Расчётно - пояснительная записка к курсовому проекту на тему: Теплотехнический расчет котлоогрегата ДЕ 10 – 14
стадия
лист
листов
Разработал
Силин
УП
3
32
Принял
Прокофьева
ТТ – 41 у
2 Поверочный расчет котлоагрегата
2.1. Описание котлоагрегата
Газо-мазутные котлы типа ДЕ
Газо-мазутные котлы типа ДЕ, разработанные А.А.Дорожниковым и сотрудниками НПО ЦКТИ паропроизводятельностью от 4 до 25 т/ч (Бийский котельный завод) с давлением 14 кгс/м2. Они предназначены для выработки насыщенного пара идущего на технологические нужды промышленных предприятий. Топочная камера размещается сбоку от конвективного пучка, образованного вертикальными трубками, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Котлы типа ДЕ состоят из: верхнего и нижнего барабанов, диаметром 1000 мм каждый, конвективного пучка, оборудованного вертикальными трубками диаметром 51*2,5мм, фронтального, боковых и задних экранов , образующих топочную камеру. Ширина топочной камеры одинакова для всех видов котлов ДЕ -1790мм. Конвективный пучёк имеет газовые перегородки для изменения направления потоков газа, в свою очередь он отделен от топочной камеры. Трубы парового экрана котлов производительностью от 4 до 10 т/ч приваривают к коллекторам, трубы котлов с производительностью от 16 до 25 т/ч развальцованы в барабанах.
Изоляция в котлах типа толщиной 100 мм, а обмуровка фронтальной и задней стенок из шламобетона. Снаружи обмуровка котлов покрыта металлической обивкой толщиной 2 мм. В отличии от парогенератора ДЕ-10-14 парогенератор ДЕ-16-14 имеет конвективный газоход без продольной перегородки и продукты сгорания в 1 газоходе, омывают поверхность нагрева, двигаясь от задней стенки к фронтальной. Возврат продуктов сгорания к задней стенке парогенератора производится по газоходу, расположенному под топочной камерой с выводом продуктов сгорания вверх. Это способствует удобному размещению водяного экономайзера.
В парогенераторе предусмотрено двухступенчатое испарение. Во вторую ступень испарения выведены частично трубы конвективного пучка. Общим спускным звеном всех контуров является последняя (по ходу продуктов сгорания) труба конвективного пучка.
Спускные трубы второй ступени испарения вынесены за пределы газохода. На парогенерато-торах производительностью от 16 до 25 т/ч предусмотрена установка горелки с предварительной газификацией топлива: ГМП. Для парогенераторов производительностью от 6,5 до 10 т/ч предусмотрена установка горелок использующих фронтовое устройство газомазутных парогенераторов.
Схема циркуляции котла ДЕ- 16-14 имеет два контура циркуляции.
Первый контур: вода из верхнего барабана по опускной трубе, находящейся в обмуровке, поступает в нижний барабан, где она нагревается, и пароводяная смесь по экранным трубам поднимается в верхний барабан.
Второй контур: вода из верхнего барабана по слабообогреваемым трубам конвективного пучка поступает в нижний барабан, и после нагревания в сильнообогреваемых трубах вновь попадает в верхний барабан.
Схема циркуляции
Рис. 1.
Верхний барабан (1) служит для отделения пара от воды с помощью сепарирующих устройств, а также в него подается питательная вода от системы водоочистки с последующей деаэрацией, а также для периодической продувки, Нижний барабан котла (2) служит для продувки котлоагрегата, а также играет роль шламонакопителя; загрязненная вода периодически удаляется в дренаж. Правый боковой экран (3) питается из нижнего барабана(2). Задний, фронтовой экран (5) питается из нижних коллекторов, получающих воду из нижнего барабана. В первой (по ходу движения продуктов сгорания) половине конвективных труб (6) пароводяная смесь поступает в верхний барабан, поэтому они называются подъемными (кипятильными). Во второй половине питательная вода движется к нижнему барабану, поэтому они называются опускными. Пар через паровую задвижку направляется к потребителю,овой экран (3) питается из нижнего барабана (2).
Характеристика котлоагрегата
Таблица 1
Величина
ДЕ-10-14
Объем топки
м2
17.54
Площадь поверхности стен
м2
41.47
Диаметр экранных груб
мм
51*2.5
Площадь лучевоспрннимаемой поверхности нагрева
м2
38.96
Шаг труб боковых экранов
мм
55
Площадь поверхности нагрева конвективных пучков
м2
117.69
Диаметр труб конвектпвного пучка
мм
51*2.5"
Расположение труб
Коридорное
Поперечный шаг труб
мм
110
Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания
м2
0.41
Продольный шаг труб
мм
110
Число рядов труб по ходу продуктов сгорания в одном газоходе
шт.
41
2.2 Выбор топочного устройства
Характеристика топлива
Газообразное топливо состоит из механической смеси горючих и негорючих газов с небольшой примесью водяных паров, смол и пыли, Очень важными свойствами газа являются токсичность и взрываемость. В природном газе в основном содержится метан (СН4) этан (С2Н6) и тяжелые углеводороды, а также негорючие газы - углекислый газ (С02) и азот СЫ). Природные газы состоят из 96° о метана, 2% этана, 0.5% тяжелых углеродов, 1.5% углекислый газ и азот. Природный газ при содержании его в воздухе от 3.8% до 7.8% (по объему) образует взрывоопасную смесь, ядовит, поэтому его одорируют.
Состав топлива
Таблица 2
Газо-провод
Состав газа по объему , %
Низшая теплота сгорания , КДЖ/м3
Qсн, кДж/м3
Рну, кг/м3
СН4
С2
Н6
С3
Н8
С4
Н10
С5
Н12
N2
С02
Газли-Каган
95,4
2,6
0,3
0,2
0,2
1,1
0,2
37,43
36590
0,750
Выбор топочного устройства
Газомазутные горелочные устройства должны обеспечивать оптимальные условия для правильного смешивания топлива с воздухом, для горения смеси я передачи теплоты от факела к тепловоспринпмающим поверхностям нагрева. К ним применяются следующие основные требования :
а) Длина горения факела не должна превышать значения, определяемого размерами топочной камеры.
б) Значение коэффициента избытка воздуха должно выбираться таким образом , чтобы обеспечивать минимальные потери теплоты . Содержание токсичных коррозионноактивных соединений в топочных газах не должно превышать предельно допустимых значений.
в) Температурные поля в различных сечениях топки должны быть максимально выравнены с тем, чтобы не было локальных перегрузок экранных труб котла или чрезмерного приближения факела к экрану.
Конструкция газомазутного горелочного устройства ГМ 7.
Горелка состоит из форсуночного узла, периферийной газовой части и одноразового возду-хонаправляющего устройства. В форсуночный узел входит паромеханические форсунки и устройства, предусматривающие установку смежной форсунки, которая включается на непродолжительное время, необходимое для замены основной форсунки. Распыляющее устройство это распыляющая головка, которая является основным узлом форсунки из парового и котельного завихрителя , распределительной шайбы, прокладки и втулки. Газовая часть горелки состоит из газового коллектора с газовыдающими отверстиями и газоподводящей трубой, Коллектор в сечении имеет прямоугольную форму, к торцу его приварен овод полукруглой формы. Внутри коллектора имеется разделительная обечайка, которая способствует равномерному распределению газа по коллектору. Воздух направляется в устройство, представляющее собой лопаточный завихритель осевого типа с профильными лопатками устанавливаемыми под углом 45°.
Горелка типа ГМ -7.
Рис. 2
1. Заглушка.
2. Мазутная форсунка,
3. Газовоздушная часть.
4. Лопаточный завихритель вторичного воздуха.
5. Лопаточный завихритель первичного воздуха.
6. Монтажная плитка.
2.3. Обоснование выбранной температуры уходящих газов
Потеря теплоты с уходящими газами обусловлены тем , что температура продуктов сгорания. покидающих котлоагрегат, значительно выше температуры атмосферного воздуха. Потери теплоты с уходящими газами являются наиболыиим из всех потерь теплоты и зависят от вида сжигаемого топлива, нагрузки котлоагрегата, температуры и объема уходящих газов, температуры воздуха, забираемого дутьевым вентилятором. Для снижения потерь теплоты с уходящими газами следует стремится к уменьшению их объема и температуры. Однако объем уходящих газов не может быть меньше теоретического, а температура ниже температуры точки росы, во избежание конденсата водяных паров и продуктов сгорания. Температура, при которой водяные пары в продуктах сгорания находясь в агрегатном парцио-нальном давлении начинают конденсироваться, называется температурой точки росы.
Согласно рекомендациям Р.И.Эстеркина, температуру уходящих газов принимаем 150°С.
2.4. Выбор хвостовых поверхностей нагрева
Выбор типа хвостовой поверхности нагрева
В производственно-отопительных котельных устанавливаются котлоагрегаты производительностью от 2.5 до 25 т/ч. Для получения этого количества пара в топках сжигается сравнительно небольшое количество топлива и образуется небольшое количество дымовых газов. Теплота, уносимая этими газами, недостаточна для подогрева воды в водяном экономайзере и воздуха воздухоподогревателя одновременно. Поэтому котлы типа ДЕ 10-14 ; оборудованы только одной поверхностью нагрева. В нашем случае более экономично в хвостовой поверхности установить водяной экономайзер, чтобы предотвратить низкотемпературную коррозию труб поверхностей нагрева котлоагрегата.
Водяной экономайзер
Экономайзер благодаря применению труб небольшого размера является недорогой и компактной поверхностью нагрева, в которых эффективно используется теплота уходящих газов. Водяной экономайзер воспринимает до 18% общего количества теплоты. Гидравлическое сопротивление водяного экономайзера по расчету для парогенераторов среднего давления не должно превышать 8% рабочего давления в барабане. В зависимости от материала, из которого сделан экономайзер их разделяют на чугунные и стальные- Для рабочего давления котла 2.4 мПа экономайзеры изготавливают чугунными, а. выше давления 3-9 мПа из стальных труб. При подогреве воды в чугунных экономайзерах вода не доводится до кипения во избежание гидравлических ударов, приводящих к разрыву труб. Нагрев воды производится в чугунных экономайзерах на 20°, а в стальных на 40°ниже температуры кипения.
2.5. Расчетная часть.
Горение топлива
Горение
— это процесс окисления горючего вещества, происходящий при высокой температуре и сопровождающийся выделением тепла.
Определение теоретического объема количества воздуха, м 3
/м 3
V0
=0,0476[0,5 * СО + 0,5* Н2
+ 1,5 * Н2
S + ∑ (m + n/4) * Сm
Нn
– O2 ] : М3
/М3
Определение коэффициента избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева.
Коэффициентом избытка воздуха называется отношение действительного количества воздуха к теоретически необходимому :
α = Vφ / V0
(2.5)
где V0
– теоретическое количество воздуха;
Vφ - фактическое или действительное количество воздуха .
Для газообразного топлива 1 ≤ α ≤ 1,1
а) Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки
αт
= 1,05 – D > 10 т/ч
(2.6)
D – производительность котла; т/ч.
б) Коэффициент избытка воздуха за конвективным пучком – α Kn
α Kn
= αт + Δ α Kn
(2.7)
где Δ α Kn
- присос холодного воздуха в конвективный пучок
α Kn
= 1,05 + 0,1 = 1,15
в) Коэффициент избытка воздуха за водяным экономайзером – αв.эк
αв.эк
= α Kn
+ Δ αв.эк
(2.8)
где Δ αв.эк -
присос воздуха в водяной экономайзер
αв.эк
= 1,25 + 0,1 = 1,35
Определение коэффициента избытка воздуха по газоходам котла.
Таблица 3
Величина
Расчетная формула
Теоретические объемы, м3
/м3
V0
, V0
N2, V0
RO2, V0
H2O
Газоходы
Топка
1 Кп
2Кп
Эк-зер
1
2
3
4
5
6
Коэффиент избытка
после поверхности нагрева
α1
= αТ
+ ∑ Δ α1
1,05
1,15
1,25
1,35
Средний коэффициент
α ср
= (α׀
+ α׀׀
)/2
Величина
Расчетная формула
Теоретические объемы, м3
/м3
V0
, V0
N2, V0
RO2, V0
H2O
Газоходы
Топка
1 Кп
2Кп
Эк-зер
1
2
3
4
5
6
избытка воздуха в газоходе поверхности
гае α׀
– αв
– перед газоходом
α׀׀
– αв
– после газохода
1,05
1,1
1,2
1,3
Избыточное количество воздуха.
Vиз = Киз
Vиз = V0
(αср – 1)
0,4862
0,9824
2,43117
2,9124
Объём водяных паров
V0н2о
= V0н2о
+ +0,0161 * (αср
– 1)
2,1967
2,2046
2,2810
2,2359
Полный объём продуктов сгорания
V0
= V0RO2
+ V0N2
+
+(αср
– 1)*V0
+ V0н2о
+
+0,0161* (αср
– 1)* V0
11,4151
11,9077
13,387
13,881
Объёмная доля водяных паров
rн2о
= = V0н2о
/ V0r
0,1917
0,1838
0,1635
0,1576
Объёмная доля 3-х атомных газов
rRO2
= V0НO2
/ V0r
0,0906
0,0869
0,0773
0,0745
Суммарная объемная доля
r = rн2о
+r RO2
0,2824
0,2707
0,2408
0,2322
2.6 Определение энтальпий воздуха.
Количество тепла, содержащейся в воздухе или продуктах сгорания называется энтальпией воздуха или продуктов сгорания.
При выполнении расчетов принято энтальпии воздуха или продуктов сгорания относить к 1 кг сжигаемого твердого топлива или к 1м3
газообразного топлива. Расчет энтальпий продуктов сгорания производится при действительных коэффициентах избытка воздуха для каждой поверхности нагрева [ L, берем из таблицы 3 к.п. ] определение энтальпий сводится в таблицу 4 курсового проекта, где Vr
– теоретический объем продуктов сгорания [ табл. 3 к. п. ]
(CV)в
-энтальпия 1м3
воздуха кДж/м3
;
I0
в - энтальпия теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур
I0изб
- энтальпия теоретического объема продуктов сгорания
I - энтальпия продуктов сгорания при α > 1
Расчет энтальпий продуктов сгорания
Таблица 4
Поверхность нагрева
t0
после поверхности нагрева
I0в
= V0
(СV)в
I0СО2
= V0Ro2
(СV) N2
+
V0
N2(СV)N2
+V0H2O
(СV)H2O
I0изб
= (αi
– 1)
I =I0r
+ I0изб
2000
29893,4204
37009,5203
1494,6710
38504,1913
Верх топочной
1900
28259,6876
34953,2676
1412,9844
36366,2520
камеры
1800
26625,9548
32880,5991
1331,2977
34211,8968
αт
=1,05
1700
25031,1204
30839,8392
1251,5560
32091,3952
1600
23446,0106
28814,3999
1172,3005
29986,6938
1500
21851,1762
26796,7385
1092,5588
27889,2973
1400
20256,3418
24816,4968
1012,8171
25829,3139
1300
18661,5074
22816,3532
933,0754
23749,4286
1200
17115,296
20860,3516
855,7648
21716,1164
1100
15559,36
18951,4998
777,9680
19729,4678
1000
14003,424
17049,3852
700,1712
17749,5564
900
12496,111
15161,6929
624,8056
15786,4985
800
11027,6964
13304,8074
551,3848
13856,1922
Первый
конвективный пучок
α1k.n
= 1.15
1000
14003,424
17049,3852
2100,5136
19149,8988
900
12496,111
15161,6929
1874,4167
17036,1096
800
11027,6964
13304,8074
1654,1545
14958,9619
700
9549,5572
11484,3705
1432,4336
12916,8041
600
8090,8672
9715,6234
1213,6301
10929,2535
500
6671,0756
8002,2227
1000,6613
9002,8840
400
5280,4578
6315,2344
792,0687
7107,3031
300
3928,7384
4675,8908
589,3108
5265,2016
Второй
конвектив-ный
пучек
α2k.n
= 1,25
600
9731,62
11549,671
2432,905
13982,276
500
8245,12
9772,176
2061,28
11833,456
400
6798,26
8049,832
1699,565
9749,3975
300
5381,13
6354,130
1345,2825
7699,4121
200
4003,64
4705,801
1000,91
5706,7109
Водяной
экономайзер
αэк
= 1,35
400
5280,4578
6315,2344
1848,1602
8163,3946
300
3928,7707
4675,8908
1375,0697
6051,9231
200
2596,4682
3083,0569
908,7639
3991,8208
100
1293,3718
1523,6159
452,6801
1976,2960
2.7. Тепловой баланс.
При работе парового или водогрейного котла вся поступающая в него тегшота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре или воде, и на покрытие различных потерь теплоты. Суммарное количество теплоты, поступающей в котлоагрегат, называется располагаемой теплотой и обозначается Qpp
. Между теплотой, поступающей в котлоагрегат и покинувшей его должно существовать равенство. Теплота покинувшая котлоагрегат , представляет собой сумму полезной теплоты и потерь теплоты, связанной с техническим процессом выработки пара. При тепловом расчете парогенератора или водогрейного котла, тепловой баланс составляют для определения КПД брутто и расчетного расхода топлива. Тепловой баланс котла составляют принципиально к установившемуся тепловому режиму. При поверочном расчете котлоагрегата определяют КПД по оборотному балансу.
Определение располагаемой теплоты, кДж / м3[ таб.2, д.п.]
Qpp
= Qс н
=37430 кДж/м3
где Qс н
– низшая теплота сгорания .
Определение теплоты с уходящими газами, %
g2
= (Iху
- α ух
* I0х.в.
)*(100 – g4
) : Qpp
(2.9)
где Iху
- энтальпия уходящих газов, определяется при соответствующих значениях коэффициента избытка воздуха в уходящих газах [ табл.4, к.п.]
ВП.Г.
= ( 6383,794 / 37560 х 91,17) х 100 = 0.2 М3
/ С
Определение коэффициента сохранения теплоты
φ = 1 – g5
: ηбр
+ g5
φ = 1 – 1,7 : (91,22 +1,7)=0,981
(2.13)
2.8. Расчет топочной камеры
Расчет топочных камер заключается в определении температур продуктов сгорания на выходе из топки и количества теплоты, отданного дымовыми газами экранной поверхности нагрева. В конце курсового проекта проверяется надежность работы топочной камеры.
В современных теплогенераторах , топочная камера частично экранирована, поэтому, в результате лучистого теплообмена, между газами и экранными поверхностями, температура газов снижается. Лучистый теплообмен, в топочной камере, зависит от площади поверхности экранных труб, от полезного тепловыделения в топке, от частоты поверхности экранных труб, от вида сжигаемого топлива.
Перед началом расчета топочной камеры составляем эскиз топки по чертежам котлоагрегата, для определения её геометрических размеров и дальнейшего расчета площади поверхности стен и объёма топки.
Определение энтальпии продуктов сгорания, кДж/м3
Предварительно задаемся температурой продуктов сгорания на выходе из топки для газа в пределах от 1050°С. Для этой температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки. [таблица 4 к.п.]
Определение коэффициента тепловой эффективности экрана
ψ = χ * ζ
(2.15)
где χ - угловой коэффициент , который равен отношению количества энергии, посылаемой на облучаемую поверхность к энергии излучения всей полусферической излучающей поверхности ;
ζ -
коэффициент загрязнения, учитывает снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева из-за их загрязнения (лит. 6, стр.62, табл. 5.1.)
ζ = 0,65
ψ = 0,6 5 * 1 = 0,65
Определение эффективности толщины излучаемого слоя, м
S = 3,6 * Vт : Fс.т. S = 3,6 * 17,2 : 42,73 = 1,45 м (2.16)
где Vт
- объем топочной камеры, м3
Fcт-
площадь поверхности стен топочной камеры, м3
Определение коэффициента ослабления лучей к(мМпа) -1
При сжигании жидкого или газообразного топлива k зависит от коэффициента ослабления лучей 3-х атомными газами – kr
и коэффициента ослабления лучей – kc
k= kr
* kn
+ kc
(2.17)
где r - суммарная, объемная доля 3-х атомных газов (табл. 3, к.п.) r = 0,2824
kr
- ( лит. 4, стр. 63, табл. 5.4.) или по формуле
Конвективные поверхности нагрева котлов играют важную роль в процессе получения пара и использования теплоты продуктов сгорания, попадающих в топочную камеру. Эффективность работы поверхностей нагрева зависит от интенсивности передачи тепла продуктам сгорания и пару. Продукты сгорания передают теплоту наружным поверхностям труб путем конвенции и излучения. Расчет выполняется для 1 м3
газа при нормальных условиях. При расчете конвективных поверхностей нагрева используется уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса.
Определяем площади поверхности нагрева, расположенные в рассчитываемом газоходе.
H = π d Iср
n , м3
d = 0,056 - наружный диаметр труб;
I - длина труб в газоходе
Расчет первого конвективного пучка.
Определение температуры продуктов сгорания:
задаёмся температурой сгорания продуктов, °С
t = 300 °С t =
500 °С
Расчет ведем для обеих выбранных температур
Определяем теплоту отданною продуктами сгорания
QБ
= φ * ( I’ – I’’ + Δακ * I°пр
) ; кДж/м3
(2.23)
φ- коэффициент сохранения теплоты φ = 0,98 %
I’ - энтальпия продуктов сгорания перед первым конвективным пучком.
I" - энтальпия продуктов сгорания после первого конвективного пучка ( берём по таблице 4 к. п. для двух выбранных температур )
I’300
=5265,2016 кДж/м3 I"500
= 9002,8840 кДж/м3
Δακ - присос воздуха в конвективной поверхности нагрева Δακ = 0,05
По энтальпии воды после экономайзера и давлению определяем температуру воды на выходе из экономайзера
t"эк
= i" эк
/ 4,19
(2.48)
t "эк
= 1001,84/4,19=239,1 ºС
Если температура получится на 20°С выше температуры в барабане котла (195°С), то для котлов с давлением меньше 2,4 Мпа к установке принимают чугунный водяной экономайзер. При несоблюдении этого условия следует принимать стальной змеевиковый водяной экономайзер.
i " эк
= 239,1ºC
Определение температурного напора (°С)
Δt =( Δt б
– Δtн
) / ( 2.3×Ig (Δt б
/ Δtн
)
(2.49)
где Δt Б - Δtн. - большая и меньшая разности температуры продуктов сгорания и нагреваемой жидкости.
Δt б
= Qр
– Iух
. = 210-150 = 60 ºС
Δtн
= t"эк
– tкип
= 144-104 = 40 ºС
Δt =( 60-40) / ( 2.3×Ig (60/40) = 49,38 ºС
Выбор конструктивных характеристик принятого к установке водяного экономайзера.
Для чугунного и стального водяного экономайзера выбираем число труб в ряду с таким расчетом , чтобы скорость продуктов сгорания была в пределах от б до 9 м/с. Число труб в ряду чугунного экономайзера должна быть не менее 3 и не более 10.
Характеристика одной трубы экономайзера ВТИ
Таблица 5
Характеристика одной трубы
Экономайзер ВТИ
Длина, мм
2000
Площадь поверхности нагрева, м2
2,95
Площадь живого сечения , м2
0,12
Определяем действительную скорость продуктов сгорания в экономайзере, м/с
Wr
=( Bр
* Vr
* (νэк
+ 273 )) / (Fэк
* 273)
(2.50)
где νэк
- среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, м/с
Fэк
- площадь живого сечения для проходов продуктов сгорания.
Производительностью дымососа называется объём продуктов сгорания, перемещённых в единицу времени.
Необходимая расчетная производительность дымососа определяется с учетом условий всасывания, т.е. избыточное давление или разряжение и температура перед машиной и представляет собой действительные объёмы продуктов сгорания ( или воздуха который должен перемещать дымосос ).
ΔР - избыточное давление в барабане котла на открывании задвижки
ΔР = 0,05*Рк
ΔР =0,05*1,37= 0,0685 МПа
Рэк
-сопротивление водяного экономайзера =0,18 Мпа
Р"тр
- сопротивление в трубопроводе до питательного котла с учетом сопротивления
автоматических клапанов питания
Рвстр
– сопротивление всасывающих трубопроводов =0,1 Мпа
Рд
-давление под которым находится питательная вода в деаэраторе =0,12 Мпа
Рн
=1,1(1,37*(1+0,685)+0,18+0,2+0,1+0,12)=2,9 МПа
Определяем мощность питательного насоса
N =( Q* Рн
) / (0,36 * η ) ;кВт
(2.62)
N =( 11,44*2,9 ) / (0,36 * 0,88) = 105,96 кВт
Ny
= 1,05*105,96 = 111,258
Характеристика питательного насоса марки ПЭ – 65 - 40
Таблица 9
Характеристика
Величина
Подача, м3
/ч
65
Напор, Мпа
4,4
Марка электродвигателя
А2-92-2
Мощность кВт
125
Завод изготовитель
Орловская область
область
2.10. Описание тепловой схемы.
Отпуск пара теплотехническим потребителям часто производится от котельных установок, которые называются производственными. Эти котельные обычно вырабатывают насыщенный или слабо-перегретый пар с давлением до 1,4 или 2,4 Мпа. Пар используется технологическими потребителями и в небольшом количестве на приготовление горячей воды, направляемой в систему теплоснабжения. Приготовление горячей воды производится в сетевых подогревателях установленных в котельной.
Принципиальная тепловая схема производственной котельной с отпуском небольшого количества теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, в закрытую систему теплоснабжения, показана на отдельном листе.
Насос сырой воды подаёт воду в охладитель продувочной воды, где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до температуры 20-30 ° С в пароводяном подогревателе сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированной воды и подогревается до определённой температуры.
лист
Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогревателе паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть химически очищенной воды проходит через охладитель выпара деаэратора.
Подогрев сетевой воды производится паром в последовательно включенных двух сетевых подогревателях. Конденсат от всех подогревателей направляется в головку деаэратора, в которую также поступает конденсат, возвращаемый внешним потребителем пара.
Подогрев воды в атмосферном деаэраторе производится паром от котлов и паром из расширителя непрерывной продувки. Непрерывная продувка от котлов используется в расширителе, где котловая вода в следствии снижения давления частично испаряется.
В котельных с паровыми котлами, независимо от тепловойй схемы, использование теплоты непрерывной продувки котлов является обязательным. Использованная в охладителе продувочная вода сбрасывается в продувочный колодец (барботер ) .
Деаэрированная вода с температурой 105 °С питательным насосом подаётся в паровые котлы. Подпиточная вода для систем теплоснабжения забирается из того же деаэратора, охлаждаясь в охладителе деаэрированной воды до 70 °С перед поступлением к подпиточному насосу. Использование общего деаэратора для приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них. В котельных с паровыми котлами, как правило, устанавливаются деаэраторы атмосферного типа.
Для технологических потребителей, использующих пар более низкого давления, по сравнению с вырабатываемым котлоагрегатами, и для собственных нужд , в тепловых схемах котельных предусматривается редукционная установка для снижения давления пара (РУ) или редукционно-охладительная установка для снижения давления и температуры пара (РОУ).
Лист
лист
ДП 1006 С-232
31
31
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ :
1. Е.Д.Будников « Производственные котельные установки », М.Энергоиздат, 1984 г.
2. Л.М.Сидельковский , В.Н.Юренев « Котельные установки промышленной ориентации » М.Энергоиздат, 1985 г.
3. Р.И.Эстеркин «Промышленные установки» Л.Энергоиздат, 1988 г.
4. « Тепловые и атомные электростанции ». Справочник М.Энергоиздат, 1989 г.
5. В. С Вергазов «Устройство и эксплуатация котлов » . Справочник . Н.Стройиздат ,1991 г.
6. Р.И.Эстеркин «Котельные установки .Курсовое и дипломное проектирование ». Л.Энергоиздат , 1989 г.
7. Д.Н.Сидоров, А-С.Сидоров « Монтаж оборудования котельных установок ». М.Высшая школа , 1991 г.
8. К.Ф.Роддатис , А.Н.Полтарецкий « Справочник по котельным установкам Малой производительности » М.Энергоиздат, 1989 г.