Проектирование котельной - (диплом)

Суммарный вес потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара) GS

    кг/с
    Gк+Gхво+Gс+Дпр-Двып
    13, 89
    15, 95
    10, 07
    2, 01
    Р30

Доля конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства в суммарном весе потоков, поступающих в деаэратор

    Gк/ GS
    0, 8
    0, 82
    0, 68
    0, 4
    Р31
    Удельный расход пара на деаэратор
    dд
    кг/кг
    Рис. 11 [ ]
    0, 0525
    0, 052
    0, 056
    0, 0753
    Р32
    Абсолютный расход пара на деаэратор
    Д*g
    кг/с
    dд* GS
    0. 75
    Р33

Расход пара на деаэратор питательной воды и для подогрева сырой воды

    кг/с
    (Дg+Дс)*
    0, 75+0, 13= 0, 88
    0, 82+0, 13= 0, 95
    0, 56+0, 12= 0, 88
    0, 15+0, 024= 0, 179
    Р34

Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь Д*'

    кг/с
    Д+(Дg+Дс)
    12, 12+0, 88= 13, 00
    14, 11+0, 9= 15, 06
    7, 91+0, 68= 8, 59
    0, 96+0, 179= 1, 13
    Р35
    Внутрикотельные потери пара
    Дпот
    кг/с
    Д' * (Кпот/(1-Кпот))
    0, 26
    0, 3
    0, 17
    0, 023
    Р36
    Суммарная паровая нагрузка на котельную
    Д*сум
    кг/с
    Д'+Дпот
    13, 26
    15, 36
    8, 76
    1, 153
    Р37

Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки Gпр

    кг/с
    n/100*Dсум
    0, 61
    0, 71
    0, 42
    0, 055
    Р38

Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки Dпр

    кг/с
    Gпр*(i7*0, 98-i8)/ (i3-i8)
    0, 091
    0, 104
    0, 06
    0, 008
    Р39

Количество продувочной воды на выходе их сепаратора непрерывной продувки G'пр

    кг/с
    Gпр-Dпр
    0, 519
    0, 606
    0, 36
    0, 047
    Р40
    Количество воды на питание котлов
    Gпит
    кг/с
    Dсум+Gпр
    13, 87
    16, 07
    9, 18
    1, 208
    Р41
    Количество воды на выходе из деаэратора
    Gg
    кг/с
    Gпит+Gут
    14, 59
    17, 157
    9, 90
    1, 93
    Р42
    Выпар из деаэратора
    Dвып
    кг/с
    dвып*Gg
    0, 029
    0, 034
    0, 02
    0, 004
    Р43
    Количество умягченной воды, поступающее в деаэратор
    Gхво
    кг/с
    (Dпотр-Gпотр)-G'пр+ Dпот+Dвып+Gут
    2, 72
    2, 48
    0, 98
    Р44
    Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку
    Gс. в
    кг/с
    Kс. н. хво*Gхво
    1, 2*2, 57= 3, 08
    1, 2*2, 72= 3, 24
    1, 2*2, 48= 2, 98
    1, 2*0, 98= 1, 12
    Р45
    Расход пара для подогрева сырой воды
    Dc
    кг/с
    Gс. в. *(T3-T1)*C/ (i2-i8)*0, 98
    0, 068
    0, 14
    0, 12
    0, 02
    Р46

Количество конденсата поступающего в деаэратор от подогревателей сырой воды Gc

    кг/с
    Dc
    0, 068
    0, 14
    0, 12
    0, 02
    Р47

Суммарный вес потоков поступающих в деаэратор (кроме греющего пара) GS

    кг/с
    Gk+Gхво+Gc+Dпр-Dвып
    13, 9
    16, 04
    9, 78
    1, 96
    Р48
    Доля конденсата от подогревателей
    кг/с
    Gk/ GS
    11, 12/13, 90= 0, 797
    13, 11/16, 04= 0, 82
    0, 736
    0, 486
    Р49
    Удельный расход пара на деаэратор
    dg
    кг/кг
    Рис. 11
    0, 0525
    0, 052
    0, 056
    0, 0753
    Р50
    Абсолютный расход пара на деаэратор
    Dg
    кг/с
    dg* GS
    0, 765
    0, 835
    0, 55
    0, 15
    Р51

Расход пара на деаэрацию питательной воды и подогрев сырой воды

    кг/с
    (Dg+Dc)
    0, 833
    0, 975
    0, 67
    0, 17
    Р52

Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь Д1

    кг/с
    D+(Dg+Dc)
    12, 12+0, 87= 12, 9
    14, 11+0, 87= 15, 07
    7, 91+0, 67= 8, 58
    0, 96+0, 17= 1, 13
    Р53
    Суммарная паровая нагрузка на котельную
    Dсум
    кг/с
    Д1+Dпот
    13, 21
    15, 385
    8, 75
    1, 153
    Р54

Процент расхода пара на собственные нужды котельной (деаэрация подогрев сырой воды)

    Кс. н.
    %
    (Дg+Дс)/Dсум*100
    6, 3
    6, 34
    7, 66
    14, 74
    Р55
    Количество работающих котлов
    Nк. р.
    Шт.
    Dсум/Dкном
    2
    2
    2
    1
    Р56
    Процент загрузки работающих паровых котлов
    Кзат
    %
    Dсум/Dкном*Nк. р. * *100%
    95, 17
    110, 84
    63
    16, 6
    Р57

Количество воды, пропускаемое помимо подогревателей сетевой воды (через перемычку между трубопроводами прямой и обратной сетевой воды) Gсет. п.

    кг/с
    Gсет*(tmax1-t1)/ /(tmax1-t3)
    0
    40, 22
    49, 52
    7, 03
    Р58

Количество воды пропускаемое через подогреватели сетевой воды Gсет. б.

    кг/с
    Gсет- Gсет. п.
    51, 37
    94, 13-40, 22= 53, 91
    66, 56-49, 52= 17, 04
    9, 20-7, 03= 2, 17
    Р59

Температура сетевой воды на входе в пароводяные подогреватели t4

    °C
    [t1max(i6-tк. б. с. )+ t3(i2-i6)]/(i2- tк. б. с. )
    81, 6
    71, 2
    57, 4
    58, 6
    Р60

Температура умягченной воды на выходе из охладителя продувочной воды Т4

    °C
    T3+G'пр/Gхво*(i8/c --tпр)
    33, 6
    32, 1
    31, 1
    37, 2
    Р61

Температура умягченной воды поступающей в деаэратор из охладителя пара Т5

    °C
    T4+Dвып/Gхво*(i4-i5)/c
    37, 8
    35, 6
    34, 4
    39, 2

1. 6. ПОДБОР И РАЗМЕЩЕНИЕ ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

На основании результатов полученных при расчете тепловой схемы котельной (таб. 1. 5) производим выбор основного и вспомогательного оборудования.

    1. 6. 1. Выбор паровых котлоагрегатов

Выбор типа, количества и единичной производительности котлоагрегатов зависит главным образом от расчетной тепловой производительности котельной, где они будут установлены; от вида теплоносителя, отпускаемого котельной.

На основании вышеизложенного и в связи с тем, что для технологических потребностей нербходим пар, в котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ-25-14 единичной производительностью по пару D =6, 94кг/с, что в сумме дает 13, 88 кг/с. А из расчета тепловой схемы максимальная суммарная паровая нагрузка котельной Dсум=15, 377 кг/с (табл. 1. 5 п. 53), что позволяет использовать котлоагрегаты КЕ-25-14 с небольшой перегрузкой в один из режимов.

    1. 6. 2. Подбор сетевых насосов

Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды . Расход сетевой воды принимаем из табл. 1. 5 позиция .

    GЗ СЕТ=93, 13 кг/с = 338, 87 т/ч

Необходимая производительность сетевых насосов, приведенная к плотности rВ=1000кг/м3, м/ч

    GСН=GЗ СЕТ/rВ70=338, 87/0, 978=346, 49

Напор сетевых насосов выбирается из условия преодоления гидравлического сопротивления теплотрассы при расчетном максимальном расходе воды, сопротивления котельной и соединительных трубопроводов с 10%-м запасом.

    HC P=1, 1 Н (1. 2)
    Иэ данных гидравлического расчета тепловой сети
    Н = 0, 7 МПа
    Тогда
    HC P=1, 1*0, 7=0, 77 МПа

К установае принимаем блок сетевых насосов БСН-1801420, состоящий из 2-х насосов Д400/80, один из которых резервный, электродвигатель А02_82_2, N=100кВт, n=3000-1, Q=400м3/ч, H=0, 65ё0, 85 Мпа

    1. 6. 3. Подбор питательных насосов

В котельных с паровыми котлами устанавливаются питательные насосы числом не менее двух с независимым приводом.

Питательные насосы подбирают по производительности и напору. Производительность всей котельной, кг/с

    QПИТ=1, 1*DСУМ (1. 3)
    где DСУМ -суммарная паропроизводительность котельной
    из табл. 1. 5 п. 53: DСУМ=15, 377 кг/с
    QПИТ=1, 1*15, 377 = 16, 91 кг/с=60, 89 т/ч

Напор, который должны создавать питательные насосы для паровых котлоагрегатов, МПа

    НПИТ=1, 15*(Рб-Рд)+НСЕТ (1. 4)

где Рб - наибольшее возможное избыточное давление в котлоагрегате, Рб =1, 3 МПа

    Рд - избыточное давление в деаэраторе , Рд=0, 12МПа

НСЕТ- соиротивление всасывающего и нагнетающего трубопроводов. Принимаегл НСЕТ=0, 15МПа

    ННАС= 1, 15(1, 3-0, 12)+0, 15 = 1, 51 МПа

Из табл. 15. 3 [3] принимаем к установке 2 питательных насоса ПЭ-65-40, один из которых резервный: электродвигатель А2-92-2, подача 65 м3/ч напор 4, 41 МПа, частота вращения 3000-1.

    1. 6. 4. Подбор конденсатного насоса

Конденсатные насосы перекачивают конденсат из баков, куда он поступает с производства или из пароводяных подогревателей, в деаэратор. Производительность конденсатного насоса, м3/ч(кг/с)

    QК НАС= К(табл. 1. 5. п. 18)=13, 11 кг/с=47, 2 м3/ч
    Напор развиваемый конденсатным насосом, МПа
    Нкон=2, 3 Мпа

По табл. 15. 6. [3] принимаем к установке 2 насоса Кс-50-55-1 один из которых резервный: электродвигатель 4А160М4, подача 50м3/ч, напор 5, 5 МПа, частота вращения 1450-1.

    1. 6. 5. Подбор подпиточных насосов

Для восполнения утечки воды из закрытых систем теплоснабжения устанавливают подпиточные насосы.

    Подача подпиточного насоса принимается иэ табл. 1. 5
    Gподп=0, 72 кг/с=2, 592 м3/ч

Давление, создаваемое подпиточным насосом, должно обеспечить невскипание воды на выходе из котельной

    Нпод=0, 4 МПа

Пo табл. 15. 6. [3] принимаем к установке 2 подпиточных насоса Кс-12-50 один иэ которых резервный: электродвигатель 4А100 2, подача 12 м3/ч напор 0, 5 МПа, частота вращения 2900 -1

    1. 6. 6. Подбор деаэратора

В новых производственных и производственно-отопительных котельных с паровыми котлоагрегатами предусматривается установка атмосферных деаэраторов типа ДА. Подбираем деаэратор по его производительности , т/ч(кг/с)

    GД=17, 157 кг/с=61, 76 т/ч (табл. 1. 5п. 41)
    Принимаем к установке деаэратор DА-100( табл. 3 ):
    производительность, т/ч - 100
    давление , МПа - 0, 12
    емкость деаэраторного бака. м3 - 25
    поверхность охладителя
    выпара, м2 - 8
    1. 7. Тепловой расчет котлоагрегата

Котел KЕ-25-14c предназначен для производства насыщенного пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Топочная камера котла шириной 272 мм полностью экранирована (степень экранирования Нл/ ст =0, 8) трубами d=51х2, 5мм. Трубы всех экранов приварены к верхним и нижним камерам d219x8мм. Топочная камера по глубине разделена на два объемных блока. Каждый из боковых экранов (правый и левый) переднего и заднего топочных блоков образует самостоятельный циркуляционный контур. Верхние камеры боковых экранов в целях увеличения проходного сечения на входе в пучок расположены ассиметрично отпосительно оси котла. Шаг труб боковых и фронтового экранов– 55 мм, шаг труб заднего экрана –100 мм, трубы заднего экрана выделяют из топочного объма камеру догорания, на наклонном участке труб уложен слой огнеупорного кирпича толщиной 65мм. Объем топочной камеры -61, 67 м3.

Для улучшения циркуляционных характеристик фронтового экрана на нем устанавливаются три рециркуляцинные трубы d89х4мм. Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева - 92, 10м2.

Третьим блоком котла является блок конвективного пучка с двумя барабанами (верхним и нижним) внутренним диаметром 1000мм. Длина верхнего барабана 7000мм, нижнего–5500мм. Толщина стенки барабана котла - 13мм, материал - сталь 16ГС. Ширина конвективного пучка по осям крайних труб 2320мм. В таком пучке отсутствуют пазухи для размещения пароперегревателя, что существенно улучшает омывание конвективного пучка.

Конвективный пучок выполнен из труб d51x2, 5мм. Поперечный шаг в пучке составляет 110 мм, продольный - 90мм. Площадь поверхности нагрева конвективного пучка равна 417, 8м2. Первые три ряда труб на входе в пучок имеют шахматное расположение с поперечным шагом S =220мм. Удвоение величины шага по сравнению с остальными рядами позволяет увеличить проходное сечение на входе в пучок, частично перекрытое потолком потолочной камеры.

Хвостовые поверхности состоят из одноходового по воздуху воздухоподогревателя с поверхностью нагрева 228 м2, обеспечивающего нагрев воздуха до 180 0С и установленного следом за ним по ходу газов чугунного экономайзера с поверхностью нагрева 646 м2.

Для сжигания каменных и бурых углей под котлом устанавливается механическая топка ТЧЗ-2, 7/5. 6. Активная площадь зеркала горения равна 13, 4 м2. Решетка приводится в движение при. Помощи привода ПТ-1200, обеспечивающего 8 ступеней регулирования скорости движения в приделах 2, 8 - 17, 6 м/ч. Дутьевой короб под решеткой разделен на четыре воздушные зоны. Подача воздуха регулируется при помощи поворотных заслонок на воздуховодах. Котельная установка оборудована системой возврата уноса и острого дутья. Выпадающий в конвективном пучке унос оседает в четырех зольниках и возвращается в топочную камеру для дожигания при помощи воздушных эжекторов по прямым трубкам d76мм через заднюю стенку, восемь сопл острого дутья d2 мм расположены в задней стенке топки на высоте 1400мм от решетки.

1. 7. 1. Исходные данные и выбор коэффициента избытка воздуха Ведем расчет котлоагрегата применительно к условиям проектируемого объекта: уголь марки ГР со следующими характеристиками

СР=55, 2%, НР=3, 8%, ОР=5, 8%, WР=1, 0%, SР=3, 2%, АР=23%, NP=8%, QPH=22040КДж/кг, VГ=40%, Величины коэффициента избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева определяем последовательно

    an=ai+Da (1. 3)
    где ai - коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода
    Da - нормативный присос воздуха
    Таблица 1. 6
    Коэффициенты избытка воздуха
    № п/п
    Газоход
    Коэффициент избытка воздуха за топкой.
    Da
    an
    1
    Топка
    1, 35
    0, 1
    1, 35
    2
    Конвективный пучок
    0, 1
    1, 45
    3
    Воздухоподогреватель
    0, 08
    1, 53
    4
    Водяной экономайзер
    0, 1
    1, 63

1. 7. 2. Расчет обьемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания

    Расчет теоретического объема воздуха
    V0=0, 0889*(Ср+0, 375*Sрогр+к)+0, 265*Нр-0, 0333*Ор

V0=0, 0889*(55, 2+0, 375*3, 2)+0, 265*3, 8-0, 0333*5*8=5, 83 м3/кг

Расчет теоретических обьемов продуктов сгорания при a=1 м3/кг VORO2=1, 866*(CP+0, 375Sрогр+к)/100=1, 866*(55, 2+0, 375*3, 2)/100=1, 0524 VONO2=0, 79*V°+0, 08*Np=0, 79*5, 83+0, 008*1=4, 612

VOH2O=0, 111НР+0, 0124WР+0, 0161V0=0, 111*3, 8+0, 0124*8+0, 0161*5, 83=0, 6148

    Таблица 1. 7
    Характеристики продуктов сгорания
    №
    Величина
    Ед. изм.
    Газоходы
    1
    3
    4
    5
    6
    7
    1
    Коэффициент избытка воздуха за топкой
    aТ
    1, 35
    2
    Нормативный присос
    Da
    0, 1
    0, 1
    0, 08
    0, 1
    3
    Коэффициент избытка воздуха за газоходом
    an
    1, 35
    1, 45
    1, 53
    1, 63
    4
    Объем трехатомных газов. VRO2=V0RO2
    м3/кг
    1, 0524
    1, 0524
    1, 0524
    1, 0524
    5
    Объем двухатомных газов. VN2=V0N2+0. 0161*V0
    -“
    6, 943
    7, 526
    8, 109
    8, 285
    6
    Объем водяных паров VH2O=V0H2O+0, 0161(a- -1)* V0
    -“
    0, 652
    0, 662
    0, 671
    0, 674
    7
    Суммарный объем дымовых газов
    VГ=VRO2+VN2+VH2O
    -“
    8, 647
    9, 24
    9, 832
    10, 0114
    8
    Объемная доля трехатомных газов
    rRO=VRO2/VГ
    -“
    0, 122
    0, 114
    0, 107
    0, 105
    9
    Объемная доля водяных паров rH2O=VH20/VГ
    -“
    0, 197
    0, 186
    0, 176
    0, 077
    10
    Концентрация золы в дымовых газах, m=Ар*aун/100*Vг
    -“
    3, 99
    3, 73
    3, 51
    3, 29
    Таблица 1. 8

Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, КДж/кг J, °С

    I0=(ctв)*V0
    I0RO2=(cJ)RO2* *V0RO2
    I0N2=(cJ)N2*V0N2
    I0H2O=(cJ)H2O* *V0H2O
    I0S
    1
    2
    3
    4
    5
    6
    30
    39*5, 83=227, 2
    100
    132*5, 83=769, 3
    169*0, 054= 187, 13
    4, 62*130= 600, 6
    151*0, 616= 92, 87
    871, 596
    200
    286*5, 83=1550, 3
    357*1, 05= 376, 3
    260*4, 62= 1201, 2
    304*0, 615= 186, 96
    1764, 44
    300
    403* …=2348, 68
    559* … 589, 10
    392*…1811, 04
    463*…284, 75
    2674
    400
    542*…=3158, 76
    772*…=813, 69
    527*…=2434, 74
    626*…=384, 99
    3633, 42
    500
    664*…=3986, 35
    996*…=1049, 78
    664*…=3067, 68
    794*…=488, 31
    4605, 89
    600
    830*…=4837, 24
    1222*…= 1287, 99
    804*…=3714, 48
    967*…=594, 71
    5597, 18
    700
    979*…=5705, 61
    1461*…= 1539, 89
    946*…=4370, 52
    1147*…=705, 41
    6615, 82
    800
    1130*…=6585, 64
    1704*…= 1796, 02
    1093*…= 5049, 66
    1335*…=821, 03
    766, 71
    900
    1281*…=7465, 67
    1951*…= 2056, 35
    1243*…= 5742, 66
    1524*…=937, 26
    8736, 27
    1000
    1436*…=8369, 01
    2202*…= 2320, 91
    1394*…= 6440, 26
    1725*…= 1060, 86
    9822, 05
    1200
    1754*…=10222, 31
    2717*…= 2863, 72
    1695*…= 7890, 9
    2131*…= 1310, 57
    12005, 19
    1400
    2076*…=12098, 9
    3240*…= 3414, 96
    2009*…= 9281, 58
    2558*…= 1573, 17
    14269, 71
    1600
    2403*…=14004, 66
    3767*…= 3970, 42
    2323*…= 10792, 28
    3001*…= 1845, 62
    16548, 3
    1800
    2729*…=15904, 61
    4303*…= 4535, 36
    2648*…= 12206, 04
    3458*…= 2126, 67
    18868, 07
    2000
    3064*…=17856, 9
    4843*…= 5104, 52
    2964*…= 13963, 68
    3926*…= 8414, 49
    21212, 69
    Таблица 1. 9
    Энтальпия продуктов сгорания в газоходах
    J, °С
    I0в,
    КДж/кг
    I0г,
    КДж/кг
    Газоходы и коэф-ты избытка воздуха
    aТ=1, 35
    akr=1, 45
    aэк=1, 53
    aвп=1, 63
    Iг
    Iг
    Iг
    Iг
    1
    2
    3
    4
    5
    6
    7
    30
    227, 2
    100
    871, 596
    1007, 9
    1015
    200
    1764, 44
    1900, 76
    1964
    300
    2674, 98
    2811, 3
    2870
    400
    3633, 42
    3747, 02
    3754
    500
    4605, 89
    4719, 49
    600
    5597, 18
    5710, 49
    700
    6615, 82
    6729, 42
    800
    7666, 71
    7780, 31
    900
    8736, 37
    8849, 87
    1000
    9822, 05
    9912, 93
    9935, 65
    1200
    12005, 19
    12096, 07
    1400
    14289, 71
    14360, 59
    1600
    16548, 3
    16639, 18
    1800
    18868, 07
    18958, 95
    2000
    21212, 69
    21303, 57
    2200
    23557, 3
    23648

Расчет теплового балнса котлоагрегата выполнен в табл. 1. 10, а поверочный расчет поверхностей нагрева котлоагрегата приведен в табл. 1. 11. На основе результатов табл. 1. 9 построена I-d- диаграмма продуктов сгорания, которая представлена на рис. 1. 2.

    Таблица 1. 10
    Расчет теплового баланса теплового агрегата
    Наименование
    Обозначения
    Расчетная ф-ла, способ
    опр.
    Единицы измерения
    Расчет
    1
    2
    3
    4
    5
    Распологаемая теплота
    Qpp
    Qpp=Qpн
    КДж/Кг
    22040
    Потеря теплоты от мех. неполн. сгорания
    q3
    по табл. 4. 4 [4]
    %
    0, 8
    Потеря теплоты от мех. неполноты сгорания
    q4
    по табл. 4. 4 [4]
    %
    5
    Т-ра уходящих газов
    Jух
    исх. данные
    oC
    135
    Энтальпия уходящих газов
    Iух
    по табл. 1. 9
    КДж/Кг
    1320
    Т-ра воздуха в котельной
    tхв
    по выбору
    oC
    30
    Энтальпия воздуха в котельной
    I0хв
    по табл. 1. 8
    КДж/Кг
    227, 2
    Потеря теплоты с уход. газами
    q2
    %
    (1320-1, 63x227)*
    *(100-5)/(22040)=
    =6, 25
    Потеря теплоты от нар. охлажден.
    q5
    по рис 3. 1 [4]
    %
    3, 8
    Потеря с физ. теплом шлаков
    q6
    ашл*Iз*Ар/Qрн
    %
    0, 15*1206*
    *23/22040=0, 19
    Сумма тепл. Потерь
    Sq
    %
    6, 25+0, 8+5+3, 8+
    +0, 19=16, 04
    КПД катлоагрегата
    h
    100-SQ
    %
    100-16, 04=83, 96
    Коэф. Сохранения теплоты
    j
    1-q5/(h+ q5)
    1-3, 8/(83, 96+3, 8)=
    =0, 957
    Производительность агрегата по пару
    D
    по заданию
    Кг/с
    25/3, 6=6, 94
    Давление раб. тела
    P
    по заданию
    МПа
    1, 4
    Т-ра рабочего тела
    tнп
    по заданию
    oC
    195
    Т-ра питательн. воды
    tпв
    по заданию
    oC
    104
    Удельная энтальпия р. т.
    iнп
    по табл. vi-7[4]
    КДж/Кг
    2788, 4
    Удельная энт. питат. воды
    iпв
    по табл. vi-7[4]
    КДж/Кг
    439, 4
    Значение продувки
    n
    по задан.
    %
    4, 8
    Полезно исп. теплота вагрегате
    Q1
    D*(iнп-iпв)+n*
    *D(Iкв-Iнп)
    кВт
    Q=6, 94*(2788, 4-439, 4)+0, 048*6, 94*(830-439, 4)=
    =16432, 3
    Полный расход топлива
    В
    Q1/hQрр
    Кг/с
    16432, 3/0, 8396* *22040=0, 88
    Расчетный расход
    Вр
    В*(1-q4/100)
    Кг/с
    0, 88*(1-5/100)=
    =0, 836
    Таблица 1. 11
    Тепловой расчет котлоагрегата КЕ-25-14с
    №
    Наименование
    Обозначение
    Расчетная формула или способ определения
    Ед. изм.
    Расчет
    1
    2
    3
    4
    5
    6
    Поверочный теплообмен в топке
    1.
    Температура холодного воздуха
    tв
    oC
    30
    2.
    Энтальпия холодного воздуха
    Iхв
    табл. 1. 10
    КДж/Кг
    227, 2
    3.
    Температура воздуха после воздухоподогревателя
    tгв
    принимается
    oC
    120
    4.
    Энтальпия воздуха после воздухоподогревателя
    Iгв
    диаграма
    КДж/кг
    925, 5
    5.
    Количество теплоты вносимое в топку воздухом
    Qв
    Iг. в. (aт-1)+ I°х. в. *Daт
    КДж/кг
    925, 5*(1, 35-1, 0)+227, 2*0, 1=346, 6
    6.
    Полезное тепловыделение в топке
    Qт
    Qрр(100-q4-q3-q5)/(100-q4)+Qв
    КДж/кг
    22040*(100-0, 8-5, 0-3, 8)/(100-5)+346, 6=22126, 4
    7.
    Адиабатическая температура горения
    tа
    табл. 1. 9
    oC
    2170
    8.
    Температура газов на выходе
    J
    по предварительному выбору табл. 5-3[4]
    oC
    1050
    9.
    Энтальпия газов на выходе
    Iт
    табл. 1. 9
    КДж/Кг
    10458, 7
    10.
    Площадь зеркала горения
    R
    по чертежу
    м2
    13, 4
    11.
    Суммарная поверхность стен
    Fст
    по чертежу
    м2
    115, 2
    12.
    Диаметр экранных труб
    dнб
    по чертежу
    мм
    51*2, 5
    13.
    Шаг труб экранов: боковых и фронтового заднего
    S1
    S2
    по чертежу
    по чертежу
    мм
    мм
    55
    100
    14.
    Эффективная лучевоспри-нимающая поверхность топки
    Нлп
    по чертежу
    м2
    92, 1
    15.
    Объем топочной камеры
    Vт
    по чертежу
    м3
    61, 67
    16.
    Степень экранирования топки
    Y
    Нэкр/Fст
    0, 8
    17.
    Толщина излучающего слоя
    Sт
    3, 6*Vт/Fст
    м
    3, 6*61, 67/115, 2=1, 93
    18.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6