Автоматизация котельного агрегата Екибастузского ТЭЦ
Содержание
Введение 4
1 Описание технологической схемы 6
2 Тепловой расчет котла БКЗ - 420 - 140 9
2.1 Тепловой расчет при сжигании Шубаркольского угля 12
2.2 Тепловой расчет при сжигании попутного газа 50
3 Аэродинамический расчет 84
3.1 При сжигании Шубаркольского угля 84
3.2 При сжигании попутного газа 97
4 Охрана окружающей среды 110
4.1 Система золоулавливания ТЭЦ 110
4.2 Расчет выбросов в атмосферу 111
5 Автоматика 114
5.1 Описание автоматики котельного агрегата 114
5.2 Расчет ссужающего устройства 114
6 Охрана труда 119
6.1 Трудовой Кодекс 119
6.2 Требования к работникам котельного цеха 119
6.3 Противопожарное водоснабжение, пожарная техника и средства
связи 122
6.4 Расчет исскуственного освещения 126
7 Расчет экономического эффекта 128
Заключение 133
Список использованной литературы 135
Приложение А. Спецификация. Автоматика. 137
Введение
Роль энергетики в народном хозяйстве Республики Казахстан исключительно велика. Преобладающее значение среди электростанций Казахстана имеют тепловые электростанции. В особенности большое народнохозяйственное значение имеют районные паротурбинные электростанции. Наиболее характерными чертами развития тепловых электростанций в Казахстане являются: широкое использование местных топлив; большие масштабы применения теплофикации; использование пара высокого давления и температуры; автоматизация тепловых процессов.
К электростанциям предъявляются требования безусловно надежной и высокоэкономичной работы. Современные тепловые электростанции обладают весьма сложным хозяйством и отличаются большим разнообразием основных и вспомогательных агрегатов и механизмов.
Для обеспечения бесперебойной и экономичной эксплуатации электростанция должна иметь четкую организацию работы и обладать высококвалифицированным, хорошо подготовленным персоналом.
От ТЭЦ кроме электроэнергии потребителям через регулируемые отборы турбин отпускается также пар для привода механизмов и технологических нужд. Для коммунально-бытового потребления (отопление и горячее водоснабжение) отпускается горячая вода, подогреваемая паром из регулируемых отборов турбин в специальных теплообменниках - сетевых подогревателях.
Проект электростанции, конструкция оборудования, качество сооружений и монтажа и организация эксплуатации должны обеспечивать бесперебойную выработку электроэнергии с заданными параметрами ее, в полном соответствии с планом ее производства за годовой, квартальный, месячный и суточный периоды времени.
Мощность, развиваемая турбогенераторами электростанции, в каждый момент времени должна равняться потребляемой мощности, т.е. нагрузке электростанции, определяемой суточными диспетчерскими графиками и действительными условиями нагрузки.
Таким образом, первостепенными техническими требованиями к электростанции являются безусловная надежность ее действия в сочетании с наибольшей гибкостью процесса производства энергии.
Проект электростанции и конструкция оборудования должны обеспечивать полную безопасность работы ее эксплуатационного персонала. Проект и эксплуатация электростанции должны обеспечить нормальные санитарно - гигиенические условия для окрестного населения: высокую чистоту воздушного бассейна путем установки совершенных газоочистных устройств; отсутствие пыления от угольных складов и золоотвалов; поддержания чистоты воды в источниках водоснабжения и т.д.
Надежность, безопасность, наилучшие условия труда персонала, нормальные условия быта населения в районе электростанции должны сочетаться с наибольшей экономичность ее сооружения и эксплуатации. Экономичность сооружения означает наименьшую величину капиталовложений при заданных местных условиях, районе сооружения, виде топлива, электрической и тепловой мощности электростанции. Экономичность эксплуатации означает наименьшую себестоимость отпускаемой электрической и тепловой энергии при указанных выше условиях, наименьшую величину годовых эксплутационных расходах.
Себестоимость производимой и отпускаемой электрической и тепловой энергии - важнейший показатель экономичности электростанции. Наибольшая составляющая себестоимости энергии на тепловой электростанции - топливная составляющая. Высокая тепловая экономичность электростанции - важнейшее условие экономичности ее эксплуатации
1 Описание технологической схемы
Объединенная энергетическая система северного Казахстана включает в себя целый ряд тепловых электростанций нашего региона, в том числе и Павлодарские ТЭЦ.
ТЭЦ-3 представляет собой электростанцию с поперечными связями, рассчитанную на выработку пара с параметрами 140 кгссм[2] и 560 С.
Отпуск тепла осуществляется с технологическим паром для Павлодарского алюминиево-глиноземного завода и завода ЖБИ-4 (ТОО Ремонтник) и с горячей водой для теплоснабжения юго-восточного района города Павлодара, в том числе предприятий стройиндустрии, а также южной части жилой городской застройки.
Для обеспечения теплоснабжения установлены бойлерные установки и сетевые насосы. Нагрев сетевой воды осуществляется паром теплофикационных отборов турбин ПТ-6575-13013, Т-50-130, ПТ-80100-13013 (нагрев сетевой воды в основных подогревателях этих турбин). Для покрытия пиков отопительных нагрузок используется пар производственных отборов и пар противодавления турбин (догрев сетевой воды в пиковых подогревателях сетевой воды). Гидравлический режим тепловых сетей поддерживается сетевыми насосами.
Для резервирования отборов турбин и для покрытия пиков отопительных нагрузок установлены редукционно-охладительные установки.
Доставка угля осуществляется по железной дороге в специальных вагонах. Вагон поступает в разгрузочное устройство - вагоноопрокидыватель, где содержащийся в нем уголь высыпается в приемный бункер, из которого поступает на ленточные, которыми подается на склад или в бункеры котлов. Угольный склад обслуживается краном- перегружателем. На пути в бункеры котлов для улучшения размола и сушки уголь проходит через дробильную установку.
Из бункеров сырого угля уголь подается питателем в мельницу (ШБМ и ММТ), в которой размалывается до определенной степени тонкости. Смесь угольной пыли и транспортирующего его воздуха, так называемая аэропыль, вдувается в топочную камеру котла через пылеугольные горелки, в которые подается дополнительное количество воздуха, необходимого для сжигания топлива (вторичный воздух).
Сжигаемая в форме факела в топочной камере угольная пыль интенсивно отдает свое тепло воде, движущейся внутри труб экранов, покрывающих внутренние стены топочной камеры.
Выходящие из топочной камеры газообразные продукты сгорания топлива (дымовые газы) омывают затем последовательно поверхности нагрева котла: пароперегреватель, экономайзер, воздухоподогреватель. Охлажденные дымовые газы отсасываются дымососами в дымовую трубу. Перед дымососами газы очищаются от золы в золоуловителях. Воздух для горения в топочную камеру подается через воздухоподогреватель дутьевыми вентиляторами.
Выпавшие из топочной камеры шлаки и из золоуловителей летучая зола по каналам транспортируются водой к багерным насосам, которыми далее перекачиваются на золоотвал.
Произведенный в паровом котле водяной пар высокого давления и высокой температуры по паропроводам подводится к паровой турбине. Пар, работая в турбине, приводит во вращение ротор турбины, с которым соединен ротор электрического генератора. Отработавший в турбине пар, охлаждается в конденсаторе водой, подаваемой по трубопроводам из градирни, циркуляционными насосами. Сконцентрированный пар (конденсат) конденсатными насосами перекачивается через регенеративные подогреватели низкого давления в деаэраторы. Туда же подается химически очищенная в химическом цехе вода, восполняющая потери конденсата.
Смесь конденсата турбин и добавочной химически очищенной воды - питательная вода - из деаэратора подается к питательным насосам, которыми перекачивается через регенеративные подогреватели высокого давления в котел для получения пара.
Частично отработанный пар из турбин используют в регенеративных подогревателях (нерегулируемые отборы пара) и в подогревателях сетевой воды для отпуска тепловой энергии с горячей водой на цели отопления и часть отработанного пара - для производственных целей (регулируемые отборы пара).
Электрическая энергия от генераторов отводится через повысительные электрические трансформаторы линиями электропередачи высокого напряжения. Связь с энергосистемой осуществляется четырьмя двухцепными линиями на 110 кВ. Две линии 35 кВ питают южный водозабор города Павлодара. Снабжение соседних потребителей ведется на напряжение 10 кВ от главного распредустройства ТЭЦ посредством открытых токопроводов и кабельных линий.
Екибастузский уголь СС является основным топливом, наряду с которым мазут - растопочным.
Водоснабжение станции от реки Иртыш. Система технического водоснабжения - оборотная с двумя башенными градирнями.
ТЭЦ имеет цеховую структуру: котельный, турбинный, цех топливоподачи, химический, электрический, цех ТииГО, ЦЛАИТ, ТВСиПК, ремонтно- механические мастерские. Каждый цех является самостоятельным структурным подразделением станции и в административном отношении подчиняется начальнику ТЭЦ, а в производственно-технической деятельности, подготовке и технической учебе персонала - главному инженеру ТЭЦ. Руководство каждым цехом осуществляется начальником цеха ТЭЦ на основе едино наличия, с привлечением для решения поставленных задач общественных организаций и коллектива цеха.
Котельный цех является самостоятельным структурным подраз - делением ТЭЦ на правах основного цеха. Организационно-производственная структура котельного цеха предусматривает разделение функций персонала. Структура цеха сос - тоит из ремонтного и эксплуатационного персонала. Руководит рабо - той цеха начальник цеха. В его подчинении находятся все ИТР цеха, эксплуатационный и ремонтный персонал. Работа с эксплуатационным персоналом возлагается на заместителя начальника цеха по эксплу - атации, с ремонтным персоналом - на заместителя начальника цеха по ремонту.
Ремонтный персонал разбит на пять бригад.
Эксплуатационный персонал разбит на четыре смены (вахты). Непосредственным руководителем смены является начальник смены цеха.
Основные задачи котельного цеха:
- выполнение диспетчерского графика нагрузок и государст - венного плана по выработке электрической и тепловой энергии;
- обеспечение надежной, безаварийной и экономичной работы всего оборудования цеха, поддержание оборудования в постоянной готовности к несению электрической и тепловой нагрузки;
- снижение стоимости и трудозатрат на выработку электриче - ской и тепловой энергии;
- механизация и автоматизация производства электрической и тепловой энергии, внедрение научной организации труда с целью повышения производительности труда;
выполнение производственно-хозяйственных планов цеха.
2 Тепловой расчет котельного агрегата БКЗ-420-140
Котел паровой БКЗ-420-140 однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией, крупноблочной конструкции с применением газоплотных панелей, предназначен для получения пара высокого давления при сжигании Екибастузского угля марки СС при твердом шлакоудалении.
Топка представляет собой первый подъемный газоход. В опускных газоходах слева и справа от топки расположены конвективный пароперегреватель и вторая ступень водяного экономайзера.
В вынесенном опускном газоходе расположены первая ступень экономайзера и две ступени воздухоподогревателя.
Водяной объем котла - 86, м[3]. Паровой объем котла - 68, м[3].
Допускается кратковременная работа котла с температурой питательной воды 160 оС (при временном отключении ПВД). При работе котла с температурой ниже номинальной, паропроизводительность его должна быть снижена с таким расчетом, чтобы тепловая нагрузка топки не превышала номинальной величины, а температуры пара и металла по тракту не превышала допустимых величин.
Топка открытого типа полностью экранирована гладкими трубами 60х6 сталь 20, с шагом 80 мм с варкой полосы между ними.
Боковые экраны в нижней части образуют скаты холодной воронки. Верх топки и горизонтальных газоходов закрыты трубами потолочного пароперегревателя.
Топка конструктивно разделена на две половины. Верхняя часть топки в горизонтальном сечении по осям труб противоположных экранов имеет следующие размеры: 15420х3860 мм, а нижняя часть 15420х8980 мм.
Объем топки составляет 1992 м[2].
Топка оборудована восемью двухпоточными пылеугольными горелками, расположенными на боковых стенах в один ярус. Для растопки котла предусмотрены мазутные форсунки паромеханического распыливания в количестве восьми штук, встроенные в пылеугольные горелки.
Максимальная суммарная производительность всех мазутных форсунок обеспечивает 35 % номинальной нагрузки котла. Давление мазута Р=0,8 МПа, давление пара 1,2 МПа. Регулирование давления пара перед форсунками осуществляется вентилем, расположенным перед форсункой. Для возможности регулирования расхода мазута предусмотрен регулирующий вентиль на подводе мазута к форсунке.
Для обеспечения плотности горелки приварены к экранным трубам и при тепловых расширениях перемещаются вместе с ними.
Пароотводящие трубы боковых экранов проходят внутри газохода и служат элементами подвесок боковых экранов. Все топочные блоки подвешены с помощью подвесок к потолочной раме. Вся топка расширяется вниз.
Жесткость и прочность стен топочной камеры обеспечивается поясами жесткости. Пояса жесткости состоят из швеллеров-бандажей и вынесенных из изоляции двутавровых балок. По углам двутавровые балки поясов жесткости шарнирно связаны между собой.
Котел имеет один сварной барабан с внутренним диаметром 1600 мм, с толщиной стенки 112 мм. Длина цилиндрической части барабана 19400 мм.
Средний уровень в барабане на 200 мм ниже геометрической оси барабана. Допустимые отклонения уровня воды от среднего при нормальной работе котла не должна превышать [+]-50 мм. Для предупреждения перепитки котла водой в барабане установлена труба аварийного слива.
Для сокращения продолжительности расхолаживания и улучшения температурного режима барабана при останове котла предусмотрено устройство парового охлаждения барабана, которое состоит из одного верхнего и двух нижних коллекторов.
При растопках два нижних распределительных коллектора используются для парового разогрева барабана от постоянного источника насыщенным паром давлением 4-16 МПа.
Для ввода в котловую воду фосфатов внутри барабана имеется перфорированная раздающая труба, пролегающая по всей длине барабана.
Для получения качественного пара в котле применена схема двухступенчатого испарения с соответствующими сепарационными устройствами.
Первой ступенью испарения (чистый отсек) являются барабан с подключенными к нему циркуляционными контурами. Сепарационные устройства первой ступени испарения расположены в барабане и представляют собой сочетание внутрибарабанных циклонов, барботажной промывки пара питательной водой и дырчатых листов.
Вся питательная вода после экономайзера поступает в питательные короба барабана, 50 % ее направляется на промывочные листы, протекает по ним и сливаются в водяной объем барабана. Остальные 50 % питательной воды из питательных коробов сливаются непосредственно в водяной объем барабана мимо дырчатых листов.
Пароводяная смесь из экранов котла, включенных в первую ступень испарения, поступает в распределительные короба, расположенные в барабане, откуда направляются во внутрибарабанные циклоны. Вода отсепарированная в циклонах, сливается в водяной объем барабана, а пар, поднимаясь вверх, проходит через слой питательной воды, текущей по промывочным листам и попадает в паровой объем барабана. Далее через дырчатый щит, который обеспечивает равномерную по длине барабана работу парового объема, пар направляется в пароперегреватель котла.
Вторая ступень испарения включает в себя два блока выносных циклонов с подключенными к ним циркуляционными контурами. К циклонам подключены правые средние блоки фронтовой и задней стенки топки.
Выносной циклон состоит из улиточного ввода и двух цилиндрических участков, пароводяная смесь подводится к улитке. В циклоне вода, отжатая к стенке, стекает вниз, а пар, поднимаясь, проходит через пароприемочный дырчатый потолок и направляется в паровой объем барабана.
Пароперегреватель котла по характеру восприятия тепла радиационно-конвективного типа. Радиационной частью пароперегревателя являются мембранные панели, закрывающие верх топки и боковые, фронтовые и задние стены нисходящих газоходов.
Полурадиационной частью пароперегревателя являются блоки ширм.
К конвективной части относятся блоки первой и третьей ступени пароперегревателя, расположенные в нисходящих газоходах справа и слева от топки.
Пароперегреватель имеет два потока. Потоки зеркальны. Схема движения пара в каждом потоке следующая: пар из барабана котла по шести трубам поступает в два входных коллектора мембранных панелей, экранирующих фронтовую и заднюю стенки нисходящих газоходов. Затем пар поступает в три входных коллектора потолочного пароперегревателя. Из выходных камер потолочного пароперегревателя пар подается в шесть входных коллекторов первой ступени пароперегревателя.
Пройдя первую ступень пароперегревателя и подвесные панели пар поступает в 12 выходных коллекторов, из которых поступает в коллектор растопочного пароперегревателя. В этом коллекторе два потока смешиваются и поступают в два коллектора, из которых пар подается в 10 средних ширм. Пройдя средние ширмы пар, подается в пароохладитель первой ступени, затем в крайние ширмы и в пароохладитель второй ступени, из которого по шести трубам направляется в выходную ступень пароперегревателя. На котле установлены две паросборные камеры.
В вынесенном опускном газоходе размещены в рассечку первая ступень водяного экономайзера и воздухоподогреватель. Газы поступают в газоход с двух сторон по двум газовым коробам.
Кубы воздухоподогревателя и блоки экономайзера первой ступени установлены друг на друге с проваром мест примыкания. Этим достигается высокая плотность по газовой и воздушной сторонам.
При тепловом расширении всех блоков опускной газоход перемещается вверх. Для обеспечения тепловых перемещений и создания газовой плотности на коробах подвода газа к опускному газоходу установлены компенсаторы.
Вторая ступень экономайзера расположена за первой ступенью пароперегревателя в нисходящих газоходах.
Экономайзеры первой и второй ступени выполнены из труб 32х4 в виде пакетов гладкотрубных змеевиков, расположенных в шахматном порядке.
Воздухоподогреватель трубчатый, выполнен по двухпоточной схеме.
На котле применена однопоточная схема питания. Сниженный узел питания состоит из основной питательной линии с регулирующим клапаном и двух байпасов с регулирующими клапанами.
2.1 Тепловой расчет при сжигании Шубаркольского угля
Таблица 2.1 - Исходные данные для расчета
Наименование
Обозна-
чение
Величина
Паропроизводительность котла, кгч
Д
420000
Давление в барабане котла, МПа
pб
15,6
Давление пара после задвижки, МПа
pпп
14
Температура перегретого пара, [о]С
tпп
560
Температура питательной воды, [о]С
tпв
230
Непрерывная продувка, %
Дпр
1
Расход питательной воды через водяной экономайзер, кгс
Дэк
420000
Температура впрыскиваемой воды, [о]С
tвпр
345
Энтальпия перегретого пара, ккалкг
iпп
834,9
Энтальпия насыщенного пара, ккалкг
iнп
622,3
Энтальпия впрыскиваемой воды, ккалкг
iвпр
343,2
Энтальпия питательной воды, ккалкг
iпв
990,3
Температура холодного воздуха, [о]С
tв
30
Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель, [о]С
t`в
30
Топливо
Шубаркольский уголь
Тип мельничного устройства
ММТ
Сушильный агент
горячий воздух
Характеристика топлива:
Содержание золы, %
А[р]
13,50
Содержание влаги, %
W[р]
8,00
Содержание серы, %
S[р]
0,40
Содержание углерода, %
С[р]
66,11
Содержание водорода, %
Н[р]
5,39
Содержание кислорода, %
О[р]
6,00
Содержание азота, %
N[р]
0,60
Выход летучих на горючую массу, %
V[г]
44
Теплота сгорания низшая, ккалкг
Q[р]н
6485
кДжкг
Q[р]н
27172,5
Таблица 2.2 - Конструктивные характеристики котла
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Топка
Диаметр и толщина экранных труб, мм
dxδ
По чертежу
60х6
Поверхности стен, м[2]
фронтовой
Fфр
По рис. 4.1
(4,99+8,98)2*2,378+
8,79*8,98+
(8,98+3,86)2*0,686+
3,86*7,584=129,2
задней
Fзадн
Fфр=Fзадн
129,2
боковой
Fб
По рис. 4.1
15,42*(2,495+3,103+8,79+2,65+7,584) =379,7
по ширине
Fшир
По рис. 4.1
3,86*15,42=59,6
Суммарная поверхность стен, м[2]
∑F[т]ст
Fфр*2+ Fб*2+ Fшир
2*129,2+2+379,7+59,6=
1077
Лучевоспринимающая поверхность топки, м[2]
∑Нл
∑F*хгор
1077*8=1069
Объем топки, м[3]
Vт
По рис. 4.1
129,2*15,42=1992
Эффективная толщина излучающего слоя, м
s
3,6* Vт∑Fст
3,6*19921077=6,66
Ширмы (вторая ступень пароперегревателя)
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
32х5
Число лент по ширине топки, шт
z
По чертежу
20*2=40
Число труб в ленте, шт
z2
По чертежу
12*2=24
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
640, 52
Относительный поперечный шаг
σ1
S1d
64032=20
Относительный продольный шаг
σ2
S2d
5232=1,625
Поверхность нагрева ширм в плоскости - крайние пакеты
Нкр
По рис. 4.2а
2*20*[(0,572+0,032)*3,7*2+(0,468+0, 032)*0,67*2+
1,118*0,63]*0,71=166
Поверхность нагрева ширм в плоскости - средние пакеты
Нср
Нкр=Нср
166
Лучевоспринимающая поверхность нагрева (входная), м[2]
Н[вх]л
По рис. 4.2а
3,86*15,42=59,6
Продолжение таблицы 2.2
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Лучевоспринимающая поверхность нагрева (выходная), м[2]
Н[вых]л
По рис. 4.2а
2,5*15,42*2=77,1
Полная поверхность ширм, м[2]
Н[ш]полн
PI*d*n*l*z
3,14*0,032*20*2*
(10*10+10,6*2)=487
Сечение для прохода пара, м[2]
fп
PI*d24*z2
3,14*0,032[2]4*24*10=
0,091
Сечение для прохода газов (поперечное), м[2]
Fпоп
По рис. 4.2а
(15,42-0,032*20)* 2,5*2=73,9
Сечение для прохода газов (продольное), м[2]
Fпр
По рис. 4.2а
15,42*3,86-20*12*0,785*
0,032[2]*4=58,8
Эффективная толщина излучающего слоя, м
s
Дополнительные поверхности, м[2]
потолка
Н[пот]ш
По рис. 4.2а
3,86*15,42=59,6
экранов
Н[экр]ш
По рис. 4.2а
3,86*5*2+15,42*3,5*2=
146,5
Поворотная камера
Суммарная поверхность стен, м[2]
∑F[пк]ст
По рис. 4.2б
4*(15,42*3,35+15,42*2,56+2,56*3,35) =399
Объем поворотной камеры, м[3]
V
По рис. 4.2б
15,42*3,35*2,56*2=264
Лучевоспринимающие поверхности пароперегревателя в поворотной камере, м[2]
потолка
Н[пот]л
По рис. 4.2б
15,42*(2,56+3,35)*2=
182,2
фронта и задней стенки
Н[фр+задн]л
По рис. 4.2б
2,56*3,35*4=34,3
экранов
Н[экр]пк
По рис. 4.2б
15,42-0,65*2=20
дополнительных поверхностей третьей ступени пароперегревателя
Н[пп3]пк
По рис. 4.2б
15,42*2,56*2=79
подвесных труб
Н[подв]
По рис. 4.2б
3,14*0,032*30*2*3,35*6=121
Продолжение таблицы 2.2
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Суммарная площадь поверхностей поворотной камеры
∑Нпк
Н[пот]л+Н[фр+задн]л +Н[экр]л+Н[3ст]л+
Нподв
182,2+34,3+20+79+121=
436
Сечение для прохода газов, м[2]
F[подв]г
По рис. 4.2б
(15,42-0,032*6)*3,35*2=
102
Третья ступень пароперегревателя
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
32х4,5
Число труб, шт
z2, z1
По чертежу
8, 31
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
80, 93
Поверхность нагрева третьей ступени, м[2]
Н[пп3]
PI*d*l*n
3,14*0,032*15,42*31*8*2=773
Сечение для прохода пара, м[2]
f пп3п
PI*d[2]4*z2
0,785*0,023[2]*31*2*2*2=
0,103
Сечение для прохода газов, м[2]
F[пп3]г
По чертежу
(2,56-0,032*31)*15,42*2-0,785*0,032 [2]*30*12=48,1
Эффективная толщина излучающего слоя, м
s
Дополнительные поверхности, м[2]
подвесных труб
Н[подв]пп1
По чертежу
3,14*0,032*30*6*1,2*2=
43,4
экранов
Н[экр]пп1
По чертежу
15,42*1,2*2=37
настенного пароперегревателя
Н[нпп]пп1
По чертежу
2,56*1,2*4+15,42*1,2*2=
49,3
Суммарная площадь дополнительных поверхностей в районе пароперегревателя третьей ступени
∑ Ндоп
Н[подв]пп1+Н[экр]пп1 +Н[3ст]пп1
43,3+37+49,3=129,7
Первая ступень пароперегревателя
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
32х4
Число труб, шт
z2, z1
По чертежу
10, 30
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
80, 55
Поверхность нагрева первой ступени, м[2]
Н[пп1]
PI*d*l*n
3,14*0,032*25,072*30*6*2=907
Продолжение таблицы 2.2
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Сечение для прохода пара, м[2]
f пп1п
PI*d[2]4*z2
0,785*0,024[2]*30*2*6=
0,163
Сечение для прохода газов, м[2]
F[пп1]г
По чертежу
(2,56-0,032*30)*15,42*2=
49,5
Эффективная толщина излучающего слоя, м
s
Дополнительные поверхности, м[2]
настенного пароперегревателя
Н[нпп]пп1
По чертежу
(2,56*2,1*2+15,42*2,1)*2=86,2
экранов
Н[экр]пп1
По чертежу
15,42*2,1*2=64,8
Суммарная площадь дополнительных поверхностей в районе пароперегревателя первой ступени
∑Н[пп1д]
Н[нпп]пп1+Н[экр]пп1
86,2+64,8=151
Вторая ступень водяного экономайзера
Диаметр и толщина труб, мм
dxδ
По чертежу
32х4
Число труб, шт
z2, z1
По чертежу
18, 31
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
80, 55
Поверхность нагрева второй ступени, м[2]
Н[вэк2]
PI*d*l*n
3,14*0,032*30*4*68,3*2=1647
Сечение для прохода воды, м[2]
fв
PI*d24*z2
0,785*0,024[2]*30*2*6=
0,163
Сечение для прохода газов, м[2]
F[вэк2]г
По чертежу
(2,56-0,032*30)*15,42*2=
48,4
Дополнительные поверхности, м[2]
настенного пароперегревателя
Ннпп вэк2
По чертежу
2*(2,56*2,3*2+15,42*2,3)*2=94
экранов
Ннпп вэк2
По чертежу
15,42*2,3*2=71
Верхние и нижние кубы второй ступени воздухоподогревателя
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
40х1,6
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
60, 42
Продолжение таблицы 2.2
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Количество труб в поперечном ряду, шт
z1
По чертежу
225
Высота куба, мм
нижнего
lн
По чертежу
3400
верхнего
lв
По чертежу
1700
Количество рядов, шт
нижнего куба
z2
По чертежу
48*2=96
верхнего куба
z2
По чертежу
48*2=96
Количество труб, шт
нижний куб
n
По чертежу
21600
верхний куб
n
По чертежу
21600
Поверх-ть нагрева, м[2]
нижнего куба
Ннк
PI*d*l*n
3,14*0,0384*3,4*21600=
8856
верхнего куба
Нвк
PI*d*l*n
3,14*0,0384*1,7*21600=
4428
Сечение для прохода газов, м[2]
нижнего куба
F[нк]г
PI*d24*z2
0,785*0,0368[2]*21600=
22,96
верхнего куба
F[вк]г
PI*d24*z2
0,785*0,0368[2]*21600=
22,96
Сечение для прохода воздуха, м[2]
нижнего куба
F[нк]в
По чертежу
(13,88-0,04*225)*2*3,4=
33,2
верхнего куба
F[вк]в
По чертежу
(13,88-0,04*225)*2*1,7=
16,6
Первая ступень водяного экономайзера
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
32х4
Число труб, шт
z2, z1
По чертежу
16, 45
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
90, 46
Поверхность нагрева первой ступени, м[2]
Н[вэк1]
PI*d*l*n
3,14*0,032*22,5*9,24*
12*2*2=1003
Сечение для прохода воды, м[2]
fв
PI*d24*z2
0,785*0,024[2]*45*2*4=
0,163
Сечение для прохода газов, м[2]
F[вэк1]г
По чертежу
(2,05*13,9-13,9*
0,032*22,5)*2=37
Продолжение таблицы 2.2
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Верхние, средние и нижние кубы первой ступени воздухоподогревателя
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
40х1,6
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
60, 42
Высота куба, мм
верхнего, среднего
l
По чертежу
3400
нижнего
l
По чертежу
2600
Количество рядов, шт
нижнего куба
z2
По чертежу
44*2=88
верхнего куба
z2
По чертежу
46*2=92
Количество труб в поперечном ряду, шт
верхний, средний
z1
По чертежу
225
нижний куб
z1
По чертежу
213
Количество труб, шт
верхний, средний
кубы
n
По чертежу
19800
нижний куб
n
По чертежу
19596
Поверхность нагрева,м[2]
верхнего, среднего кубов
Нвск
PI*d*l*n
3,14*0,0384*3,4*19800*2=16248
нижнего куба
Ннк
PI*d*l*n
3,14*0,0384*1,7*19596
=6144
Сечение для прохода газов, м[2]
верхнего, среднего кубов
F[вск]г
PI*d[2]4*z2
0,785*0,0368[2]*19800=21
нижнего куба
F[нк]г
PI*d24*z2
0,785*0,0368[2]*19596=20,8
Сечение для прохода воздуха, м[2]
верхнего, среднего кубов
F[вск]\в
По чертежу
(13,88-0,04*225)*2*3,4=
33,2
нижнего куба
F[нк]в
По чертежу
(13,88-0,04*106,5)*2,6*4=
24,5
Общая поверхность, м[2]
Н[взп1]
Нвск+Ннк
16248+6144=22392
Сечение для прохода воздуха, м[2]
F[взп1]в
Н(НнкF[нк]в+ НвскF[вск]\в)
22392(614424,5+
1624833,2)=30,2
Сечение для прохода газов, м[2]
F[взп1]г
Н(НнкF[нк]г+ НвскF[нк]г)
22392(614420,8+
1624821)=20,9
Таблица 2.3 - Теоретические объемы воздуха и продуктов сгорания
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Теоретическое количество воздуха, м[3]кг
Vo
0,0889*(С[р]+0,375*S[р])+0,265*Н[р] -0,0333*О[р]
7,121
Теоретические объемы продуктов сгорания, м[3]кг:
азота
0,79*Vo+0,008*N[р]
5,63
трехатомных газов
0,0187*(С[р]+0,375*S[р])
1,236
водяных паров
0,111*Н[р]+0,0124*W[р]+0,0161*Vo
0,812
Общий объем продуктов сгорания, м[3]кг
Voг
++
7,678
Таблица 2.4 - Объемы продуктов сгорания, объемные доли трехатомных газов и концентрация золовых частиц
Величина и расчетная формула
Газоходы
топка, ширмы, ПП,
ВЭК 2 ст.
поворот-ный газоход
вторая ступень воздухопо-догрева-теля
первая ступень водяной экономай-зера
первая ступень воздухопо-догрева-теля
за котлом
Коэффициент избытка воздуха за газоходом, α
1,200
1,220
1,240
1,290
1,310
1,360
Коэффициент избытка воздуха средний, αср
1,200
1,210
1,230
1,265
1,300
1,335
Объем водяных паров, м[3]кг,
=+0,0161*( αср-1)* Vo
0,835
0,836
0,839
0,843
0,847
0,851
Полный объем газов, м[3]кг,
Vг=Voг+1,0161*( αср-1)* Vo
9,126
9,198
9,343
9,596
9,849
10,103
Объемная доля трехатомных газов,
= Vг
0,135
0,134
0,132
0,129
0,126
0,122
Объемная доля водяных паров,
= Vг
0,092
0,091
0,090
0,088
0,086
0,084
Доля трехатомных газов и водяных паров,
=+
0,227
0,225
0,222
0,217
0,211
0,207
Концентрация золовых частиц,
μзл=10*А[р]*αунVг
4,44
4,40
4,33
4,22
4,11
4,01
Таблица 2.5 - Теплосодержание продуктов сгорания межу поверхностями нагрева
τ, [о]С
Ioг, ккалкг
Ioв, ккалкг
Iзл, ккалкг
Iг=Ioг+( αср-1)*Ioв+Iзл
α``т
α``газ
α[2ст]взп
α[1ст]вэк
α[1ст]взп
Iг
Iг
∆I
Iг
∆I
Iг
∆I
Iг
∆I
2000
6030,77
5148,38
76,95
7137,40
7240,37
7343,34
7600,76
7703,72
1900
5713,68
4877,79
73,10
6762,34
6859,90
6957,45
7201,34
7298,90
1300
3811,12
3254,23
41,68
4503,65
4568,73
4633,82
4796,53
4861,61
1200
3494,02
2983,64
36,94
4127,69
4187,36
4247,03
4396,22
4455,89
1100
3176,93
2713,05
33,60
3753,14
3807,40
3861,66
3997,32
4051,58
1000
2859,84
2442,46
30,14
3378,47
3427,32
3476,16
3598,29
3647,14
900
2543,98
2178,98
26,80
3006,58
3050,16
3093,74
3202,69
3246,27
800
2231,79
1922,63
23,50
2639,82
2678,27
2716,72
2812,85
2851,31
700
1926,48
1666,28
20,29
2280,02
2313,35
2346,67
2429,99
2463,31
600
1629,65
1411,36
17,16
1929,08
1957,31
1985,53
2056,10
2084,33
500
1341,37
1163,55
14,04
1588,13
1611,40
1634,67
1692,84
1716,12
400
1043,16
921,44
11,03
1238,48
1256,91
1275,34
1321,41
1339,84
300
781,80
685,03
8,08
926,88
940,58
954,28
988,53
1002,23
200
514,27
452,89
5,18
610,03
619,09
628,15
650,79
659,85
100
253,97
225,02
2,48
301,45
305,95
310,45
321,70
326,21
Таблица 2.6 - Тепловой расчет котельного агрегата
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Тепловой баланс
Располагаемое тепло топлива, ккалкг
Q[р]р
Q[р]н
6485
Температура уходящих газов, [о]С
τух
Принимаем предварительно
133
Энтальпия уходящих газов, ккалкг
Iух
По таблице 4.5
451
Температура холодного воздуха, оС
tхв
[6, п. 5-03]
30
Энтальпия холодного воздуха, ккалкг
Ioхв
По таблице 4.5
43
Потери тепла:
от химического недожога, %
q3
[6, таблица ХVIII]
0,5
от механического недожога, %
q4
[6, таблица ХVIII]
2,0
с уходящими газами, %
q2
(Iух-αух* Ioхв)*
*(100- q4) Q[р]р
5,94
от наружного охлаждения, %
q5
Доля золы топлива в уносе
αун
[6, таблица ХVIII]
0,1
Доля золы топлива в шлаке
αшл
(1- αун)
0,9
Температура жидкого шлака, оС
tшл
[7, п. 3-1]
1200
Энтальпия золы, ккалкг
(сυ)зл
[7, п. 3-1]
985
Потеря тепла с теплом шлака, %
q6
0,543
Сумма тепловых потерь, %
∑q
q2+ q3+ q4+ q5+ q6+ q`6
5,94+0,5+2,0+0,4+
+0,543=9,38
Коэффициент полезного действия агрегата, %
ηка
100-∑q
100-9,38=90,62
Тепло, полезно используемое в агрегате, ккалкг
Qка
D*(Iпп-Iпв)
251 034 000
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Полный расход топлива, кгс
Вк
Расчетный расход топлива, кгс
Вр
Коэффициент сохранения тепла
φ
Топочная камера
Коэффициент избытка воздуха
αт
[6, п. 4-14, таблица ХVIII]
1,2
Температура горячего воздуха, [о]С
t``
Принимаем предварительно
371
Энтальпия горячего воздуха, ккалкг
Io``в
По таблице 4.5
852
Температура воздуха на входе в воздухопо-догреватель 2 ступени,
t`
Принимаем предварительно
227
Энтальпия там же, ккалкг
Io`в
По таблице 4.5
515
Отношение воздуха, проходящего через ВЗП к теоретически необходимому
βгс
Принимаем
0,55
Тепло вносимое воз-духом в топку, ккалкг
Qв
βгс* Io``в+( αт- βгс)* Io`в
209,2
Полезное тепловыде-ление в топке, ккалкг
Qт
Q[р]р*(100-q3-q6)100+Qв
6626
Теоретическая температура горения, [о]С
τа
По таблице 4.5
1864
Поправка на сдвиг максимума температур
∆х
[6, п. 6-14]
0,1
Относительное местоположение максимума температур
хм
∆hг∆hт+∆х
4,78819,438+0,1=
0,347
Коэффициент
М
0,56-0,5* хм
0,56-0,5*0,347=0,386
Температура газов на выходе из топки, [о]С
τ``т
Принимаем предварительно
1225
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Энтальпия там же, ккалкг
I[`]`т
По таблице 4.5
4221
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания, кДж(кг*К)
υср
(Qт- I[`]`т)(Та-Т``т)
3,763
Давление в топке, МПа
pn
[6, п. 6-06]
0,103
Произведение
pns
p*rn*s
0,103*0,229*6,66=
0,153
Коэффициент ослабления лучей:
трехатомными газами, 1(м*МПа)
кг
[6, номограмма 3]
2,8
золовыми частицами, 1(м*МПа)
кзл
[6, номограмма 4]
1
частицами кокса, 1(м*МПа)
ккокс
[6, п. 6-08]
1
Безразмерный параметр
х1
[1, п. 6-08]
1
Безразмерный параметр
х2
[6, п. 6-08]
0,1
Оптическая толщина
kps
(кг*rn+ кзл*μзл+ ккокс* х1* х2)*p*s
(2,8*0,229+63*0,054+0,1*1*1)*0,103* 6,66=2,84
Степень черноты факела
аф
[6, номограмма 2]
0,945
Коэффициент загрязнения поверхности экранов
εэкр
[6, таблица 6.2]
0,35
Коэффициент
β
[6, рис. 6.4]
0,88
Коэффициент загряз-нения пов-ти ширм
εш
εэкр* β
0,35*0,88=0,308
Степень экраниро-вания топки с учетом коэфф-та загрязнения
ψ
∑(εэкр*Нл) ∑Fст
(0,35*1009,4+
+0,308*59,6)1077=
0,345
Степень черноты топки
ат
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Температура газов на выходе из топки, [о]С
τ``т
(τа+273)[М*[5,67**ψ*Fст*ат*
*(τа+273)[3](10[11]*
*υср*Вр)][0,6]+1] -273
1226
Энтальпия там же, ккалкг (кДжкг)
I[`]`т
По таблице 4.5
4228 (17715)
Количество тепла воспринятое в топке, ккалкг
Q[т]л
φ*( Qт- I``т)
2388
Теплонапряжение поверхности топочного объема, кВтм[3]
qv
Вр* Q[р]рVт
151932
Вторая ступень пароперегревателя (ширмы, середина)
Температура газов на входе в ширмы, [о]С
τ`[срш]
Из расчета топки
1226
Энтальпия там же, ккалкг
I`[срш]
По таблице 4.5
4228
Температура газов за ширмами, [о]С
τ``[срш]
Принимаем предварительно
1038
Энтальпия там же, ккалкг
I``[срш]
По таблице 4.5
3527
Средняя температура газов, [о]С
τср
(τ`[срш]+ τ``[срш])2
1132
Коэффициент, учиты-вающий взаимный теплообмен между топкой и ширмами
β
[6, рис. 6.4]
0,93
Коэффициент распределения тепловосприятия по высоте топки
ηв
[7, таблица 4.10]
0,7
Лучистое тепло воспринятое плоскостью входного сечения ширм, ккалкг
Qл.вх
β* ηв* qл* Н[вх]лВр
0,93*0,7*121*29,8=
120
Поправочный коэффициент для учета излучения на пучок за ширмами
ξп
[6, п. 7-04]
0,5
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Произведение
pns
p*rn*s
0,103*0,229*0,89=
0,0204
Коэффициент ослабления лучей:
трехатомными газами, 1(м*МПа)
кг
[6, номограмма 3]
9,7
золовыми частицами, 1(м*МПа)
кзл
[6, номограмма 4]
69
Оптическая толщина
kps
(кг*rn+ кзл*μзл)*p*s
(9,7*0,229+69*0,054)*0,103*0,89=0,5 45
Степень черноты факела
а
[6, номограмма 2]
0,415
Угловой коэффициент с входного на выходное сечение ширм
φш
Теплота, излучаемая из топки и ширм на поверхности за ширмами, ккалкг
Qл.вых
Qл.вх*(1- а)* φшβ+
+5,7*10[-11]*а* Н[вых]л*Т[4]ср* ξпВр
120*(1-0,415)* *0,060,93+5,7*10[-11]*
*0,415*38,5*
*(1196+273)[4]*0,5
19,19=115
Тепло, получаемое излучением из топки ширмами (середина) и дополнительными поверхностями, ккалкг
Qл
Qл.вх-Qл.вых
120-115=5,0
Количество тепла, воспринятого из топки ширмами, ккалкг
Q[ш]л
Qл*Н[пп]р
(Н[пп]р+Н[ш])
5,0*332583,3=4,41
То же дополнительной поверхностью, ккалкг
Q[шд]л
Qл*Н[пот]*2
(Н[пот]р+Н[ш])
5,0*59,6*2583,3=
1,54
Тепловосприятие ширм и допол-ных поверхностей по балансу, ккалкг
Q[срш]+[д]б
φ*(I``-I``)2
697
Тепловосп-тие ширм по балансу, ккалкг
Q[срш]б
Принимаем предварительно
507
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Тепловосприятие до-полнительных пов-тей в районе ширм по балансу, ккалкг
Q[шд]б
Принимаем предварительно
190
Расход воды на впрыск первой ступени, кгс
Двпр1
Принимаем предварительно
4,3
Расход воды на впрыск второй ступени, кгс
Двпр2
Принимаем предварительно
2,2
Температура пара на входе в ширмы, [о]С
t`[срш]
Принимаем предварительно
435
Энтальпия пара там же, ккалкг
i`[срш]
[8, таблица 3]
742
Энтальпия пара на выходе, ккалкг
i``[срш]
Температура пара на выходе, [о]С
t``[срш]
[8, таблица 3]
514
Средняя скорость газов в поп. сеч, мс
Wг[поп]
Вр*Vг*(τср+273)
(Fпоп*273)
7,19
Средняя скорость газов в продольном сечении, мс
Wг[пр]
Вр*Vг*(τср+273)
(Fпр*273)
10,39
Поправка на геометрическую компоновку пучка
Сs
[6, номограмма 12]
0,957
Поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания
Сz
[6, номограмма 12]
1
Коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока при поперечном омывании
С[поп]ф
[6, номограмма 12]
0,93
Коэффициент теплоотдачи, Вт(м[2]*К)
α[поп]н
[6, номограмма 12]
67
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании, Вт(м[2]*К)
α[поп]к
Сs*Сz*Сф*α[поп]н
0,957*1*0,93*67=
59,6
Средняя температура пара, [о]С
tср
(t`[срш]+t``[срш])2
474,5
Средняя скорость пара, мс
w[срш]п
(Д-Двпр1- Двпр2)*υfп
22,43
Коэфф-т, учитыв-щий влияние изменения физич-х парамет-ров потока при прод. омыв
С[пр]ф
[6, номограмма 14]
0,73
Поправка на относительную длину
Сl
[6, номограмма 14]
1
Коэффициент теплоотдачи, Вт(м[2]*К)
α[пр]н
[6, номограмма 14]
34
Коэффициент тепло-отдачи конвекцией при прод-м омывании, Вт(м[2]*К)
α[пр]к
С[пр]ф*Сl*α[пр]н
0,73*1*34=
24,8
Средний коэффициент теплоотдачи, Вт(м[2]*К)
αк
(α[поп]к+α[пр]к)2
(59,6+24,8)2=42,2
Коэффициент загрязнения, (м[2]*К)Вт
ε
[6, п. 7-49,
рис. 7-9а]
0,0054
Коэффициент использования ширм
ξ
[6, п. 7-49,
рис. 7-9б]
0,85
Поправка на форму канала
Сd
[6, номограмма 15]
1,06
Коэффициент тепло-отдачи, Вт(м[2]*К)
αн
[6, номограмма 15]
4790
Коэффициент тепло-отдачи от стенки к пару, Вт(м[2]*К)
α2
αн*Сd
4790*1,06=5077
Температура поверхности загрязнения, [о]С
tз
tср+(ε+1 α2)*
(Q[срш]б+ Q[ш]л)*
Вр*10[3]Н[ш]ср
473,5+
(0,0054+15077)*
(565,6+4,44)*
19,19*10[3]166=831
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Коэффициент тепло-отдачи, Вт(м[2]*К)
αн
[6, номограмма 19]
441,9
Коэффициент теплоотдачи излучением, Вт(м[2]*К)
αл
а*αн
0,415*441,9=183,4
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке, Вт(м[2]*К)
α1
ξ*[αк*PI*d
(2*S2*x)+αл]
0,85*[42,2*3,14*
0,032(2*0,052
*0,71)+183,4]=204,6
Коэффициент теплопередачи, Вт(м[2]*К)
k
α1[1+(ε+1α2)*
(1+ Q[ш]лQ[срш]б)*
α1]
204,6[1+(0,0054+
15077)*(1+4,44
565,6)*204,6]= 89,8
Температурный напор, [о]С
∆t
τср-tср
658
Тепловосприятие ширм по уравнению теплообмена, ккалкг
Q[срш]т
Н[ш]ср*k*∆t
(10[3]*Вр)
691
Невязка, %
δQ
Q[срш]т-Q[срш]б*100
Qб
697-691*100
691=0,86‹ 2 %
Отводящие трубы боковых экранов
Температура газов на входе, [о]С
τ`[отвтр]
Из расчета ширм
1038
Энтальпия газов на входе, ккалкг
I`[отвтр]
По таблице 4.5
3527
Температура газов на выходе, [о]С
τ``[отвтр]
Принимаем предварительно
1028
Энтальпия газов на выходе, ккалкг
I``[отвтр]
По таблице 4.5
3484
Тепловосприятие труб по балансу, ккалкг
Q[отвтр] б
(I` [отвтр] -I`[отвтр])*φ
43,11
Средняя температура газов , [о]С
τср
(τ`[пк] + τ``[пк])2
(1038+1028)2=
1033
Угловой коэффициент
хотв.тр
[6, номограмма 1]
0,24
Лучистое тепло,воспр. поверх-ми в поворот-ной камере, ккалкг
Q[пк]л
2*Q[вых]л*(1-хотв.тр)
2*115,12*(1-0,24)=
175
Подвесные трубы (Третья ступень пароперегревателя)
Лучистое тепловос-приятие, ккалкг
Q[подв]л
Q[пк]л*Н[подв]∑Н[пк]
175*121436=
48,6
Температура пара на входе, [о]С
t`[подв]
Принимаем предварительно
514
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Энтальпия пара на входе, ккалкг
i`[подв]
[8, таблица 3]
792
Энтальпия пара на выходе, ккалкг
i``[подв]
Из расчета ширм (середина)
800
Температура пара на выходе, [о]С
t``[подв]
[8, таблица 3]
542
Тепловосприятие поверхности по балансу, ккалкг
Q[подв]б
... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Введение 4
1 Описание технологической схемы 6
2 Тепловой расчет котла БКЗ - 420 - 140 9
2.1 Тепловой расчет при сжигании Шубаркольского угля 12
2.2 Тепловой расчет при сжигании попутного газа 50
3 Аэродинамический расчет 84
3.1 При сжигании Шубаркольского угля 84
3.2 При сжигании попутного газа 97
4 Охрана окружающей среды 110
4.1 Система золоулавливания ТЭЦ 110
4.2 Расчет выбросов в атмосферу 111
5 Автоматика 114
5.1 Описание автоматики котельного агрегата 114
5.2 Расчет ссужающего устройства 114
6 Охрана труда 119
6.1 Трудовой Кодекс 119
6.2 Требования к работникам котельного цеха 119
6.3 Противопожарное водоснабжение, пожарная техника и средства
связи 122
6.4 Расчет исскуственного освещения 126
7 Расчет экономического эффекта 128
Заключение 133
Список использованной литературы 135
Приложение А. Спецификация. Автоматика. 137
Введение
Роль энергетики в народном хозяйстве Республики Казахстан исключительно велика. Преобладающее значение среди электростанций Казахстана имеют тепловые электростанции. В особенности большое народнохозяйственное значение имеют районные паротурбинные электростанции. Наиболее характерными чертами развития тепловых электростанций в Казахстане являются: широкое использование местных топлив; большие масштабы применения теплофикации; использование пара высокого давления и температуры; автоматизация тепловых процессов.
К электростанциям предъявляются требования безусловно надежной и высокоэкономичной работы. Современные тепловые электростанции обладают весьма сложным хозяйством и отличаются большим разнообразием основных и вспомогательных агрегатов и механизмов.
Для обеспечения бесперебойной и экономичной эксплуатации электростанция должна иметь четкую организацию работы и обладать высококвалифицированным, хорошо подготовленным персоналом.
От ТЭЦ кроме электроэнергии потребителям через регулируемые отборы турбин отпускается также пар для привода механизмов и технологических нужд. Для коммунально-бытового потребления (отопление и горячее водоснабжение) отпускается горячая вода, подогреваемая паром из регулируемых отборов турбин в специальных теплообменниках - сетевых подогревателях.
Проект электростанции, конструкция оборудования, качество сооружений и монтажа и организация эксплуатации должны обеспечивать бесперебойную выработку электроэнергии с заданными параметрами ее, в полном соответствии с планом ее производства за годовой, квартальный, месячный и суточный периоды времени.
Мощность, развиваемая турбогенераторами электростанции, в каждый момент времени должна равняться потребляемой мощности, т.е. нагрузке электростанции, определяемой суточными диспетчерскими графиками и действительными условиями нагрузки.
Таким образом, первостепенными техническими требованиями к электростанции являются безусловная надежность ее действия в сочетании с наибольшей гибкостью процесса производства энергии.
Проект электростанции и конструкция оборудования должны обеспечивать полную безопасность работы ее эксплуатационного персонала. Проект и эксплуатация электростанции должны обеспечить нормальные санитарно - гигиенические условия для окрестного населения: высокую чистоту воздушного бассейна путем установки совершенных газоочистных устройств; отсутствие пыления от угольных складов и золоотвалов; поддержания чистоты воды в источниках водоснабжения и т.д.
Надежность, безопасность, наилучшие условия труда персонала, нормальные условия быта населения в районе электростанции должны сочетаться с наибольшей экономичность ее сооружения и эксплуатации. Экономичность сооружения означает наименьшую величину капиталовложений при заданных местных условиях, районе сооружения, виде топлива, электрической и тепловой мощности электростанции. Экономичность эксплуатации означает наименьшую себестоимость отпускаемой электрической и тепловой энергии при указанных выше условиях, наименьшую величину годовых эксплутационных расходах.
Себестоимость производимой и отпускаемой электрической и тепловой энергии - важнейший показатель экономичности электростанции. Наибольшая составляющая себестоимости энергии на тепловой электростанции - топливная составляющая. Высокая тепловая экономичность электростанции - важнейшее условие экономичности ее эксплуатации
1 Описание технологической схемы
Объединенная энергетическая система северного Казахстана включает в себя целый ряд тепловых электростанций нашего региона, в том числе и Павлодарские ТЭЦ.
ТЭЦ-3 представляет собой электростанцию с поперечными связями, рассчитанную на выработку пара с параметрами 140 кгссм[2] и 560 С.
Отпуск тепла осуществляется с технологическим паром для Павлодарского алюминиево-глиноземного завода и завода ЖБИ-4 (ТОО Ремонтник) и с горячей водой для теплоснабжения юго-восточного района города Павлодара, в том числе предприятий стройиндустрии, а также южной части жилой городской застройки.
Для обеспечения теплоснабжения установлены бойлерные установки и сетевые насосы. Нагрев сетевой воды осуществляется паром теплофикационных отборов турбин ПТ-6575-13013, Т-50-130, ПТ-80100-13013 (нагрев сетевой воды в основных подогревателях этих турбин). Для покрытия пиков отопительных нагрузок используется пар производственных отборов и пар противодавления турбин (догрев сетевой воды в пиковых подогревателях сетевой воды). Гидравлический режим тепловых сетей поддерживается сетевыми насосами.
Для резервирования отборов турбин и для покрытия пиков отопительных нагрузок установлены редукционно-охладительные установки.
Доставка угля осуществляется по железной дороге в специальных вагонах. Вагон поступает в разгрузочное устройство - вагоноопрокидыватель, где содержащийся в нем уголь высыпается в приемный бункер, из которого поступает на ленточные, которыми подается на склад или в бункеры котлов. Угольный склад обслуживается краном- перегружателем. На пути в бункеры котлов для улучшения размола и сушки уголь проходит через дробильную установку.
Из бункеров сырого угля уголь подается питателем в мельницу (ШБМ и ММТ), в которой размалывается до определенной степени тонкости. Смесь угольной пыли и транспортирующего его воздуха, так называемая аэропыль, вдувается в топочную камеру котла через пылеугольные горелки, в которые подается дополнительное количество воздуха, необходимого для сжигания топлива (вторичный воздух).
Сжигаемая в форме факела в топочной камере угольная пыль интенсивно отдает свое тепло воде, движущейся внутри труб экранов, покрывающих внутренние стены топочной камеры.
Выходящие из топочной камеры газообразные продукты сгорания топлива (дымовые газы) омывают затем последовательно поверхности нагрева котла: пароперегреватель, экономайзер, воздухоподогреватель. Охлажденные дымовые газы отсасываются дымососами в дымовую трубу. Перед дымососами газы очищаются от золы в золоуловителях. Воздух для горения в топочную камеру подается через воздухоподогреватель дутьевыми вентиляторами.
Выпавшие из топочной камеры шлаки и из золоуловителей летучая зола по каналам транспортируются водой к багерным насосам, которыми далее перекачиваются на золоотвал.
Произведенный в паровом котле водяной пар высокого давления и высокой температуры по паропроводам подводится к паровой турбине. Пар, работая в турбине, приводит во вращение ротор турбины, с которым соединен ротор электрического генератора. Отработавший в турбине пар, охлаждается в конденсаторе водой, подаваемой по трубопроводам из градирни, циркуляционными насосами. Сконцентрированный пар (конденсат) конденсатными насосами перекачивается через регенеративные подогреватели низкого давления в деаэраторы. Туда же подается химически очищенная в химическом цехе вода, восполняющая потери конденсата.
Смесь конденсата турбин и добавочной химически очищенной воды - питательная вода - из деаэратора подается к питательным насосам, которыми перекачивается через регенеративные подогреватели высокого давления в котел для получения пара.
Частично отработанный пар из турбин используют в регенеративных подогревателях (нерегулируемые отборы пара) и в подогревателях сетевой воды для отпуска тепловой энергии с горячей водой на цели отопления и часть отработанного пара - для производственных целей (регулируемые отборы пара).
Электрическая энергия от генераторов отводится через повысительные электрические трансформаторы линиями электропередачи высокого напряжения. Связь с энергосистемой осуществляется четырьмя двухцепными линиями на 110 кВ. Две линии 35 кВ питают южный водозабор города Павлодара. Снабжение соседних потребителей ведется на напряжение 10 кВ от главного распредустройства ТЭЦ посредством открытых токопроводов и кабельных линий.
Екибастузский уголь СС является основным топливом, наряду с которым мазут - растопочным.
Водоснабжение станции от реки Иртыш. Система технического водоснабжения - оборотная с двумя башенными градирнями.
ТЭЦ имеет цеховую структуру: котельный, турбинный, цех топливоподачи, химический, электрический, цех ТииГО, ЦЛАИТ, ТВСиПК, ремонтно- механические мастерские. Каждый цех является самостоятельным структурным подразделением станции и в административном отношении подчиняется начальнику ТЭЦ, а в производственно-технической деятельности, подготовке и технической учебе персонала - главному инженеру ТЭЦ. Руководство каждым цехом осуществляется начальником цеха ТЭЦ на основе едино наличия, с привлечением для решения поставленных задач общественных организаций и коллектива цеха.
Котельный цех является самостоятельным структурным подраз - делением ТЭЦ на правах основного цеха. Организационно-производственная структура котельного цеха предусматривает разделение функций персонала. Структура цеха сос - тоит из ремонтного и эксплуатационного персонала. Руководит рабо - той цеха начальник цеха. В его подчинении находятся все ИТР цеха, эксплуатационный и ремонтный персонал. Работа с эксплуатационным персоналом возлагается на заместителя начальника цеха по эксплу - атации, с ремонтным персоналом - на заместителя начальника цеха по ремонту.
Ремонтный персонал разбит на пять бригад.
Эксплуатационный персонал разбит на четыре смены (вахты). Непосредственным руководителем смены является начальник смены цеха.
Основные задачи котельного цеха:
- выполнение диспетчерского графика нагрузок и государст - венного плана по выработке электрической и тепловой энергии;
- обеспечение надежной, безаварийной и экономичной работы всего оборудования цеха, поддержание оборудования в постоянной готовности к несению электрической и тепловой нагрузки;
- снижение стоимости и трудозатрат на выработку электриче - ской и тепловой энергии;
- механизация и автоматизация производства электрической и тепловой энергии, внедрение научной организации труда с целью повышения производительности труда;
выполнение производственно-хозяйственных планов цеха.
2 Тепловой расчет котельного агрегата БКЗ-420-140
Котел паровой БКЗ-420-140 однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией, крупноблочной конструкции с применением газоплотных панелей, предназначен для получения пара высокого давления при сжигании Екибастузского угля марки СС при твердом шлакоудалении.
Топка представляет собой первый подъемный газоход. В опускных газоходах слева и справа от топки расположены конвективный пароперегреватель и вторая ступень водяного экономайзера.
В вынесенном опускном газоходе расположены первая ступень экономайзера и две ступени воздухоподогревателя.
Водяной объем котла - 86, м[3]. Паровой объем котла - 68, м[3].
Допускается кратковременная работа котла с температурой питательной воды 160 оС (при временном отключении ПВД). При работе котла с температурой ниже номинальной, паропроизводительность его должна быть снижена с таким расчетом, чтобы тепловая нагрузка топки не превышала номинальной величины, а температуры пара и металла по тракту не превышала допустимых величин.
Топка открытого типа полностью экранирована гладкими трубами 60х6 сталь 20, с шагом 80 мм с варкой полосы между ними.
Боковые экраны в нижней части образуют скаты холодной воронки. Верх топки и горизонтальных газоходов закрыты трубами потолочного пароперегревателя.
Топка конструктивно разделена на две половины. Верхняя часть топки в горизонтальном сечении по осям труб противоположных экранов имеет следующие размеры: 15420х3860 мм, а нижняя часть 15420х8980 мм.
Объем топки составляет 1992 м[2].
Топка оборудована восемью двухпоточными пылеугольными горелками, расположенными на боковых стенах в один ярус. Для растопки котла предусмотрены мазутные форсунки паромеханического распыливания в количестве восьми штук, встроенные в пылеугольные горелки.
Максимальная суммарная производительность всех мазутных форсунок обеспечивает 35 % номинальной нагрузки котла. Давление мазута Р=0,8 МПа, давление пара 1,2 МПа. Регулирование давления пара перед форсунками осуществляется вентилем, расположенным перед форсункой. Для возможности регулирования расхода мазута предусмотрен регулирующий вентиль на подводе мазута к форсунке.
Для обеспечения плотности горелки приварены к экранным трубам и при тепловых расширениях перемещаются вместе с ними.
Пароотводящие трубы боковых экранов проходят внутри газохода и служат элементами подвесок боковых экранов. Все топочные блоки подвешены с помощью подвесок к потолочной раме. Вся топка расширяется вниз.
Жесткость и прочность стен топочной камеры обеспечивается поясами жесткости. Пояса жесткости состоят из швеллеров-бандажей и вынесенных из изоляции двутавровых балок. По углам двутавровые балки поясов жесткости шарнирно связаны между собой.
Котел имеет один сварной барабан с внутренним диаметром 1600 мм, с толщиной стенки 112 мм. Длина цилиндрической части барабана 19400 мм.
Средний уровень в барабане на 200 мм ниже геометрической оси барабана. Допустимые отклонения уровня воды от среднего при нормальной работе котла не должна превышать [+]-50 мм. Для предупреждения перепитки котла водой в барабане установлена труба аварийного слива.
Для сокращения продолжительности расхолаживания и улучшения температурного режима барабана при останове котла предусмотрено устройство парового охлаждения барабана, которое состоит из одного верхнего и двух нижних коллекторов.
При растопках два нижних распределительных коллектора используются для парового разогрева барабана от постоянного источника насыщенным паром давлением 4-16 МПа.
Для ввода в котловую воду фосфатов внутри барабана имеется перфорированная раздающая труба, пролегающая по всей длине барабана.
Для получения качественного пара в котле применена схема двухступенчатого испарения с соответствующими сепарационными устройствами.
Первой ступенью испарения (чистый отсек) являются барабан с подключенными к нему циркуляционными контурами. Сепарационные устройства первой ступени испарения расположены в барабане и представляют собой сочетание внутрибарабанных циклонов, барботажной промывки пара питательной водой и дырчатых листов.
Вся питательная вода после экономайзера поступает в питательные короба барабана, 50 % ее направляется на промывочные листы, протекает по ним и сливаются в водяной объем барабана. Остальные 50 % питательной воды из питательных коробов сливаются непосредственно в водяной объем барабана мимо дырчатых листов.
Пароводяная смесь из экранов котла, включенных в первую ступень испарения, поступает в распределительные короба, расположенные в барабане, откуда направляются во внутрибарабанные циклоны. Вода отсепарированная в циклонах, сливается в водяной объем барабана, а пар, поднимаясь вверх, проходит через слой питательной воды, текущей по промывочным листам и попадает в паровой объем барабана. Далее через дырчатый щит, который обеспечивает равномерную по длине барабана работу парового объема, пар направляется в пароперегреватель котла.
Вторая ступень испарения включает в себя два блока выносных циклонов с подключенными к ним циркуляционными контурами. К циклонам подключены правые средние блоки фронтовой и задней стенки топки.
Выносной циклон состоит из улиточного ввода и двух цилиндрических участков, пароводяная смесь подводится к улитке. В циклоне вода, отжатая к стенке, стекает вниз, а пар, поднимаясь, проходит через пароприемочный дырчатый потолок и направляется в паровой объем барабана.
Пароперегреватель котла по характеру восприятия тепла радиационно-конвективного типа. Радиационной частью пароперегревателя являются мембранные панели, закрывающие верх топки и боковые, фронтовые и задние стены нисходящих газоходов.
Полурадиационной частью пароперегревателя являются блоки ширм.
К конвективной части относятся блоки первой и третьей ступени пароперегревателя, расположенные в нисходящих газоходах справа и слева от топки.
Пароперегреватель имеет два потока. Потоки зеркальны. Схема движения пара в каждом потоке следующая: пар из барабана котла по шести трубам поступает в два входных коллектора мембранных панелей, экранирующих фронтовую и заднюю стенки нисходящих газоходов. Затем пар поступает в три входных коллектора потолочного пароперегревателя. Из выходных камер потолочного пароперегревателя пар подается в шесть входных коллекторов первой ступени пароперегревателя.
Пройдя первую ступень пароперегревателя и подвесные панели пар поступает в 12 выходных коллекторов, из которых поступает в коллектор растопочного пароперегревателя. В этом коллекторе два потока смешиваются и поступают в два коллектора, из которых пар подается в 10 средних ширм. Пройдя средние ширмы пар, подается в пароохладитель первой ступени, затем в крайние ширмы и в пароохладитель второй ступени, из которого по шести трубам направляется в выходную ступень пароперегревателя. На котле установлены две паросборные камеры.
В вынесенном опускном газоходе размещены в рассечку первая ступень водяного экономайзера и воздухоподогреватель. Газы поступают в газоход с двух сторон по двум газовым коробам.
Кубы воздухоподогревателя и блоки экономайзера первой ступени установлены друг на друге с проваром мест примыкания. Этим достигается высокая плотность по газовой и воздушной сторонам.
При тепловом расширении всех блоков опускной газоход перемещается вверх. Для обеспечения тепловых перемещений и создания газовой плотности на коробах подвода газа к опускному газоходу установлены компенсаторы.
Вторая ступень экономайзера расположена за первой ступенью пароперегревателя в нисходящих газоходах.
Экономайзеры первой и второй ступени выполнены из труб 32х4 в виде пакетов гладкотрубных змеевиков, расположенных в шахматном порядке.
Воздухоподогреватель трубчатый, выполнен по двухпоточной схеме.
На котле применена однопоточная схема питания. Сниженный узел питания состоит из основной питательной линии с регулирующим клапаном и двух байпасов с регулирующими клапанами.
2.1 Тепловой расчет при сжигании Шубаркольского угля
Таблица 2.1 - Исходные данные для расчета
Наименование
Обозна-
чение
Величина
Паропроизводительность котла, кгч
Д
420000
Давление в барабане котла, МПа
pб
15,6
Давление пара после задвижки, МПа
pпп
14
Температура перегретого пара, [о]С
tпп
560
Температура питательной воды, [о]С
tпв
230
Непрерывная продувка, %
Дпр
1
Расход питательной воды через водяной экономайзер, кгс
Дэк
420000
Температура впрыскиваемой воды, [о]С
tвпр
345
Энтальпия перегретого пара, ккалкг
iпп
834,9
Энтальпия насыщенного пара, ккалкг
iнп
622,3
Энтальпия впрыскиваемой воды, ккалкг
iвпр
343,2
Энтальпия питательной воды, ккалкг
iпв
990,3
Температура холодного воздуха, [о]С
tв
30
Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель, [о]С
t`в
30
Топливо
Шубаркольский уголь
Тип мельничного устройства
ММТ
Сушильный агент
горячий воздух
Характеристика топлива:
Содержание золы, %
А[р]
13,50
Содержание влаги, %
W[р]
8,00
Содержание серы, %
S[р]
0,40
Содержание углерода, %
С[р]
66,11
Содержание водорода, %
Н[р]
5,39
Содержание кислорода, %
О[р]
6,00
Содержание азота, %
N[р]
0,60
Выход летучих на горючую массу, %
V[г]
44
Теплота сгорания низшая, ккалкг
Q[р]н
6485
кДжкг
Q[р]н
27172,5
Таблица 2.2 - Конструктивные характеристики котла
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Топка
Диаметр и толщина экранных труб, мм
dxδ
По чертежу
60х6
Поверхности стен, м[2]
фронтовой
Fфр
По рис. 4.1
(4,99+8,98)2*2,378+
8,79*8,98+
(8,98+3,86)2*0,686+
3,86*7,584=129,2
задней
Fзадн
Fфр=Fзадн
129,2
боковой
Fб
По рис. 4.1
15,42*(2,495+3,103+8,79+2,65+7,584) =379,7
по ширине
Fшир
По рис. 4.1
3,86*15,42=59,6
Суммарная поверхность стен, м[2]
∑F[т]ст
Fфр*2+ Fб*2+ Fшир
2*129,2+2+379,7+59,6=
1077
Лучевоспринимающая поверхность топки, м[2]
∑Нл
∑F*хгор
1077*8=1069
Объем топки, м[3]
Vт
По рис. 4.1
129,2*15,42=1992
Эффективная толщина излучающего слоя, м
s
3,6* Vт∑Fст
3,6*19921077=6,66
Ширмы (вторая ступень пароперегревателя)
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
32х5
Число лент по ширине топки, шт
z
По чертежу
20*2=40
Число труб в ленте, шт
z2
По чертежу
12*2=24
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
640, 52
Относительный поперечный шаг
σ1
S1d
64032=20
Относительный продольный шаг
σ2
S2d
5232=1,625
Поверхность нагрева ширм в плоскости - крайние пакеты
Нкр
По рис. 4.2а
2*20*[(0,572+0,032)*3,7*2+(0,468+0, 032)*0,67*2+
1,118*0,63]*0,71=166
Поверхность нагрева ширм в плоскости - средние пакеты
Нср
Нкр=Нср
166
Лучевоспринимающая поверхность нагрева (входная), м[2]
Н[вх]л
По рис. 4.2а
3,86*15,42=59,6
Продолжение таблицы 2.2
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Лучевоспринимающая поверхность нагрева (выходная), м[2]
Н[вых]л
По рис. 4.2а
2,5*15,42*2=77,1
Полная поверхность ширм, м[2]
Н[ш]полн
PI*d*n*l*z
3,14*0,032*20*2*
(10*10+10,6*2)=487
Сечение для прохода пара, м[2]
fп
PI*d24*z2
3,14*0,032[2]4*24*10=
0,091
Сечение для прохода газов (поперечное), м[2]
Fпоп
По рис. 4.2а
(15,42-0,032*20)* 2,5*2=73,9
Сечение для прохода газов (продольное), м[2]
Fпр
По рис. 4.2а
15,42*3,86-20*12*0,785*
0,032[2]*4=58,8
Эффективная толщина излучающего слоя, м
s
Дополнительные поверхности, м[2]
потолка
Н[пот]ш
По рис. 4.2а
3,86*15,42=59,6
экранов
Н[экр]ш
По рис. 4.2а
3,86*5*2+15,42*3,5*2=
146,5
Поворотная камера
Суммарная поверхность стен, м[2]
∑F[пк]ст
По рис. 4.2б
4*(15,42*3,35+15,42*2,56+2,56*3,35) =399
Объем поворотной камеры, м[3]
V
По рис. 4.2б
15,42*3,35*2,56*2=264
Лучевоспринимающие поверхности пароперегревателя в поворотной камере, м[2]
потолка
Н[пот]л
По рис. 4.2б
15,42*(2,56+3,35)*2=
182,2
фронта и задней стенки
Н[фр+задн]л
По рис. 4.2б
2,56*3,35*4=34,3
экранов
Н[экр]пк
По рис. 4.2б
15,42-0,65*2=20
дополнительных поверхностей третьей ступени пароперегревателя
Н[пп3]пк
По рис. 4.2б
15,42*2,56*2=79
подвесных труб
Н[подв]
По рис. 4.2б
3,14*0,032*30*2*3,35*6=121
Продолжение таблицы 2.2
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Суммарная площадь поверхностей поворотной камеры
∑Нпк
Н[пот]л+Н[фр+задн]л +Н[экр]л+Н[3ст]л+
Нподв
182,2+34,3+20+79+121=
436
Сечение для прохода газов, м[2]
F[подв]г
По рис. 4.2б
(15,42-0,032*6)*3,35*2=
102
Третья ступень пароперегревателя
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
32х4,5
Число труб, шт
z2, z1
По чертежу
8, 31
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
80, 93
Поверхность нагрева третьей ступени, м[2]
Н[пп3]
PI*d*l*n
3,14*0,032*15,42*31*8*2=773
Сечение для прохода пара, м[2]
f пп3п
PI*d[2]4*z2
0,785*0,023[2]*31*2*2*2=
0,103
Сечение для прохода газов, м[2]
F[пп3]г
По чертежу
(2,56-0,032*31)*15,42*2-0,785*0,032 [2]*30*12=48,1
Эффективная толщина излучающего слоя, м
s
Дополнительные поверхности, м[2]
подвесных труб
Н[подв]пп1
По чертежу
3,14*0,032*30*6*1,2*2=
43,4
экранов
Н[экр]пп1
По чертежу
15,42*1,2*2=37
настенного пароперегревателя
Н[нпп]пп1
По чертежу
2,56*1,2*4+15,42*1,2*2=
49,3
Суммарная площадь дополнительных поверхностей в районе пароперегревателя третьей ступени
∑ Ндоп
Н[подв]пп1+Н[экр]пп1 +Н[3ст]пп1
43,3+37+49,3=129,7
Первая ступень пароперегревателя
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
32х4
Число труб, шт
z2, z1
По чертежу
10, 30
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
80, 55
Поверхность нагрева первой ступени, м[2]
Н[пп1]
PI*d*l*n
3,14*0,032*25,072*30*6*2=907
Продолжение таблицы 2.2
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Сечение для прохода пара, м[2]
f пп1п
PI*d[2]4*z2
0,785*0,024[2]*30*2*6=
0,163
Сечение для прохода газов, м[2]
F[пп1]г
По чертежу
(2,56-0,032*30)*15,42*2=
49,5
Эффективная толщина излучающего слоя, м
s
Дополнительные поверхности, м[2]
настенного пароперегревателя
Н[нпп]пп1
По чертежу
(2,56*2,1*2+15,42*2,1)*2=86,2
экранов
Н[экр]пп1
По чертежу
15,42*2,1*2=64,8
Суммарная площадь дополнительных поверхностей в районе пароперегревателя первой ступени
∑Н[пп1д]
Н[нпп]пп1+Н[экр]пп1
86,2+64,8=151
Вторая ступень водяного экономайзера
Диаметр и толщина труб, мм
dxδ
По чертежу
32х4
Число труб, шт
z2, z1
По чертежу
18, 31
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
80, 55
Поверхность нагрева второй ступени, м[2]
Н[вэк2]
PI*d*l*n
3,14*0,032*30*4*68,3*2=1647
Сечение для прохода воды, м[2]
fв
PI*d24*z2
0,785*0,024[2]*30*2*6=
0,163
Сечение для прохода газов, м[2]
F[вэк2]г
По чертежу
(2,56-0,032*30)*15,42*2=
48,4
Дополнительные поверхности, м[2]
настенного пароперегревателя
Ннпп вэк2
По чертежу
2*(2,56*2,3*2+15,42*2,3)*2=94
экранов
Ннпп вэк2
По чертежу
15,42*2,3*2=71
Верхние и нижние кубы второй ступени воздухоподогревателя
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
40х1,6
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
60, 42
Продолжение таблицы 2.2
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Количество труб в поперечном ряду, шт
z1
По чертежу
225
Высота куба, мм
нижнего
lн
По чертежу
3400
верхнего
lв
По чертежу
1700
Количество рядов, шт
нижнего куба
z2
По чертежу
48*2=96
верхнего куба
z2
По чертежу
48*2=96
Количество труб, шт
нижний куб
n
По чертежу
21600
верхний куб
n
По чертежу
21600
Поверх-ть нагрева, м[2]
нижнего куба
Ннк
PI*d*l*n
3,14*0,0384*3,4*21600=
8856
верхнего куба
Нвк
PI*d*l*n
3,14*0,0384*1,7*21600=
4428
Сечение для прохода газов, м[2]
нижнего куба
F[нк]г
PI*d24*z2
0,785*0,0368[2]*21600=
22,96
верхнего куба
F[вк]г
PI*d24*z2
0,785*0,0368[2]*21600=
22,96
Сечение для прохода воздуха, м[2]
нижнего куба
F[нк]в
По чертежу
(13,88-0,04*225)*2*3,4=
33,2
верхнего куба
F[вк]в
По чертежу
(13,88-0,04*225)*2*1,7=
16,6
Первая ступень водяного экономайзера
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
32х4
Число труб, шт
z2, z1
По чертежу
16, 45
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
90, 46
Поверхность нагрева первой ступени, м[2]
Н[вэк1]
PI*d*l*n
3,14*0,032*22,5*9,24*
12*2*2=1003
Сечение для прохода воды, м[2]
fв
PI*d24*z2
0,785*0,024[2]*45*2*4=
0,163
Сечение для прохода газов, м[2]
F[вэк1]г
По чертежу
(2,05*13,9-13,9*
0,032*22,5)*2=37
Продолжение таблицы 2.2
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Верхние, средние и нижние кубы первой ступени воздухоподогревателя
Диаметр и толщина труб,мм
dxδ
По чертежу
40х1,6
Шаги труб, мм
S1, S2
По чертежу
60, 42
Высота куба, мм
верхнего, среднего
l
По чертежу
3400
нижнего
l
По чертежу
2600
Количество рядов, шт
нижнего куба
z2
По чертежу
44*2=88
верхнего куба
z2
По чертежу
46*2=92
Количество труб в поперечном ряду, шт
верхний, средний
z1
По чертежу
225
нижний куб
z1
По чертежу
213
Количество труб, шт
верхний, средний
кубы
n
По чертежу
19800
нижний куб
n
По чертежу
19596
Поверхность нагрева,м[2]
верхнего, среднего кубов
Нвск
PI*d*l*n
3,14*0,0384*3,4*19800*2=16248
нижнего куба
Ннк
PI*d*l*n
3,14*0,0384*1,7*19596
=6144
Сечение для прохода газов, м[2]
верхнего, среднего кубов
F[вск]г
PI*d[2]4*z2
0,785*0,0368[2]*19800=21
нижнего куба
F[нк]г
PI*d24*z2
0,785*0,0368[2]*19596=20,8
Сечение для прохода воздуха, м[2]
верхнего, среднего кубов
F[вск]\в
По чертежу
(13,88-0,04*225)*2*3,4=
33,2
нижнего куба
F[нк]в
По чертежу
(13,88-0,04*106,5)*2,6*4=
24,5
Общая поверхность, м[2]
Н[взп1]
Нвск+Ннк
16248+6144=22392
Сечение для прохода воздуха, м[2]
F[взп1]в
Н(НнкF[нк]в+ НвскF[вск]\в)
22392(614424,5+
1624833,2)=30,2
Сечение для прохода газов, м[2]
F[взп1]г
Н(НнкF[нк]г+ НвскF[нк]г)
22392(614420,8+
1624821)=20,9
Таблица 2.3 - Теоретические объемы воздуха и продуктов сгорания
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Теоретическое количество воздуха, м[3]кг
Vo
0,0889*(С[р]+0,375*S[р])+0,265*Н[р] -0,0333*О[р]
7,121
Теоретические объемы продуктов сгорания, м[3]кг:
азота
0,79*Vo+0,008*N[р]
5,63
трехатомных газов
0,0187*(С[р]+0,375*S[р])
1,236
водяных паров
0,111*Н[р]+0,0124*W[р]+0,0161*Vo
0,812
Общий объем продуктов сгорания, м[3]кг
Voг
++
7,678
Таблица 2.4 - Объемы продуктов сгорания, объемные доли трехатомных газов и концентрация золовых частиц
Величина и расчетная формула
Газоходы
топка, ширмы, ПП,
ВЭК 2 ст.
поворот-ный газоход
вторая ступень воздухопо-догрева-теля
первая ступень водяной экономай-зера
первая ступень воздухопо-догрева-теля
за котлом
Коэффициент избытка воздуха за газоходом, α
1,200
1,220
1,240
1,290
1,310
1,360
Коэффициент избытка воздуха средний, αср
1,200
1,210
1,230
1,265
1,300
1,335
Объем водяных паров, м[3]кг,
=+0,0161*( αср-1)* Vo
0,835
0,836
0,839
0,843
0,847
0,851
Полный объем газов, м[3]кг,
Vг=Voг+1,0161*( αср-1)* Vo
9,126
9,198
9,343
9,596
9,849
10,103
Объемная доля трехатомных газов,
= Vг
0,135
0,134
0,132
0,129
0,126
0,122
Объемная доля водяных паров,
= Vг
0,092
0,091
0,090
0,088
0,086
0,084
Доля трехатомных газов и водяных паров,
=+
0,227
0,225
0,222
0,217
0,211
0,207
Концентрация золовых частиц,
μзл=10*А[р]*αунVг
4,44
4,40
4,33
4,22
4,11
4,01
Таблица 2.5 - Теплосодержание продуктов сгорания межу поверхностями нагрева
τ, [о]С
Ioг, ккалкг
Ioв, ккалкг
Iзл, ккалкг
Iг=Ioг+( αср-1)*Ioв+Iзл
α``т
α``газ
α[2ст]взп
α[1ст]вэк
α[1ст]взп
Iг
Iг
∆I
Iг
∆I
Iг
∆I
Iг
∆I
2000
6030,77
5148,38
76,95
7137,40
7240,37
7343,34
7600,76
7703,72
1900
5713,68
4877,79
73,10
6762,34
6859,90
6957,45
7201,34
7298,90
1300
3811,12
3254,23
41,68
4503,65
4568,73
4633,82
4796,53
4861,61
1200
3494,02
2983,64
36,94
4127,69
4187,36
4247,03
4396,22
4455,89
1100
3176,93
2713,05
33,60
3753,14
3807,40
3861,66
3997,32
4051,58
1000
2859,84
2442,46
30,14
3378,47
3427,32
3476,16
3598,29
3647,14
900
2543,98
2178,98
26,80
3006,58
3050,16
3093,74
3202,69
3246,27
800
2231,79
1922,63
23,50
2639,82
2678,27
2716,72
2812,85
2851,31
700
1926,48
1666,28
20,29
2280,02
2313,35
2346,67
2429,99
2463,31
600
1629,65
1411,36
17,16
1929,08
1957,31
1985,53
2056,10
2084,33
500
1341,37
1163,55
14,04
1588,13
1611,40
1634,67
1692,84
1716,12
400
1043,16
921,44
11,03
1238,48
1256,91
1275,34
1321,41
1339,84
300
781,80
685,03
8,08
926,88
940,58
954,28
988,53
1002,23
200
514,27
452,89
5,18
610,03
619,09
628,15
650,79
659,85
100
253,97
225,02
2,48
301,45
305,95
310,45
321,70
326,21
Таблица 2.6 - Тепловой расчет котельного агрегата
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Тепловой баланс
Располагаемое тепло топлива, ккалкг
Q[р]р
Q[р]н
6485
Температура уходящих газов, [о]С
τух
Принимаем предварительно
133
Энтальпия уходящих газов, ккалкг
Iух
По таблице 4.5
451
Температура холодного воздуха, оС
tхв
[6, п. 5-03]
30
Энтальпия холодного воздуха, ккалкг
Ioхв
По таблице 4.5
43
Потери тепла:
от химического недожога, %
q3
[6, таблица ХVIII]
0,5
от механического недожога, %
q4
[6, таблица ХVIII]
2,0
с уходящими газами, %
q2
(Iух-αух* Ioхв)*
*(100- q4) Q[р]р
5,94
от наружного охлаждения, %
q5
Доля золы топлива в уносе
αун
[6, таблица ХVIII]
0,1
Доля золы топлива в шлаке
αшл
(1- αун)
0,9
Температура жидкого шлака, оС
tшл
[7, п. 3-1]
1200
Энтальпия золы, ккалкг
(сυ)зл
[7, п. 3-1]
985
Потеря тепла с теплом шлака, %
q6
0,543
Сумма тепловых потерь, %
∑q
q2+ q3+ q4+ q5+ q6+ q`6
5,94+0,5+2,0+0,4+
+0,543=9,38
Коэффициент полезного действия агрегата, %
ηка
100-∑q
100-9,38=90,62
Тепло, полезно используемое в агрегате, ккалкг
Qка
D*(Iпп-Iпв)
251 034 000
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Полный расход топлива, кгс
Вк
Расчетный расход топлива, кгс
Вр
Коэффициент сохранения тепла
φ
Топочная камера
Коэффициент избытка воздуха
αт
[6, п. 4-14, таблица ХVIII]
1,2
Температура горячего воздуха, [о]С
t``
Принимаем предварительно
371
Энтальпия горячего воздуха, ккалкг
Io``в
По таблице 4.5
852
Температура воздуха на входе в воздухопо-догреватель 2 ступени,
t`
Принимаем предварительно
227
Энтальпия там же, ккалкг
Io`в
По таблице 4.5
515
Отношение воздуха, проходящего через ВЗП к теоретически необходимому
βгс
Принимаем
0,55
Тепло вносимое воз-духом в топку, ккалкг
Qв
βгс* Io``в+( αт- βгс)* Io`в
209,2
Полезное тепловыде-ление в топке, ккалкг
Qт
Q[р]р*(100-q3-q6)100+Qв
6626
Теоретическая температура горения, [о]С
τа
По таблице 4.5
1864
Поправка на сдвиг максимума температур
∆х
[6, п. 6-14]
0,1
Относительное местоположение максимума температур
хм
∆hг∆hт+∆х
4,78819,438+0,1=
0,347
Коэффициент
М
0,56-0,5* хм
0,56-0,5*0,347=0,386
Температура газов на выходе из топки, [о]С
τ``т
Принимаем предварительно
1225
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Энтальпия там же, ккалкг
I[`]`т
По таблице 4.5
4221
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания, кДж(кг*К)
υср
(Qт- I[`]`т)(Та-Т``т)
3,763
Давление в топке, МПа
pn
[6, п. 6-06]
0,103
Произведение
pns
p*rn*s
0,103*0,229*6,66=
0,153
Коэффициент ослабления лучей:
трехатомными газами, 1(м*МПа)
кг
[6, номограмма 3]
2,8
золовыми частицами, 1(м*МПа)
кзл
[6, номограмма 4]
1
частицами кокса, 1(м*МПа)
ккокс
[6, п. 6-08]
1
Безразмерный параметр
х1
[1, п. 6-08]
1
Безразмерный параметр
х2
[6, п. 6-08]
0,1
Оптическая толщина
kps
(кг*rn+ кзл*μзл+ ккокс* х1* х2)*p*s
(2,8*0,229+63*0,054+0,1*1*1)*0,103* 6,66=2,84
Степень черноты факела
аф
[6, номограмма 2]
0,945
Коэффициент загрязнения поверхности экранов
εэкр
[6, таблица 6.2]
0,35
Коэффициент
β
[6, рис. 6.4]
0,88
Коэффициент загряз-нения пов-ти ширм
εш
εэкр* β
0,35*0,88=0,308
Степень экраниро-вания топки с учетом коэфф-та загрязнения
ψ
∑(εэкр*Нл) ∑Fст
(0,35*1009,4+
+0,308*59,6)1077=
0,345
Степень черноты топки
ат
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Температура газов на выходе из топки, [о]С
τ``т
(τа+273)[М*[5,67**ψ*Fст*ат*
*(τа+273)[3](10[11]*
*υср*Вр)][0,6]+1] -273
1226
Энтальпия там же, ккалкг (кДжкг)
I[`]`т
По таблице 4.5
4228 (17715)
Количество тепла воспринятое в топке, ккалкг
Q[т]л
φ*( Qт- I``т)
2388
Теплонапряжение поверхности топочного объема, кВтм[3]
qv
Вр* Q[р]рVт
151932
Вторая ступень пароперегревателя (ширмы, середина)
Температура газов на входе в ширмы, [о]С
τ`[срш]
Из расчета топки
1226
Энтальпия там же, ккалкг
I`[срш]
По таблице 4.5
4228
Температура газов за ширмами, [о]С
τ``[срш]
Принимаем предварительно
1038
Энтальпия там же, ккалкг
I``[срш]
По таблице 4.5
3527
Средняя температура газов, [о]С
τср
(τ`[срш]+ τ``[срш])2
1132
Коэффициент, учиты-вающий взаимный теплообмен между топкой и ширмами
β
[6, рис. 6.4]
0,93
Коэффициент распределения тепловосприятия по высоте топки
ηв
[7, таблица 4.10]
0,7
Лучистое тепло воспринятое плоскостью входного сечения ширм, ккалкг
Qл.вх
β* ηв* qл* Н[вх]лВр
0,93*0,7*121*29,8=
120
Поправочный коэффициент для учета излучения на пучок за ширмами
ξп
[6, п. 7-04]
0,5
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Произведение
pns
p*rn*s
0,103*0,229*0,89=
0,0204
Коэффициент ослабления лучей:
трехатомными газами, 1(м*МПа)
кг
[6, номограмма 3]
9,7
золовыми частицами, 1(м*МПа)
кзл
[6, номограмма 4]
69
Оптическая толщина
kps
(кг*rn+ кзл*μзл)*p*s
(9,7*0,229+69*0,054)*0,103*0,89=0,5 45
Степень черноты факела
а
[6, номограмма 2]
0,415
Угловой коэффициент с входного на выходное сечение ширм
φш
Теплота, излучаемая из топки и ширм на поверхности за ширмами, ккалкг
Qл.вых
Qл.вх*(1- а)* φшβ+
+5,7*10[-11]*а* Н[вых]л*Т[4]ср* ξпВр
120*(1-0,415)* *0,060,93+5,7*10[-11]*
*0,415*38,5*
*(1196+273)[4]*0,5
19,19=115
Тепло, получаемое излучением из топки ширмами (середина) и дополнительными поверхностями, ккалкг
Qл
Qл.вх-Qл.вых
120-115=5,0
Количество тепла, воспринятого из топки ширмами, ккалкг
Q[ш]л
Qл*Н[пп]р
(Н[пп]р+Н[ш])
5,0*332583,3=4,41
То же дополнительной поверхностью, ккалкг
Q[шд]л
Qл*Н[пот]*2
(Н[пот]р+Н[ш])
5,0*59,6*2583,3=
1,54
Тепловосприятие ширм и допол-ных поверхностей по балансу, ккалкг
Q[срш]+[д]б
φ*(I``-I``)2
697
Тепловосп-тие ширм по балансу, ккалкг
Q[срш]б
Принимаем предварительно
507
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Тепловосприятие до-полнительных пов-тей в районе ширм по балансу, ккалкг
Q[шд]б
Принимаем предварительно
190
Расход воды на впрыск первой ступени, кгс
Двпр1
Принимаем предварительно
4,3
Расход воды на впрыск второй ступени, кгс
Двпр2
Принимаем предварительно
2,2
Температура пара на входе в ширмы, [о]С
t`[срш]
Принимаем предварительно
435
Энтальпия пара там же, ккалкг
i`[срш]
[8, таблица 3]
742
Энтальпия пара на выходе, ккалкг
i``[срш]
Температура пара на выходе, [о]С
t``[срш]
[8, таблица 3]
514
Средняя скорость газов в поп. сеч, мс
Wг[поп]
Вр*Vг*(τср+273)
(Fпоп*273)
7,19
Средняя скорость газов в продольном сечении, мс
Wг[пр]
Вр*Vг*(τср+273)
(Fпр*273)
10,39
Поправка на геометрическую компоновку пучка
Сs
[6, номограмма 12]
0,957
Поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания
Сz
[6, номограмма 12]
1
Коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока при поперечном омывании
С[поп]ф
[6, номограмма 12]
0,93
Коэффициент теплоотдачи, Вт(м[2]*К)
α[поп]н
[6, номограмма 12]
67
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании, Вт(м[2]*К)
α[поп]к
Сs*Сz*Сф*α[поп]н
0,957*1*0,93*67=
59,6
Средняя температура пара, [о]С
tср
(t`[срш]+t``[срш])2
474,5
Средняя скорость пара, мс
w[срш]п
(Д-Двпр1- Двпр2)*υfп
22,43
Коэфф-т, учитыв-щий влияние изменения физич-х парамет-ров потока при прод. омыв
С[пр]ф
[6, номограмма 14]
0,73
Поправка на относительную длину
Сl
[6, номограмма 14]
1
Коэффициент теплоотдачи, Вт(м[2]*К)
α[пр]н
[6, номограмма 14]
34
Коэффициент тепло-отдачи конвекцией при прод-м омывании, Вт(м[2]*К)
α[пр]к
С[пр]ф*Сl*α[пр]н
0,73*1*34=
24,8
Средний коэффициент теплоотдачи, Вт(м[2]*К)
αк
(α[поп]к+α[пр]к)2
(59,6+24,8)2=42,2
Коэффициент загрязнения, (м[2]*К)Вт
ε
[6, п. 7-49,
рис. 7-9а]
0,0054
Коэффициент использования ширм
ξ
[6, п. 7-49,
рис. 7-9б]
0,85
Поправка на форму канала
Сd
[6, номограмма 15]
1,06
Коэффициент тепло-отдачи, Вт(м[2]*К)
αн
[6, номограмма 15]
4790
Коэффициент тепло-отдачи от стенки к пару, Вт(м[2]*К)
α2
αн*Сd
4790*1,06=5077
Температура поверхности загрязнения, [о]С
tз
tср+(ε+1 α2)*
(Q[срш]б+ Q[ш]л)*
Вр*10[3]Н[ш]ср
473,5+
(0,0054+15077)*
(565,6+4,44)*
19,19*10[3]166=831
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Коэффициент тепло-отдачи, Вт(м[2]*К)
αн
[6, номограмма 19]
441,9
Коэффициент теплоотдачи излучением, Вт(м[2]*К)
αл
а*αн
0,415*441,9=183,4
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке, Вт(м[2]*К)
α1
ξ*[αк*PI*d
(2*S2*x)+αл]
0,85*[42,2*3,14*
0,032(2*0,052
*0,71)+183,4]=204,6
Коэффициент теплопередачи, Вт(м[2]*К)
k
α1[1+(ε+1α2)*
(1+ Q[ш]лQ[срш]б)*
α1]
204,6[1+(0,0054+
15077)*(1+4,44
565,6)*204,6]= 89,8
Температурный напор, [о]С
∆t
τср-tср
658
Тепловосприятие ширм по уравнению теплообмена, ккалкг
Q[срш]т
Н[ш]ср*k*∆t
(10[3]*Вр)
691
Невязка, %
δQ
Q[срш]т-Q[срш]б*100
Qб
697-691*100
691=0,86‹ 2 %
Отводящие трубы боковых экранов
Температура газов на входе, [о]С
τ`[отвтр]
Из расчета ширм
1038
Энтальпия газов на входе, ккалкг
I`[отвтр]
По таблице 4.5
3527
Температура газов на выходе, [о]С
τ``[отвтр]
Принимаем предварительно
1028
Энтальпия газов на выходе, ккалкг
I``[отвтр]
По таблице 4.5
3484
Тепловосприятие труб по балансу, ккалкг
Q[отвтр] б
(I` [отвтр] -I`[отвтр])*φ
43,11
Средняя температура газов , [о]С
τср
(τ`[пк] + τ``[пк])2
(1038+1028)2=
1033
Угловой коэффициент
хотв.тр
[6, номограмма 1]
0,24
Лучистое тепло,воспр. поверх-ми в поворот-ной камере, ккалкг
Q[пк]л
2*Q[вых]л*(1-хотв.тр)
2*115,12*(1-0,24)=
175
Подвесные трубы (Третья ступень пароперегревателя)
Лучистое тепловос-приятие, ккалкг
Q[подв]л
Q[пк]л*Н[подв]∑Н[пк]
175*121436=
48,6
Температура пара на входе, [о]С
t`[подв]
Принимаем предварительно
514
Продолжение таблицы 2.6
Наименование
Обозна-
чение
Формула, обоснование
Расчет, величина
Энтальпия пара на входе, ккалкг
i`[подв]
[8, таблица 3]
792
Энтальпия пара на выходе, ккалкг
i``[подв]
Из расчета ширм (середина)
800
Температура пара на выходе, [о]С
t``[подв]
[8, таблица 3]
542
Тепловосприятие поверхности по балансу, ккалкг
Q[подв]б
... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
Реферат
Курсовая работа
Дипломная работа
Материал
Диссертация
Практика
-
-
-
1‑10 стр.
11‑20 стр.
21‑30 стр.
31‑60 стр.
61+ стр.
Основное
Кол‑во стр.
Доп.
Поиск
Ничего не найдено :(
Недавно просмотренные работы
Просмотренные работы не найдены
Заказ
Антиплагиат
Просмотренные работы
ru
ru/