений) с жидким шлакоудалением. На уровне 11 метров разводка тыловых и фронтовых экранов образует пережим. Пережим делит топку на камеру горения топлива и камеру лучевоспринимающей экранной поверхности нагрева (камера охлаждения). Выше пережима топка имеет прямоугольную форму сечения. Ниже пережима разводкой тыловых и фронтовых экранных труб выполнена камера горения в виде двух симметричных сообщающихся восьмигранных предтопка. Пережим и слабонаклонный под котла служат для поддержания достаточной температуры в ядре факела и обеспечения, тем самым, выхода шлака из топки в шлаковую ванну в жидком расплавленном состоянии.

Каждый предтопок оборудован четырьмя двухъярусными щелевыми горелками. Расположение горелок - угловое. Выше основных горелок расположены сбросные горелки.

Оси основных горелок каждого предтопка направлены по касательной к воображаемой окружности 980 мм в центре предтопка. Таким образом, воздушные потоки из тангенциально установленных горелок формируют в каждом предтопке циклонный факел. Оси горелок имеют уклон в пределах 12^о-15^о.

Трубы фронтового и тылового экранов образуют слабонаклонный под, в котором выполнены две, по одной на каждый предтопок, летки для удаления жидкого шлака.

Вся топочная камера экранирована трубами 60х5,5 мм с шагом 64 мм. Потолок топки и поворотного газохода экранирован трубами потолочного пароперегревателя. С целью создания в ядре факела необходимой температуры для организации удаления шлака в расплавленном виде и предохранения слабонаклонного пода от воздействия высоких температур экранные трубы, образующие камеру горения и под котла, ошипованы и покрыты пластичной огнеупорной массой.

Для свободного расширения вниз горизонтального газохода со стороны топки и исключения присосов воздуха, в районе камер тылового экрана выполнен песочный компенсатор по всей ширине газохода.

Пароперегреватель предназначен для перегрева сухого насыщенного пара до номинальных параметров с целью получения максимального КПД на котлоагрегате, турбоагрегате и всей паросиловой установки в целом. Конструктивно пароперегреватель расположен в верхней части КА: поверхности нагрева - в горизонтальном газоходе; пароперепускные трубы, камеры, коллекторы, пароохладители - вне обогреваемой зоны над потолком КА.

Пароперегреватель котлоагрегата БКЗ-320-140 разделен на 4 ступени. В первую ступень включен потолочный пароперегреватель и, так называемый, “холодный” пакет, поверхности нагрева которого установлены непосредственно перед поворотной камерой. Вторая ступень включает в себя ширмовую часть пароперегревателя; ширмы расположены над топкой на входе в горизонтальный газоход. Поверхности нагрева третьей и четвертой ступеней установлены в один ряд и конструктивно расположены в горизонтальном газоходе между ширмами и “холодным” пакетом первой ступени.

По характеру восприятия тепла пароперегреватель делится на радиационную, полурадиационную и конвективную части. Радиационную поверхность нагрева составляет потолочный пароперегреватель, расположенный над топкой. полурадиационная часть состоит из 20 ширм, подвешенных с шагом 540 мм. Конвективная часть пароперегревателя включает в себя поверхности нагрева III, IV ступени и “холодного” пакета I ступени.

Движение по тракту пароперегревателя осуществляется двумя потоками. Для выравнивания температуры пара (тепловых разверок) по ширине пароперегревателя предусмотрено смешивание и переброс потоков. Для поддержания заданной температуры пара предусмотрено по два пароохладителя на каждый поток с впрыском собственного конденсата и один растопочный пароохладитель с впрыском питательной воды.

За пароперегревателем расположена поворотная камера, соединяющая горизонтальный газоход с конвективной шахтой. Конвективная шахта представляет собой опускной газоход с расположенными в нем поверхностями нагрева водяного экономайзера и воздухоподогревателя. ВЭК предназначен для нагрева питательной воды до температуры близкой к температуре насыщения пара, ВЗП предназначен для подогрева воздуха, подаваемого в топку котлоагрегата и необходимого для обеспечения процесса горения топлива. В целом подогрев питательной воды и воздуха обеспечивает максимальный КПД котлоагрегата.

Поверхности нагрева по ходу газов расположены в конвективной шахте следующим образом: водяной экономайзер II ступени, воздухоподогреватель II ступени, водяной экономайзер I ступени, воздухоподогреватель I ступени, подвесные кубы воздухоподогревателя I ступени.

После водяного экономайзера II ступени конвективная шахта разделяется на два симметричных газохода. Разделение потока дымовых газов обусловлено конструктивным расположением в центре шахты внутреннего воздуховода, предназначенного для переброса воздуха по ярусам и ступеням.

Водяной экономайзер выполнен из труб 28х4 сталь 20 в виде пакетов змеевиков, расположение труб - шахматное. Вторая по ходу воды ступень экономайзера занимает всю глубину газохода и состоит из четырех блоков. Первая ступень экономайзера также состоит из четырех отдельных блоков. Трубы змеевиков водяного экономайзера собраны на входе и выходе в камеры, вынесенные за пределы конвективной шахты.

По своему исполнению воздухоподогреватель является трубчатым (рекуперативным) и собран из отдельных кубов. Воздухоподогреватель выполнен по двухпоточной схеме (фронт - тыл), четырехходовым из труб 40х1,5 сталь 2 сп. Трубки в кубах с обоих краев развальцованы в трубных досках, выполненных из стали 3 сп. Воздухоподогреватель первой ступени выполнен едиными по высоте блоками (кубами), общее количество кубов - 20 штук.

Воздухоподогреватель второй ступени выполнен в один ярус и состоит из 12 кубов. Такая компоновка подвесных кубов позволяет произвести замену с меньшими трудозатратами в случае сернокислой коррозии при снижении температуры уходящих газов до температуры точки росы.

Вся конвективная шахта при тепловом расширении свободно расширяется вверх от рамы подвесных кубов до водяного экономайзера IIступени.

Забор воздуха дутьевыми вентиляторами осуществляется с цеха или с наружного воздухозаборника по всасывающим воздушным коробам (по одному на каждый вентилятор) расположенным за котлом.

На воздушных всасывающих коробах есть поворотный шибер для перевода забора воздуха с цеха или снаружи. После дутьевых вентиляторов воздух поступает в общий напорный воздуховод и далее в калориферы и воздухоподогреватель. После ВЗП - II ступени воздух по воздуховодам подводится к горелкам котлоагрегата. Подвод воздуха к ВЗП и его отвод с ВЗП осуществляется с фронта и тыла конвективной шахты. С тылового короба горячего воздуха (после ВЗП) выполнены две перемычки Ду400 со всасывающими коробами ДВ, необходимые для подогрева исходного воздуха до плюсовых температур в зимнее время (РГВ).

После конвективной шахты дымовые газы поступают в золоуловители и далее на всас дымососов. Золоуловители с конвективной шахтой и дымососами связаны металлическими газоходами. Газоходы после дымососов также выполнены металлическими и заведены в борова. Борова выполнены из кирпича и железобетона и заведены в дымовые трубы.

Дутьевые вентиляторы обеспечивают подачу в топку котлоагрегата воздуха, необходимого для организованного горения топлива. Дутьевой вентилятор представляет собой центробежную машину консольного типа. Ступица с крыльчаткой насажена консольно на вал, вал опирается на два радиальных и два радиально-упорных подшипника. Подшипники заключены в картер, смазка подшипников консистентная литиевая («Литол - 24»). Лопатки рабочего колеса выполнены загнутыми назад. На всасе ДВ установлен осевой направляющий аппарат, который крепится к входному патрубку вентилятора. Основное назначение направляющего аппарата (как и загнутых назад лопаток) - обеспечить крутку потока воздуха с целью экономичного регулирования нагрузки машины в диапазоне от 50 до 100% по указателю положения направляющего аппарата, дальнейшее экономичное регулирование нагрузки вентилятора осуществляется переводом машины на другую скорость. Привод дутьевого вентилятора осуществляется от двухскоростного электродвигателя через жесткую муфту.

Подача топлива от пылепитателей к горелкам котла осуществляется по пылепроводам диаметром 89 мм системой ПВК(р) (пыль высокой концентрации по разряжением). Транспорт пыли осуществляется воздухом либо уходящими дымовыми газами (1 кг воздуха на 35-50 кг топлива), тяга воздуха (газов) осуществляется паровым эжектором, установленным в горелке. Возможность транспорта пыли малым количеством воздуха обусловлена ее текучими свойствами. Подача воздуха в пылепровод осуществляется в смеситель, куда заведена течка пылепитателя. Подача пара в эжектор осуществляется с торца через сопло. Сопло выполнено легкосъемным, самоцентрирующимся относительно эжектора. Отбор пара на эжекторы осуществляется с пароперегревателя (после первой ступени) либо с барабана котла.

Горелки по своему исполнению являются прямоточными, двухъярусными, размер по устью 1400х400 мм. Для максимального обеспечения равномерного истечения воздуха, внутри горелки установлены направляющие вертикальные и горизонтальные перегородки. Для обеспечения оптимальных скоростей воздуха на выходе из грелки на всем диапазоне нагрузок сечение горелки в устье, меньше чем в подводящем воздуховоде. Под горелкой либо в ее нижней части установлены гильзы под мазутную форсунку и факел для ее подсветки. Выше основных горелок установлены сбросные горелки пылесистем котла для утилизации отработавшего запыленного сушильного агента. К сбросным горелкам подведен вторичный воздух в кольцевую камеру и непосредственно в пылепровод для обеспечения охлаждения горелки в периоды, когда пылесистема, заведенная на эту горелку не работает.

Установка механизированного шлакоудаления предназначена для непрерывного удаления шлака, поступающего с пода котла через летку в жидком состоянии. Установка шлакоудаления состоит из следующих узлов:

а) шлаковой течки с гарнитурой (так называемый шлаковый “комод”);

б) шлакового шнека с дробильной камерой и ванной для охлаждения шлака;

в) привода шлакового шнека.

Шлаковая течка футерована изнутри, крепится сварными соединениями к подовым балкам топки и при тепловом расширении экранной системы свободно опускается вниз. Нижняя часть шлаковой течки, свободная от обмуровки, опускается в шлаковую ванну под уровень воды, создавая, таким образом, гидрозатвор для предотвращения присоса воздуха в топку или газоходы котла.

Шлаковая ванна выполнена на конус, в нижней части по всей длине установлен под наклоном шнек для транспортировки шлака к встроенной дробильной камере. Дробильная камера предназначена для размалывания крупных кусков шлака и предотвращению тем самым заноса каналов ГЗУ.

Шнек вращается в текстолитовых подшипниках скольжения. Смазка и уплотнение подшипников осуществляется водой, подаваемой по трубам в корпусы подшипников.

Для исключения перегрева воды в шлаковой ванне ее расход должен быть 6-8 м³ на 1 тонну шлака. Для этой цели предусмотрен подвод смывной или осветленной воды.

Для очистки поверхностей нагрева котла от золовых отложений предусмотрены устройства следующих типов:

а) для очистки радиационных поверхностей нагрева (топки котла) - водяной обдувочный аппарат;

б) для очистки пароперегревателя - глубоковыдвижные паровые обдувочные аппараты.

Зона обдувки экранов топки котла - от пережима до фестона. Обдувочный аппарат радиационных поверхностей нагрева установлен с фронта котла на уровне ~ 15,5 м. паровые обдувочные аппараты установлены с левой и правой стороны котла в районе расположения пароперегревателя и обдувают поверхности нагрева III-й, IV-й, “холодного” пакета I-й ступеней пароперегревателя и ширм. На котлах ст. №№ 1-3 установлено 4 паровых обдувочных аппарата, на остальных котлах - 6 аппаратов.

На ТЭЦ используются обдувочные аппараты нескольких типов: глубоковыдвижные типа ОГ завода “Ильмарине” и глубоковыдвижные фирмы Бергеманн-ЗИО типа PS-SL с одной зубчатой рейкой и RKS-SL с двумя зубчатыми рейками.

В качестве обдувочного агента на аппаратах ОПР используется техническая вода с напора насосов уплотнений, давление воды перед аппаратом должно быть не менее 1,0 МПа. В качестве обдувочного агента на аппаратах ОПК используется собственный сухой насыщенный или слабоперегретый пар с отбором из пароперегревателя котла. Давление пара на обдувку перед клапанами аппаратов “Ильмарине” установлено в пределах 2,2-2,5 МПа и поддерживается электрифицированным регулирующим клапаном; на аппаратах Бергеманн-ЗИО давление установлено в пределах 2,5-3,0 МПа и поддерживается безприводным клапаном перепада давления, который настраивается на необходимое давление с помощью груза.

Обдувка котлоагрегата ст. № 10 с аппаратами Бергеманн-ЗИО оснащена автоматизированной системой управления Simens. Обдувка аппаратами “Ильмарине” оснащена автоматизированной системой, разработанной на ТЭЦ-6.

Таблица 1- Параметры и характеристики котлоагрегата БКЗ-320-140

Наименование	Обозначение	Величина
Производительность, кг/с	Д	88,9
Давление пара в барабане, МПа	РБ	15,2
Давление пара за задвижкой, МПа	РПП	13,8
Температура питательной воды, оС	tПВ	230
Энтальпия питательной воды, кДж/кг	iПВ	993,4
Температура насыщения, оС	tНАС	344
Энтальпия насыщенной воды, кДж/кг	iНАС	2608,3
Температура перегретого пара, оС	tПП	560
Энтальпия перегретого пара, кДж/кг	iПП	3491,2
Удельный объем насыщенного пара, м3/кг	VНП	0,0982
Удельный объем перегретого пара, м3/кг	VПП	0,0257
Температура холодного воздуха, оС	tХВ	30
Температура уходящих газов, оС	фУХ	154
Энтальпия котловой воды, кДж/кг	hКВ	1616,1
Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель, оС		50
Температура воды, впрыскиваемой в пароохладитель, оС	tВПР	344

Таблица 2- Характеристики топлива

Наименование показателя	Условное обозначение	Единица измерения	Величина
Коэффициент размолоспособности	Кло		1,2
Температура плавления золы	t1 t2 t3	оС	1180 1210 1230
Содержание углерода на рабочую массу	СР	%	71,5
Содержание водорода на рабочую массу	HР	%	5,0
Содержание азота на рабочую массу	NР	%	1,0
Содержание кислорода на рабочую массу	OР	%	22,2
Содержание серы на рабочую массу	SP	%	0,2
Зольность на рабочую массу	AP	%	6,0
Влажность на рабочую массу	WP	%	33
Низшая теплота сгорания на рабочую массу	QP	ккал/кг (МДж/кг)	3740 (15,65)
Выход летучих на рабочую массу	VP	%	48
Влажность гигроскопическая	Wги	%	12,0

1.2 Пуск и останов котла

Перед пуском котел осматривают в следующем порядке:

- Если барабан котла вскрыт произвести его осмотр, после чего закрыть;

- Осматривают все поверхности нагрева в топке и в конвективной шахте;

- Проверить легкость хода всех шиберов на газовом и воздушном трактах, оставить их в положении «закрыто»;

- Проверить закрытие всех люков и лазов;

- Проверить ход и дистанционное положение направляющих аппаратов дымососа и вентилятора;

- Открыть рециркуляцию мазута по кольцу котла, открыв вентили на прямом мазутопроводе и обратном. (t_м>=90C);

- Проверить исправность КиПиА;

- Подготовить комплект рабочих и запасных форсунок;

- Перед заполнением котла водой должны быть закрыты все

дренажи котла, главная паровая задвижка, непрерывная продувка, фосфатная линия. Должны быть открыты воздушники на барабане и на пароперегревателе, продувка пароперегревателя, паропровода, линия рециркуляции барабан-экономайзер, арматура на той нитке питательной воды, по которой будет проводиться питание, арматура на водоуказательных колонках, кроме спускных вентилей;

- Заполнение котла водой (до нижнего уровня воды в барабане);

- После закрытия питательной задвижки следят за уровнем воды в барабане. Если уровень снизиться, то это говорит о неплотностях, которые необходимо обнаружить и устранить. Повышение уровня свидетельствует о неплотностях в питательной задвижке.

Растопка котла производится в следующем порядке:

- Включить в работу дымосос и дутьевой вентилятор и вентилировать топку в течение 15 минут;

- Открыть воздушный шибер на горелку, на которой будет вестись растопка;

- Установить разряжение вверху топки 30-50 Па;

- Ввести в топку растопочный факел и открыть мазут на форсунку;

- После устойчивого загорания мазута факел убрать;

- Для розжига паромеханической форсунки в топку водят факел, открывают пар на форсунку, а затем мазут. Открывая шибер на воздух следят за тем, чтобы не было обрыва факела. После устойчивого горения мазута факел убирают;

- Если мазут не загорелся, подачу мазута прекращают, факел вынимают и проводят вентиляцию топки и газохода 10-15 минут;

- При достижении определенного уровня в топке переходят на работу основных горелочных устройств. Постоянно следят за уровнем воды в

- барабане. При достижении давления в котле 1 атм необходимо

произвести продувку водоуказательных колонок и проверить правильность работы сниженных указателей уровня;

- При давлении в 3-9 атм проводят периодическую продувку. При приближении давления пара к рабочему повторяют периодическую продувку котла, продувают водоуказательные колонки;

- При включении автоматического регулятора питания необходимо учесть, что на пониженных нагрузках автоматическоеое регулирование неустойчивое. При включении автомата питания линию рециркуляции «барабан -экономайзер» закрывают;

При включении котла в работу должны быть произведены:

- проверка исправности предохранительных клапанов, водоуказательных приборов, манометров;

- проверка сигнализации и ее включение;

При возникновении вибрации или гидравлических ударов прогрев приостанавливают;

После включения котла в общую магистраль паровую нагрузку медленно увеличивают, постоянно следят за температурой перегрева;

При включении в общий паропровод давление в котле должно быть на 2-3 атм ниже. При возникновении гидравлических ударов приостанавливают включение и продолжают прогревать паропровод. При включении в магистраль продувку паропровода закрывают.

Скорость пуска котла определяется допустимой скоростью прогрева толстостенных элементов установки. Основным толстостенным элементом является барабан. Скорость роста температуры насыщения при растопке котла 1,5-2⁰С в минуту. Перепад температур верхней и нижней образующей барабана 40-60⁰С. Разница между температурой воды и температурой стенки 40⁰С.

Переход на сжигание твердого топлива с содержанием летучих веществ менее 15% производят при нагрузке не ниже 30% от номинальной, а при более высоком содержании летучих веществ взятие факела разрешается после прогрева топки.

Останов котлоагрегата в резерв или ремонт осуществляется по распоряжению начальника смены станции. В случаях немедленного останова котлоагрегата решение об останове принимается машинистом центрального теплового щита управления котлами (старшим машинистом котельного отделения, начальником смены котлотурбинного цеха). При останове котлоагрегата по причине повреждения поверхностей нагрева или пароводяного тракта использование схемы расхолаживания обязательно. После отключения котлоагрегата за ним должен быть установлен контроль до полного снижения давления в пароводяном тракте и снятия напряжения с электродвигателей. Сразу после останова машинист должен вести остановочную ведомость в соответствии с установленными требованиями. В течение первых 24 часов после останова помимо всего должен быть организован контроль за температурой среды в газоходе котлоагрегата в районе воздухоподогревателя. Через 24 часа после останова закрыть сжатый воздух на охлаждение датчиков «Факел - 3М», «Факел - 1». При останове котлоагрега в ремонт, длительный резерв (кроме останова в горячий резерв) мазутные форсунки снимаются в целях исключения увлажнения труб и изоляции экранной системы. При останове котла на срок более 3 суток в обязательном порядке должно производиться закрытие подбункерных шиберов ППЛ, прочистка на сухую камер ППЛ.

Порядок действий при останове котла:

Снижается нагрузка путем последовательного отключения мазутных горелок, при этом уменьшая тягу и дутье.

После отключения последней горелки открывают продувку ПП и закрывают ГПЗ, открывают рециркуляцию водяного экономайзера;

Вентилируют топку и газоходы в течение 10-15 мин.;

Выкл. дымососы и вентиляторы и закрывают их направляющие аппараты;

При этом постоянно наблюдают за уровнем воды в барабане, периодически подпитывая;

Закрывают непрерывную продувку и прекращают подачу фосфатов в котел;

При давлении в барабане 15-20 атм проводят периодическую продувку.

Открывают лазы для естественного охлаждения котла;

Дымосос разрешается включать не ранее, чем через 6 часов после останова.

При экстренной остановке котла следует немедленно прекратить подачу топлива, воздуха, остановить дымосос, вентилятор. При очагах горения в хвостовых поверхностях пар на форсунки оставляют открытым.

1.3 Подача топлива

Подача пыли из бункера в пылепроводы осуществляется пылепитателями.

Транспортировка топлива по пылепроводам в топку котла производится системой ПВК (пыль высокой концентрации).

Сырой, предварительно дробленный в дробилках грубого и мелкого дробления, уголь поступает в БСУ (бункер сырого угля). Котлоагрегат оснащен двумя БСУ (один на две СПП).

Из бункера сырого угля топливо питателем сырого угля подается во входную горловину мельницы (сушильную шахту), где смешивается с сушильным агентом, подсушивается и далее поступает непосредственно в мельницу.

Размолотое до пылевидного состояния топливо, сушильным агентом выносится из мельницы во встроенный сепаратор пыли, где крупные частицы пыли отделяются и по течке возврата поступают обратно в мельницу на домол.

Рисунок 1. Схема системы пылеприготовления.

1 - ленточные конвейеры 4А, 4Б;

2 - бункер сырого угля;

3 - питатель сырого угля;

4 - мельница;

5 - циклон;

6 - бункер пыли;

7 - пылепитатели;

8 - пвлепроводы ПВК;

9 - основная горелка котла;

10 - регулятор разряжения;

11 - мельничный вентилятор;

12 - сбросная горелка;

13 - шибер газозабора;

14 - газозабор;

15 - регулятор температуры аэросмеси;

16 - дымосос рециркуляции газов.

После сепаратора смесь сушильно-транспортирующего агента и угольной пыли (аэросмесь) по пылетракту - «ММТ - циклон» поступает в пылевой циклон, установленный на крыше бункерно-деаэраторной этажерки.

В пылевом циклоне угольная пыль отделяется от сушильно-транспортирующего агента и по течке циклона осыпается в бункер пыли.

Отработанный сушильно-транспортирующий агент из циклона отводится по тракту «циклон - MB» на всас мельничного вентилятора.

От мельничного вентилятора отработанный сушильный агент, по сбросным пылепроводам поступает к сбросным горелкам котлоагрегата.

Отбор сушильного агента производится из верхней части топочной камеры котла. Газозаборные устройства (по одному на каждую СПП котла) установлены на отметке 21,0 м. с фронта топочной камеры.

Отбирающиеся на сушку и транспортировку топлива дымовые газы имеют температуру в пределах 900ч1100°С в зависимости от состояния загрязнения экранов, режима работы котла и зольности топлива. Для снижения температуры сушильного агента, по условиям работы газозаборных шахт в устье газозабора предусмотрен организованный подвод

«холодных» дымовых газов от ДРГ с температурой 130 - 190°С.

Тягу по трактам СПП осуществляет мельничный вентилятор.

Для взрыво-пожаробезопасной эксплуатации к элементам СПП (ММТ, циклон, МВ, БП) подведен насыщенный пар от коллектора собственных нужд (10ч16 ата, 260^оС).

Система пневмотранспорта с высококонцентрированной подачей пыли (ПВК), допускает возможность организации высокоэффективных условий сжигания любого пылевидного натурального топлива.

Система ПВК включает в себя следующие механизмы и узлы:

Два турбокомпрессора типа ТВ-50-1,6 с водяным охлаждением подшипников с характеристиками Q = 3600 м³/ч, Ризб = 1.6 кгс/см² (при tв=20 ^оС и Рбар=760 мм. рт. ст), каждая из которых оснащена обратным клапаном и задвижкой, размещенной на нагнетательной стороне машин, и задвижкой, размещенной на всасывающей стороне, фланцевыми соединениями на всасе и нагнетании для установки заглушек при проведении ремонтных работ на турбокомпрессоре.

Один турбокомпрессор является рабочим, второй - резервным. Забор воздуха производится из помещения котельного цеха.

Общестанционный коллектор воздуха на ПВКд, на который могут работать оба турбокомпрессора.

Пусковой байпас (ТКВ-01, ТКВ-02), для осуществления запуска турбокомпрессора из холодного состояния.

Противопомпажный регулирующий клапан РТКВ-0, установленный в общем коллекторе ПВК (dу 200) связанный с атмосферой.

Быстроотсечной клапан 6ПВК (dу 200), установленный в воздуховоде от общего коллектора ПВК к коллектору ПВК котла.

Коллектор ПВК котла (dу 200).

Воздухопроводы 574 с запорными ручными клапанами 6ПВК (16 шт.).

Смесители пыли (16 шт.).

Пылепроводы к горелкам 896 в количестве 16шт.

Течки пыли (пылепровод-стабилизатор) от пылепитателя к смесителю пыли 896 (16 шт.).

Коллектор раздачи воздуха на ПВК в течки пыли (пылепроводы-стабилизаторы) под пылепитатели.

Вентиль, регулирующий давление воздуха в коллекторе раздачи воздуха ПВК к течкам пыли (пылепроводы-стабилизаторы) под пылепитатели (2 шт. - 6УВ-17, 6УВ-18).

Вентили для регулирования давления в индивидуальных линиях подвода воздуха на ПВК к течкам пыли (пылепровод-стабилизатор) под пылепитатели (16 шт. - 6УВ).

Система ПВК оснащена средствами контроля и измерений, защит и автоматического регулирования давления воздуха в общестанционном коллекторе ПВК.

Общий расход воздуха на пылепроводы ПВК котла составляет 3000 нм³/ч (при работе всех пылепроводов котла).

Работа системы ПВК осуществляется следующим образом: пыль из пылепитателя поступает в вертикальный пылепровод-стабилизатор, который

постоянно наполнен на определенную часть высоты. Высота столба пыли в пылепроводе-стабилизаторе зависит от давления воздуха перед соплом смесителя, производительности пылепитателя.

Наибольший столб пыли в пылепроводе-стабилизаторе соответствует максимальной производительности системы. Стабильная работа ПВК обеспечивается поддержанием статического давления под питателем на уровне 100ч150 мм.в.ст. во всем диапазоне нагрузок котла, что достигается подачей в него небольшого количества воздуха из коллектора ПВК (допускается наличие небольшого разрежения под пылепитателем не превышающим 100ч150 мм.вод.ст.)

Под действием струи воздуха из сопла смесителя пыль разгоняется и с высокой концентрацией движется по пылепроводу к горелке. В устье горелки происходит истечение аэросмеси в топочное пространство и смешение ее с воздухом и горячими топочными газами. На выходе из пылепровода ПВК в устье горелки установлен распределитель пыли.

При нормальной работе системы с поддержанием давления в воздушном коллекторе котла 3800ч4200 мм.вод.ст. давление в байпасах пылепроводов (за смесителем, после дроссельной шайбы) должно иметь значения 700ч1500 мм.в.ст.

1.4 Регулирование температуры перегретого пара

В процессе эксплуатации котла температура перегретого пара может меняться вследствие изменения удельного тепловосприятия пароперегревателя. Наибольшее влияние на температуру перегретого пара оказывает нагрузка котла. Температура перегрева пара зависит также от температуры питательной воды, избытка воздуха в топке, шлакования и загрязнения экранов и пароперегревателя, от характеристик топлива. В радиационном Пароперегревателе с повышением нагрузки температура перегрева пара снижается, так как удельное тепловосприятие пароперегревателя возрастает в топке медленнее, чем увеличивается нагрузка. В конвективном пароперегревателе количество проходящих через него продуктов сгорания увеличивается почти пропорционально увеличению нагрузки, одновременно повышается и температура на выходе из топки. Соответственно увеличиваются коэффициент теплоотдачи в пароперегревателе и температурный напор, в результате удельное тепловосприятие пароперегревателя растет быстрее, чем нагрузка котла, и температура перегрева пара возрастает

В соответствии с ГОСТ на турбины установлены допустимые отклонения температуры перегрева пара от номинального значения в пределах от +10 до --15 °С в котлах среднего давления и от +5 до --10 °С в котлах высокого давления. Применяемые системы и конструкции пароперегревателей в различных условиях эксплуатации не могут обеспечить поддержание температуры пара в допустимых пределах. В связи с этим энергетический котел должен иметь устройство для регулирования температуры пара. При этом номинальная температура перегретого пара после первичного и промежуточного пароперегревателей должна обеспечиваться в диапазоне нагрузок котла 70--100 % при допустимых изменениях всех других факторов, влияющих на температуру перегрева пара.

Автоматическая система регулирования (АСР) температуры перегретого пара РТП на базе локального регулятора РПИБ (рис. 2).

Задачей АСР РТП является поддержание заданного значения температуры пара при изменениях нагрузки и режимов работы котлоагрегата.

Повышение температуры перегретого пара (“Т” пп) может привести к повреждению поверхностей нагрева пароперегревателя. Понижение температуры перегретого пара (“Т” пп) снижает экономичность установки, повышает влажность пара, что представляет опасность для последних ступеней турбины.

Рисунок 2. Автоматическая система регулировки температуры перегретого пара на базе локального регулятора РПИБ.

РПИ -блок электронный,

ДЛ-Т-блок функциональный,

И-Т-62-блок измерительный первичный,ЗУ-задатчик,

РТП-регулятор температуры пара.

В комплект АСР входят:

- блок электронный “РПИБ”;

- блок функциональный “ДЛ - Т”;

- блок измерительный “И-Т-62”;

- первичный преобразователь “ТХА”;

- задатчик “ЗУ-11”;

- пускатель “ПБР-ЗА” ;

- блок управления “БУ-21”;

- электропривод с регулирующим клапаном “ДУ-20”;

- электропривод с регулирующим клапаном “ДУ-50” .

Для обеспечения надежной работы регулирующего прибора ремонтный персонал участка “Общестанционная Автоматика“ не реже 1 раза в 4 года выполняет его капитальный ремонт и 1 раз в год проводит следующие мероприятия:

- балансировку электронного блока;

- проверку и коррекцию настройки;

- поджатие контактных присоединений.

Автоматическая система регулирования (АСР) температуры перегретого пара РТП на базе локального регулятора ПРОТАР(рис. 3)

АСР РТП первой ступени с помощью термопар “ТХА” ведет непрерывный контроль температуры пара и путем воздействия на регулирующий клапан первой ступени пароохладителя ДУ-50, поддерживает температуру на входе в горячий пакет. АСР РТП второй ступени, путем воздействия на регулирующий клапан второй ступени пароохладителя ДУ-20, поддерживает температуру в выходном коллекторе.



Рисунок 3. Автоматическая система регулировки температуры перегретого пара на базе регулятора ПРОТАР.

ЗУ-задатчик,

БУ-21-блок управления,

РТП-регулятор температуры пара.

В комплект АСР РТП входят:

- прибор регулирующий “Протар”;

- датчик “ТХА”;

- преобразователь температура-ток “БУТ”;

- задатчик “ЗУ-11”;

- пускатель “ПБР-ЗА” ;

- блок управления “БУ-21” ;

- электропривод с регулирующим клапаном ДУ-20;

- электропривод с регулирующим клапаном ДУ-50 -2шт.

Регулирующий прибор “Протар” в своем составе имеет 2 независимых канала регулирования:

- в первом канале реализована АСР РТП первой ступени РТП-1(РТП-2);

- во втором реализована АСР РТП второй ступени РТП-3(РТП-4).

Для реализации свободно программируемой структуры имеются специальные функции, из них многие могут использоваться многократно.

Наиболее часто приборы комплекса ПРОТАР в режиме свободного программирования выполняют:

Регулирование в соответствии с П; ПД; ПИ; ПИД -- алгоритмом: два независимых канала с импульсным выходом и(или) один канал с аналоговым выходом;

Вычисление сигналов рассогласования, задания и других промежуточных сигналов алгоритма (возможно с использованием сложных алгоритмов обработки входных сигналов);

Селектирование, переключение и отключение сигналов;

Введение в алгоритмы регулирования дополнительных статических и динамических, линейных и нелинейных звеньев;

Автоматическое изменение любых параметров и (или) перестройка алгоритма прибора по алгоритму пользователя;

Формирование сигналов программного задатчика, программное регулирование;

Каскадное регулирование;

Формирование сигнала аварийной сигнализации отказа системы регулирования по сформированному потребителем алгоритму, в том числе защита от обрыва в цепи датчика;

Индикация любых параметров в удобных для пользователя размерностях.



2. Расчетно - конструкторский раздел

2.1 Расчет коэффициента избытка воздуха в топке

(1)

Где: -- действительный объем воздуха, поданного в топку котла на 1 кг топлива,

-- теоретический объем воздуха.

(2)

Таблица 3- Коэффициенты избытка воздуха

Наименование	=4,24 м3/кг; =0,817 м3/кг; rрец.=11%; =3,35 м3/кг; = 0,81 м3/кг; АР=6%
	топка фестон	КППIII,IV	КППI	ВЭII	ВПII	ВЭI	ВПI
Коэффициент избытка воздуха ''	1,2	1,215	1,23	1,25	1,28	1,3	1,33
Средний коэффициент избытка воздуха ср	1,2	1,2075	1,2225	1,24	1,265	1,29	1,315



2.2 Расчет энтальпии продуктов сгорания

Таблица 4- Объемные доли трехатомных газов и водяных паров

Наименование	Размерность	=4,24 м3/кг; =0,817 м3/кг; rрец.=11%; =3,35 м3/кг; = 0,81 м3/кг; АР=6%
		топка фестон	КППIII,IV	КППI	ВЭII	ВПII	ВЭI	ВПI
Коэффициент избытка воздуха ''	-	1,2	1,215	1,23	1,25	1,28	1,3	1,33
Средний коэффициент избытка воздуха ср	-	1,2	1,2075	1,2225	1,24	1,265	1,29	1,315
Объем водяных паров =+0,0161(ср -1)V0+ rрец	м3/кг	0,916	0,916	0,917	0,918	0,92	0,922	0,923
Полный объем газов =V0Г+1,0161(ср -1)V0+rрецVГ	м3/кг	6,555	6,587	6,651	6,727	6,835	6,943	7,05
Объемная доля трехатомных газов rRO2=(VRO2/VГ)(1+ rрец)	-	0,1383	0,1376	0,1363	0,1348	0,1326	0,1306	0,1286
Объемная доля водяных паров rH2O=VH2O/VГ	-	0,1397	0,139	0,1378	0,1364	0,1346	0,1327	0,1309
Суммарная объемная доля rП=rRO2+rH2O	-	0,278	0,277	0,274	0,271	0,267	0,263	0,259
Концентрация золовых частиц ЗЛ= АР аун / 100 GГ	кг/кг	0,00475	0,00472	0,00467	0,00461	0,0453	0,00446	0,00438
GГ=1-АР/100+1,306V0ср	кг/кг	7,58	7,63	7,71	7,81	7,94	8,08	8,22

Энтальпия продуктов сгорания по газоходам котла
				Топка, ширмы	Пароперегреватель	ВЭ II	ВП II	ВЭ I	ВП I
					КПП III, IV	КПП I
				''Т=1,2
				I	I	I	I	I	I	I	I	I	I	I	I	I	I
100	696	561	909													980	988
200	1412	1127	1839											1953	1009	1968	1049
300	2145	1710	2795							2879	1018	2929	1035	2962	1048	3017
400	2908	2296	3779							3897	1043	3964	1064	4010
500	3687	2899	4789					4881	1048	4940	1060	5028
600	4479	3520	5816	5824	1064			5929	1085	6000
700	5300	4152	6880	6888	1090	6951	1098	7014
800	6143	4793	7965	7978	1106	8049	1119
900	7001	5434	9067	9084	1135	9168
1000	7877	6088	10190	10219	1132
1100	8753	6763	11321	11351	5887
1600	13312	10190	17183	17238	1206
1700	14246	10881	18382	18444

2.3 Тепловой баланс котла

Таблица 6- Тепловой баланс котла

Располагаемое тепло топлива	кДж/кг	=	15805
Температура уходящих газов	оС		154
Энтальпия уходящих газов	кДж/кг	IУХ	1521
Потери тепла от механического недожога	%	q4	0,5
Потери тепла от химического недожога	%	q3	0
Потери тепла в окружающую среду	%	q5	0,4
Потери тепла с уходящими газами	%		8,2
Потери с физическим теплом шлака	%		0,255
Коэффициент сохранения тепла	-		0,996
Сумма тепловых потерь	%		9,35
КПД котлоагрегата	%		90,65
Полезно использованное в котлоагрегате тепло	кДж/кг		799,296106
Полный расход топлива	кг/с		15,6
Расчетный расход топлива	кг/с		15,5



2.4 Расчет топки

Таблица 7- Расчет топочной камеры

Наименование величины	Размерность	Формула	Величина
Объем топочной камеры	м3	VT	1344
Полная поверхность стен топочной камеры	м2		910,3
Эффективная толщина излучающего слоя	м		5,31
Коэффициент загрязнения открытой поверхности	-		0,45
То же ошипованной поверхности	-		0,282
Коэффициент ослабления лучей золовыми частицами	-		0,033
Коэффициент ослабления лучей несветящимися трехатомными газами	-		0,099
Оптическая толщина	-		0,976
Эффективная степень черноты факела	-	аФ=1-е-kpS	0,625
Средний коэффициент тепловой эффективности экранов	-		0,397
Степень черноты топки	-		0,807
Расчетный коэффициент	-	М	0,48
Температура горячего воздуха	оС	tГВ	341
Коэффициент избытка воздуха	-		1,11
Тепло, вносимое воздухом в топку	кДж/кг		2179
Тепловыделение в топке на 1 кг топлива	кДж/кг		17958
Теоретическая температура горения	оС	ТА	1660
Температура газов на выходе из топки	оС		1135
Энтальпия газов на выходе из топки	кДж/кг		11753
Количество тепла воспринятое в топке	кДж/кг		6180
Теплонапряжение топочного объема	кДж/м3ч		649103
Теплонапряжение сечения топки	кДж/м2ч		12,3106

2.5 Расчет пароперегревателя

Таблица 8- Расчет пароперегревателя

II ступень пароперегревателя (ширмы)
Наименование величины	Размерность	Формула	Величина
Диаметр труб, шаги труб	мм/мм	d1/d2, S1/S2	32/24; 540/38
Поверхности нагрева	м2	HПП, ,	500; 120 102,8
Сечение для прохода газов и пара	м2	FГ, fП	111,2; 0,0905
Число рядов труб по ходу газов	шт.	Z2	20х2
Эффективная толщина излучающего слоя	м		0,705
Тепловая нагрузка поверхностей нагрева в районе ширм	кДж/м2ч		226,7103
Лучистое тепло, воспринятое плоскостью входного сечения ширм	кДж/кг		540,5
Угловой коэффициент с входного на выходное сечение ширм	-		0,157
Произведение	-	РnS	0,196
Оптическая толщина излучающего слоя	-		0,245
Степень черноты	-	a=1-е-kpS	0,215
Тепло излучения из топки и ширм на поверхность за ширмами	кДж/кг		207,4
Тепло, получаемое излучением из топки ширмами и дополнительными поверхностями нагрева	кДж/кг		333,1
Тепловосприятие ширм излучением из топки	кДж/кг		292
То же потолка	кДж/кг		16,8
Температура газов перед II ступенью пароперегревателя	оС	Т/	1135
Энтальпия газов перед II ступенью пароперегревателя	кДж/кг	I/	11753
Температура пара на входе	оС	t/	405
Энтальпия пара на входе	кДж/кг	i/	2997,5
Температура пара на выходе	оС	t//	440
Энтальпия пара на выходе	кДж/кг	i//	3137,1
Тепловосприятие ширм по балансу	кДж/кг		942,8
Энтальпия газов за II ступенью пароперегревателя	кДж/кг		10655,2
Температура газов	оС	Т//	1038
Средняя температура газов	оС		1087
Средняя температура пара	оС		422
Средний температурный напор	оС	Дt =T - t	665
Средний удельный объем пара	м3/кг		0,01746
Средняя скорость пара	м/сек		16,3
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару	кДж/м2чоС		16969,5
Средняя скорость газов	м/сек		4,5
Коэффициент теплоотдачи конвекцией	кДж/м2чоС		112,7
Коэффициент загрязнения	м2чоС/кДж	е	0,05
Температура поверхности загрязнения	оС		825
Коэффициент теплоотдачи излучением	кДж/м2чоС		299,2
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке	кДж/м2чоС		393
Коэффициент теплопередачи	кДж/м2чоС		156,7
Тепловосприятие ширм (по уравнению теплообмена)	кДж/кг		934,4
III ступень пароперегревателя
Диаметр труб, шаги труб	мм/мм	d1/d2; ;	38/26; 180/91; 90/68
Эффективная толщина излучающего слоя	м		0,459; 0,151
Поверхности нагрева	м2	; ;	125; 385; 30,8
Сечение для прохода газов и пара	м2	; ;	52,2; 49,0; 0,102
Температура газов перед III ступенью пароперегревателя	оС	Т/	1028
Энтальпия газов	кДж/кг	I/	10538
Количество лучистого тепла воспринятого III ступенью пароперегревателя	кДж/кг		72,5
Температура пара на входе в III ступень пароперегревателя	оС	t/	440
Энтальпия пара на входе в III ступень пароперегревателя	кДж/кг	i/	3137
Температура пара на выходе из III ступени пароперегревателя	оС	t//	505
Энтальпия пара на выходе из III ступени пароперегревателя	кДж/кг	i//	3336
Тепловосприятие III ступени по балансу	кДж/кг		1056
Энтальпия газов за III ступенью пароперегревателя	кДж/кг		8367
Температура газов за III ступенью	оС	T//	828
Средняя температура газов	оС		928
Средняя температура пара	оС		473
Средняя скорость пара	м/сек		17,7
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару	кДж/м2чоС		13577
Средняя скорость пара в коридорном пучке	м/сек		9,1
Коэффициент теплоотдачи конвекцией	кДж/м2чоС		245,5
Средняя скорость в шахматном пучке	м/сек		8,5
Коэффициент теплоотдачи	кДж/м2чоС		285,8
Коэффициент загрязнения в коридорном пучке	м2чоС/кДж		0,021
Коэффициент загрязнения в коридорном пучке	м2чоС/кДж		0,0256
Средний коэффициент загрязнения	м2чоС/кДж		0,0219
Температура поверхности загрязнения	оС		636
Произведение	-	РnSШАХ РnSКОР	0,042 0,128
Оптическая толщина	-		0,119 0,215
Степень черноты	-	аКОР аШАХ	0,11 0,19
Коэффициент теплоотдачи излучением	кДж/м2чоС		95,5 164,7
Коэффициент теплоотдачи излучением с учетом газовых объемов	кДж/м2чоС		146,7 252,7
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке	кДж/м2чоС		392,2 538,4
Коэффициент теплопередачи	кДж/м2чоС		247,2 295,4
Средний коэффициент теплопередачи	кДж/м2чоС		258,9
Температурный напор на входе газов	оС	Дt/=T/-t/	588
То же на выходе	оС	Дt//=T//-t//	323
Температурный напор	оС		443
Тепловосприятие по уравнению теплообмена	кДж/кг		1052
IV ступень пароперегревателя
Диаметр труб, шаги труб	мм/мм	d1/d2; ;	38/28; 180/97; 90/68
Поверхности нагрева	м2	;	132; 393
Сечение для прохода газов и пара	м2	; ;	52,2; 49,0; 0,122
Число рядов труб	шт.	Z2	12
Температура газов перед IV ступенью пароперегревателя	оС	Т/	1028
Энтальпия газов	кДж/кг	I/	10538
Температура пара на входе в IV ступень пароперегревателя	оС	t/	494
Энтальпия пара на входе в IV ступень пароперегревателя	кДж/кг	i/	3306
Температура пара на выходе из IV ступени пароперегревателя	оС	t//	560
Энтальпия пара на выходе из IV ступени пароперегревателя	кДж/кг	i//	3491
Тепловосприятие IV ступени по балансу	кДж/кг		985
Количество лучистого тепла воспринятого III ступенью пароперегревателя	кДж/кг		75,4
Энтальпия газов за IV ступенью пароперегревателя	кДж/кг		8447
Температура газов за IV ступенью	оС	T//	836
Средняя температура газов	оС		932
Средняя температура пара	оС		527
Средняя скорость пара	м/сек		17,4
Коэффициент теплопередачи	кДж/м2чоС	КР из расчета III ступени ПП	258,9
Температурный напор на входе газов	оС	Дt/=T/-t/	534
То же на выходе	оС	Дt//=T//-t//	276
Средний температурный напор	оС		408
Тепловосприятие по уравнению теплообмена	кДж/кг		997
Потолочный пароперегреватель
Лучевоспринимающая поверхность потолка	м2		51,6
Лучистое тепло потолочных труб	кДж/кг		197,3
Энтальпия пара на выходе	кДж/кг		2660
Температура пара на выходе	оС		348
I ступень пароперегревателя
Диаметр труб, шаги труб	мм/мм	d1/d2;	42/32,34; 90/100
Поверхность нагрева	м2	;	907,5; 13,7
Температура пара на входе в I ступень пароперегревателя	оС	t/	348
Энтальпия пара на входе в IV ступень пароперегревателя	кДж/кг	i/	2660
Температура газов перед I ступенью пароперегревателя	оС	Т/	832
Энтальпия газов	кДж/кг		8409
Температура пара на выходе из I ступени пароперегревателя	оС	t//	397
Энтальпия пара на выходе из I ступени пароперегревателя	кДж/кг	i//	2964
Тепловосприятие I ступени по балансу	кДж/кг		1617
Энтальпия газов за I ступенью пароперегревателя	кДж/кг		6758
Температура газов на выходе	оС	Т//	676
Средняя температура газов	оС		753
Средняя температура пара	оС		373
Средняя скорость газов	м/сек		12,7
Коэффициент теплоотдачи конвекцией

Подобные документы

• Расчет комбинированной газо-паротурбинной установки (ГПТУ), содержащий топку с кипящим слоем под давлением

  Описание устройства работы комбинированной газотурбинной установки, работающей на твердом топливе, содержащей топку с кипящим слоем под давлением. Бинарный цикл. Термодинамический расчет ГТУ. Внутренние потери в топке котла. Экономичность энергоблока.
  
  дипломная работа [208,3 K], добавлен 04.10.2008
  

• Проект котельной участка №3 Орехово-Зуевской теплосети

  Принципиальное устройство котлоагрегата. Тепловой расчет котлоагрегата. Расчет объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания топлива. Определение конструктивных характеристик топочной камеры. Расчет конвективных поверхностей, водяного экономайзера.
  
  дипломная работа [210,9 K], добавлен 22.06.2012
  

• Тепловой расчет паровых котлов малой мощности

  Состав и характеристика рабочего топлива. Определение конструктивных размеров топочной камеры. Тепловосприятие и проверочно-конструктивный расчет пароперегревателя, котельного пучка и водяного экономайзера. Аэродинамический расчет газового тракта котла.
  
  курсовая работа [2,8 M], добавлен 10.03.2015
  

• Характеристика водотрубных котлов

  Основные особенности водотрубных котлов малой паропроизводительности и низкого давления. Расчет теплового баланса, потеря теплоты, топочной камеры, конвективных поверхностей нагрева, водяного экономайзера. Анализ расчетов газового и воздушного тракта.
  
  курсовая работа [422,6 K], добавлен 12.04.2012
  

• Тепловой расчет паровых котлов малой мощности

  Состав и характеристика топлива. Определение энтальпий дымовых газов. Тепловосприятие пароперегревателя, котельного пучка, водяного экономайзера. Аэродинамический расчёт газового тракта. Определение конструктивных размеров и характеристик топочной камеры.
  
  курсовая работа [279,3 K], добавлен 17.12.2013
  

• Конвективные сушильные установки

  Расчет теплоты на сушку влажного материала. Конвективная установка непрерывного действия для сушки ленточных и листовых материалов. Схема одноступенчатой аэрофонтанной установки, ее преимущества. Сушильная установка с кипящим слоем, ее теплообмен.
  
  учебное пособие [9,3 M], добавлен 22.09.2015
  

• Проект теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

  Расчет тепловой нагрузки и построение графика. Предварительный выбор основного оборудования: паровых турбин и котлов. Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию. Расчет тепловой схемы. Баланс пара. Анализ загрузки турбин и котлов, тепловой нагрузки.
  
  курсовая работа [316,0 K], добавлен 03.03.2011
  

• Котельные установки промышленных предприятий

  Особенности паровых котлов с естественной и многократной принудительной циркуляцией. Определение расчётных характеристик и способа сжигания топлива. Расчёт экономайзера, объемов и энтальпий воздуха, продуктов сгорания. Тепловой баланс котлоагрегата.
  
  курсовая работа [669,4 K], добавлен 12.02.2011
  

• Проект тепловой части ГРЭС мощностью 160 МВт (Омская область)

  Выбор типа и количества турбин и котлов. Составление и описание принципиальной тепловой схемы электростанции. Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов. Определение выбросов ТЭЦ в атмосферу, расчет и выбор дымовой трубы.
  
  дипломная работа [505,3 K], добавлен 15.01.2015
  

• Тепловой расчет паровых котлов малой мощности

  Определение состава и энтальпий дымовых газов. Определение конструктивных размеров и характеристик топочной камеры. Тепловосприятие водяного экономайзера. Аэродинамический расчёт газового тракта котла. Поверочно-конструктивный расчёт котельного пучка.
  
  курсовая работа [373,9 K], добавлен 02.04.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам