Ф е д е р а л ь н о е а г е н т с т в о п о о б р а з о в а н и ю А р х а н г е л ь с к и й г о с у д а р с т в е н н ы й т е х н и ч е с к и й у н и в е р с и т е т

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННО-ОТОПИТЕЛЬНОЙ

КОТЕЛЬНОЙ

Методические указания к выполнению курсовой работы

А р х а н г е л ь с к 2005

Рассмотрены и рекомендованы к изданию методической

комиссией факультета промышленной энергетики

Архангельского государственного технического университета

29 сентября 2004 г.

Составитель

А.Н. Орехов, доц., канд. техн. наук

Рецензент

С В . КдгшдВд_проф., д -р техн. наук

УДК 621.1

Орехов А.Н. Расчет тепловой схемы производственно-отопительной

котельной: метод, указания к выполнению курсовой работы. - Архан­

гельск: Изд-во А Г Т У , 2005. - 40 с.

Подготовлены кафедрой теплотехники А Г Т У .

В указаниях приведены основные положения и принципиальная схе­

ма производственно-отопительной котельной, методика и пример расчета

основного и вспомогательного оборудования. Указания снабжены вариан­

тами заданий и справочными приложениями.

Предназначены для студентов факультетов промышленной энерге­

тики специальности 100400 (140211. 65) «Электроснабжение», механиче­

ского факультета специальностей 150200 (190601.65) «Автомобили и ав­

томобильное хозяйство» и 170400 (150405.65) «Машины и оборудование

лесного комплекса» дневной и заочной форм обучения.

Ил. 2. Табл. 2. Библиогр. 4 назв.

© Архангельский государственный технический университет, 2005

© А Н . Орехов, 2005

1. О С Н О В Н Ы Е П О Л О Ж Е Н И Я О Т Е П Л О В О Й С Х Е М Е К О Т Е Л Ь Н О Й

Современная производственно-отопительная котельная оснащена раз­

нообразным тепломеханическим оборудованием с развитой сетью паропро­

водов, трубопроводов сырой и питательной воды, конденсатопроводов, дре­

нажей. Кроме котельного агрегата - основного источника теплоснабжения, в

котельной устанавливаются пароводяные подогреватели сетевой и горячей

воды для отопления, бытового горячего водоснабжения и производственно-

технологических нужд. Для подогрева холодной воды и утилизации низкопо­

тенциальных тепловых выбросов устанавливаются водо-воданые теплооб­

менники. Подготовка воды требуемого качества осуществляется в деаэраторе

и оборудовании химводоочистки. Перемещение потоков воды, воздуха, тре­

буемого для горения топлива и продуктов сгорания происходит с помощью

питательных и циркуляционных насосов, дутьевых вентиляторов и дымосо­

сов. Для надёжной и безаварийной работы котельной насосы и тягодутье вые

устройства должны быть снабжены современными схемами электропривода,

а её оборудование оснащено системами автоматизации.

Дтя определения необходимой мощности котельной и выбора основно­

го и вспомогательного оборудования выполняется расчет тепловой схемы.

При расчете тепловой схемы котельной для каждого потребителя опреде­

ляют требуемьш расход воды или пара, расход теплоносителя на восполнение

утечек и рассчитывают необходимую производительность химводоочистки. По

результатам расчета тепловой схемы выбирается тип и количество котлошрега-

тов. другого теплообменного оборудования, производител ьность и мощность

насосов и тяго дутьевых устройств. На схеме проставляются установленные

расчётом расходы потоков рабочих сред и диаметры трубопроводов.

Исходными данными для расчета тепловой схемы являются значения

тепловых нагрузок и графики расхода теплоты. Данные о тепловых на­

грузках по цехам и видам потребления группируются в сводную таблицу

3

по параметрам теплоносителей. Потребителей теплоты необходимо груп­

пировать по признаку однотипности теплоносителя и его параметров. П р и

этом, проектируя теплоснабжение , следует стремиться, чтобы разнообра­

зие в параметрах и характере теплоносителей б ы л о минимальным.

Перед расчетом в соответствии с заданием и исходными данными

составляется принципиальная тепловая схема в виде чертежа. На ней ус­

ловными обозначениями изображается всё основное и вспомогательное

оборудование котельной, линии потоков пара и волы, записываются пара­

метры и величины потоков (расходы) пара, воды и теплоты. Элементы

оборудования располагают на схеме по определенной системе: котлоагре-

гаты и главный паропровод помешают в верхней части схемы, ниже груп­

пируют все остальное, причём теплообменники и трубопроводы с боль­

ш и м и давлениями и температурами изображают выше.

Пример принципиальной тепловой схемы производственно-отопите­

льной котельной показан на рис . 1.

Теплопотребление предприятия и жилого массива значительно изме­

няется в течение года. Чтобы иметь правильное представление о загрузке

котельной и грамотно планировать её работу, реальное проектирование ре­

комендуется выполнять для четырех характерных режимов:

1 - максимального зимнего , при минимальной расчётной температу­

ре наружного воздуха; этот режим определяет максимальную паропроиз-

водительность и тепловую мощность котельной, по которой выбирается

число и тип котлоагрегатов и теплофикационных теплообменников;

2 - расчетно-контрольного, соответствующего средней за наиболее

холодный месяц температуре наружного воздуха и возможному аварийно­

му останову одного из котлов;

3 - среднеотопительного, рассчитываемого по средней за отопитель­

ный сезон температуре наружного воздуха. П о среднеотопительному ре­

жиму можно подсчитать годовой расход теплоты;

4 - летнего, характеризующего работу котельной при отсутствии

отопительных нагрузок. Расход пара на производственно-технологические

цели принимается максимальным в течение суток, а по горячему водо­

снабжению средним за неделю.

4

Рис. 1. Пршщилиальная схема проюволственно-отопительно котельной (позиции на схеме проставить самостоятельно): 1 - котлоагрегат; 2 - экономайзер; 3 - кол­

лектор острого пара; 4 - редукционный клапан; 5 - коллектор редуцированного па­ра давле- кием 0.6 M l la; 6 - коллектор редуцированного пара давлением 0,12 МПа: 7 - сепаратор непрерывной продувки; 8 - подогреватель воды для производства; 9 - подогреватель воздуха вентиляционной установки; 10 - пароводяной подог­

реватель сетевой воды; 11 - охтадитель конденсата сетевого подогревателя; 12 - потребитель нагрузок отопительной и горячего водоснабжения; 13 - бак

конденсатный; 14 - деаэраторная установка; 1 5 - подогреватель сырой холодной воды; 16 - пароводяной подогреватель сырой воды; 17 - химводоочистка;

18 - охладитель выпара; 19 - питательный электронасос; 20 - питательный паро­вой насос; 21 - подгшточный насос; 22 - сетевой насос; 23 - конденсатный насос

П р и реальном проектировании производственно-отопительной ко­

тельной расчет обычно выполняют параллельно для всех четырех режимов

в табличной форме записи.

5

В случае выполнения учебного задания допускается выполнить рас­

чет для максимального зимнего режима с целью определения максималь­

ной мощности котельной, числа устанавливаемых котлоагрегатов и тепло­

обменников.

Для удобства расчета тепловой схемы и анализа полученных резуль­

татов выделяют внешнее теплопотребление и на собственные нужды ко­

тельной. Расчет проводят в следующей последовательности. Сначала оп­

ределяются расходы воды, пара и теплоты внешними потребителями, к ко­

торым относятся производственно-технологические нужды, отопление и

вентиляция производственных помещений, отопление и горячее водо­

снабжение жилого поселка. Далее подсчитываются расходы пара и воды на

собственные нужды котельной: деаэрацию питательной воды, паро­

водяные подогреватели и др .

Расчет общей паропроизводительности (мощности) котельной вы­

полняется методом последовательных приближений. В первом прибли­

жении с учетом опыта эксплуатации и практики проектирования промыш­

ленных котельных расход пара на собственные н у ж д ы принимают в пре­

делах 5...7 % от расхода пара внешними потребителями. С уменьшением

доли возврата конденсата расход пара на собственные нужды возрастает.

Трудно поддающиеся расчету расходы пара на обдувку поверхностей

нагрева котла и утечки для промышленных котельных малой и средней

мощности можно принять равными 2...3 % от расхода пара внешними по­

требителями и на собственные нужды.

П р и расчете тепловой схемы котельной используются уравнения те­

плового и материального (весового) баланса для всех её элементов, при

расчете диаметров трубопроводов - уравнение неразрывности (сплошно­

сти) потока.

Точность расчета тепловой схемы зависит от числа по­

следовательных приближений величин, полученных при расчете, к вели­

чинам , которыми предварительно задавались. В инженерной практике про­

ектирования котельных точность расчета должна находиться в пределах не

более 2...3 %.

6

2. И С Х О Д Н Ы Е Д А Н Н Ы Е Д Л Я Р А С Ч Е Т А Т Е П Л О В О Й С Х Е М Ы

Составить приндипиальную тепловую схему производственно-ото­

пительной котельной промышленного предприятия и выполнить её расчет

при следующих условиях: котельная должна обеспечивать бесперебойную

подачу пара и горячей воды на производственно-технологические н у ж д ы

предприятия и сетевой воды на горячее водоснабжение и отопление произ­

водственных и служебных помещений предприятия и жилого поселка.

В результате расчета тепловой схемы определить необходимую мак­

симальную паропроизводительность (мощность) котельной, выбрать тип и

количество котлоагрегатов, другого основного и вспомогательного обору­

дования и рассчитать электрические мощности для их привода.

При составлении пояснительной записки руководствоваться требо­

ваниями и правилами оформления студенческих работ [1].

Варианты заданий тепловых нагрузок котельной для курсовой рабо­

ты приведены в прил. 1. Нагрузки соответствуют максимальному зимнему

режиму самой холодной пятидневки года с учетом потерь теплоты во

внешних трубопроводах.

В следующих разделах в качестве примера приведены численные

значения исходных данных одного из вариантов, а общие для всех вариан­

тов характеристики тепловой схемы обозначены полужирным курсивом.

Т е п л о в ы е нагрузки внешних потребителей

• Расход пара на производственно-технологические нужды составляет

Aip = 4 т/ч = 1,11 кг/с. Параметры отпускаемого пара: давление р„р = 1,3 МПа,

пар насыщенный. Возврат конденсата с производства составляет р = 60 %

от расхода пара Ищ,. Температура возвращаемого с производства конденса­

та / " р = 80 С С . В и д топлива - природный газ.

• Расход горячей воды на производственно-технологические н у ж д ы

С?пр.в = 2 т/ч = 0,555 кг/с при температуре г п р в = 60 °С. Подогрев горячей

воды производится в пароводяном подогревателе, насыщенным паром дав­

лением 0,6МПа, поступающим из главного паропровода через редукцион­

н ы й клапан. Вся горячая вода расходуется на производстве и в котельную

не возвращается.

7

• Для обеспечения вентиляционной нагрузки производственных

помещений расходуется насыщенный пар давлением 0,6 МПа в количестве

= 1 т/ч = 0,278 кг/с.

• Расход теплоты на отопление жилого поселка и служебных зданий

предприятия равен = 3500 кВт. Температура воды в подающем и обрат­

н о м трубопроводах тепловой сети равна соответственно t\„= 130 С С и t"c

= 70 "С.

Подогрев сетевой воды производится в пароводяном теплообменни­

ке (бойлере) насыщенным паром давлением 0,6 МПа. Образующийся кон­

денсат во избежание последующего вскипания в деаэраторе охлаждается

до = 75 °С в водо-водяном теплообменнике - охладителе конденсата.

Таким образом, обратная сетевая вода до поступления в основной парово­

дяной подогреватель нагревается, проходя через охладитель конденсата.

Потери сетевой воды потребителями принять равными 1,5 % от её обще­

го расхода G C C T .

• Потери теплоты в поверхностных пароводяных и водо-водяных

подогревателях принять 2 % или коэффициент сохранения теплоты (теп­

ловой К П Д подогревателей) считать равным ц„ = 0,98. Потери конденса­

та греющего пара в пароводяных подогревателях принять равными 2 %

от расхода пара.

Потери всех теплоносителей восполняются через химводоочистку и

деаэратор котельной.

• Расчетную температуру сырой воды для зимних условий принять

/с.в = 5 й С .

Тепловые нагрузки собственных нужд котельной

Собственные н у ж д ы котельной складываются из расхода пара на по­

догрев воды в деаэраторе, подогрев сырой воды перед химводоочисткой,

расход теплоты с продувкой котлов, с утечками пара и питательной воды,

прочие неучтенные потери.

8

• Деаэрация питательной и подпиточной сетевой воды происходит в

смешивающем подогревателе - деаэраторе атмосферного типа. Г р е ю щ и й

теплоноситель — насыщенный пар давлением 0,12 МПа.

• Перед химводоочисткой сырая вода должна быть подогрета до

температуры tXno = 30 Т . Расход пара на подогреватель сырой воды оп­

ределяется расчетом. Для подогрева используется насыщенный пар

давлением 0,12 МПа.

• Расход пара на другие собственные нужды котельной (обдувка по­

верхностей нагрева котлоагрегата, неучтенные потери и т.д.) принять

равным 3 % от паропроизводительности котельной (от общего расхода па­

ра на внешних потребителей и собственные нужды) .

• Расход котловой воды на непрерывную продувку котлоагрегата

принять 3 %т его п а р о 1 г о о и з в о д и т е л ь н о с т и .

Продувочная вода поступает в расширитель (сепаратор) непрерыв­

ной продувки. Образующийся насыщенный пар давлением 0,12 МПа по­

дается в коллектор пара или непосредственно в деаэратор. Горячая вода,

выходящая из расширителя , пропускается через подогреватель сырой во­

ды, который является первой ступенью подогрева сырой холодной водо­

проводной воды. Охлажденная до Гсл = 50 °С продувочная вода сливается в

канализацию или используется для технических целей.

Необходимые для расчета параметры пара и горячей воды в зависи­

мости от варианта задания определяют по таблицам прил. 2 и 3 или специ­

альным компьютерным программам.

После расчёта вычисленные значения расходов и параметры тепло­

носителей наносят на принципиальную тепловую схему котельной, кото­

рую рекомендуется выполнить с п о м о щ ь ю графических редакторов на

формате A 3 . При нанесении расчетных расходов необходимо обращать

внимание на то, что для каждого элемента (узла) схемы суммы входящих и

исходящих потоков могут отличаться не более чем на 2...3 %. Батане по

отдельным узлам необходимо показать на схеме или на отдельном листе.

Заданная точность вычислений достигается соблюдением изложенного

ниже алгоритма расчёта, основанного на методе последовательных при­

ближений.

9

3. А Л Г О Р И Т М Р А С Ч Е Т А Т Е П Л О В О Й С Х Е М Ы К О Т Е Л Ь Н О Й

Расчет основного и вспомогательного оборудования

I. Расход пара на подогреватель горячей воды для производственных

нужд предприятия определяется по формуле, кг/с (т/ч),

ир.н " . I . ч 1 У '

где - расход горячей воды на производство, кг/с (т/ч); с„ - удельная тепло­емкость воды, св - 4,19 кДж-'(кг-грал); tmB и tc.B - температуры горячей и холод­ной воды, °С; hr_ - энтальпия феющего пара давлением р„ =• 0,6 МПа, кДж/кг; й к - энтачьпия конденсата при ря = 0,6 Ml'1а, кДж/кг; т)п - коэффициент, учиты­вающий потерю теплоты в подофевагеле, т\а = 0,98.

В щ л = = 0-0625кг/с (0,225 т/ч).

После подстановки в формулу (1) заданных величин

0,555-4,19(60-5)

(2757-670,5)0,98

2. Расход насыщенного пара давлением р^ = 0,6 М П а в бойлерной ус­

тановке для подогрева сетевой воды, циркулирующей по тепловым сетям,

кг/с (т/ч),

D = —Ssl (2)

где Qai - максимальный расход теплоты на отопление с учетом потерь в наруж­

ных сетях, кВт; й ° т - энтальпия конденсата греющего пара после охладителя

конденсата, кДж/кг; в нашем примере = ся(т= 4,19 • 75 = 314 кДж/кг; Ч п - ко­эффициент, учитывающий потери теплоты в бойлерной установке и принимае­мый равным 0,98.

Подставив в формулу (2) численные значения согласно варианту за­

дания, получим

£> = - - — - 1,46 кг/с (5.25 т/ч), (2757-314)0,98

10

3. Расход сетевой воды, направляемой в тепловую сеть, кг/с (т/ч),

где /j с и t"e - температуры сетевой воды в подающей и обратной ветвях тепло­вой сети, °С.

Подставим заданные величины:

G = — 3 5 0 0 = 13,9 кг/с (50 т/ч). 4,19(130-70)

4. Потери сетевой воды (утечки) в тепловых сетях согласно заданию

принимаем 1,5 % от расхода GT.C:

А(7 Т С =0,015 G „ = 0,015-13,9 = 0,208 кг/с (0,75 т/ч). (4)

Эти потери теплоносителя в нормальных условиях эксплуатации д о л ж н ы восполняться химически очищенной водой, подаваемой подпи-т о ч н ы м насосом.

5. Общий расход насыщенного пара д а в л е н и е м р н = 0,6 МПа для при­готовления горячей воды на производственно-технические нужды пред­приятия , для нагрева сетевой воды, циркулирующей в тепловых сетях, и для работы приточно-вытяжных вентиляционных систем предприятия

A w = А * . + А , + А * , = 0,0625 +1,46 + 0,278 = 1,81 кг/с (6,48 т/ч). (5)

В производственно-отопительных котельных небольшой мощности,

вырабатывающих насыщенный пар невысокого давления (рн < 4 МПа) , по­

нижение давления потребляемого пара из главной магистрали осуществля­

ется простым дросселированием с п о м о щ ь ю редукционного вентиля или

клапана. Процесс дросселирования протекает при постоянной энтальпии

пара h = const. В крупных котельных и ТЭЦ, когда котлоагрегаты дают пе­

регретый пар достаточно высокого давления и температуры, для по­

требителей пара с меньшими давлениями и температурой приходится ус ­

танавливать редукцнонно-ч>хлздительные установки (РОУ) .

В данном случае при давлении за котлом в главной паровой магист­

рали р ] ф = 1,3 М П а и температуре насыщенного пара =tH= 191,6 °С,

достаточно простого дросселирования пара до 0,6 М П а .

11

6. О б щ и й отпуск пара всех параметров внешним тепдопотребителям

/ ) й н = £> п р +£> 0 .б= 1,11 + 1,81 = 2,92 кг/с (10,5 т/ч) . (6)

7. Расход пара на собственные нужды котельной (подогреватель сы­

рой воды, деаэратор) оценим предварительно 6 % от отпуска пара внеш­

ним потребителям кг/с (т/ч).

Для рассматриваемого примера

DCK = 0,06Z)BH = 0,06-2,92 - 0,175 кг/с (0,63 т/ч) . (7)

В первом приближении общая паропроизводительность котельной с учетом 3% потерь пара и конденсата внутри котельной

1 0,97 0,97

Для уточнения расхода пара на собственные н у ж д ы котельной вы­полним тепловой расчет расширителя непрерывной продувки, подогрева­теля сырой воды и деаэратора.

8. Для расчета расширителя (сепаратора) непрерывной продувки приведена схема использования теплоты продувочной воды с принятыми условными обозначениями (рис. 2). Отсепарированный в расширителе на­с ы щ е н н ы й пар давлением pti = 0,12 М П а подается в деаэратор, а горячая продувочная вода - в теплообменник для подогрева холодной сырой воды перед Х В О .

Рис. 2. Схема использования теплоты непрерывной продувки: 1 - расширитель или сепаратор непрерывной продувки (РНП);

2 - водо-водяной подогреватель сырой холодной воды (В8П-1)

Гс.1 = 50 °С

12

Уравнение теплового баланса расширителя

где G n p 0 4 - количество продувочной воды, поступающей из паровых котлов, Спрод = 0,03 • 3,19 = 0,0957 кг/с (0,344 т/ч); Н[ъ - энтальпия продувочной воды

при давлении 1,3 МПа, кДж/кг; прнп ~ коэффициент сохранения теплоты в рас­ширителе, принимаем 0,98; £>рцл - количество пара, получаемого в расширителе, кг/с (т/ч); ftoi2'^oi2_ энтальпии воды и насыщенного пара при давления в расширителе р н = 0,12 МПа.

Из уравнения (9) количество отсепарированного пара, кг/с (т/ч),

"а,12 "0,12

Количество горячей воды, выходящей из расширителя, кг/с (т/ч),

Сс:л = Спрад " -°прод •

В нашем примере количество отсепарированного пара

0,0957(814,5-0,98-439) _

(2683-439)

Количество продувочной воды на сливе Р Н П

G^ = 0,0957 - 0,0152 - 0,0805 кг/с (0,29 т/ч).

9. Расход сырой воды в котельной на восполнение всех потерь с па­

ром и конденсатом через химводоочистку, кг/с (т/ч):

потери от невозврата конденсата пара с производства

1 0 0 - ц - д ^ 1 0 0 - 6 0

100 п р 100

Р п р о д = =0,0152 кг/с (0,0547 т/ч).

д е = i ^ Z h n = l^Z^L ,д ! = о ) 4 4 4 к г / с ; ( 1 2 )

потери пара и конденсата в котельной

Л < 7 к = 0 , 0 3 / \ =0,03 • 3 ,19-0 ,0957 кг/с; (13)

потери конденсата в подогревателях горячей воды для производст­

венно-технических нужд, отопления и вентиляции (2 % от общего расхода

пара в них)

AGmA = 0 , 0 2 D 0 6 = 0,02 - 1,81 = 0,036 кг/с; (14)

13

потери котловой воды при продувке, определяемые по формуле (11),

G c n = 0,0805 кг/с;

суммарные потери конденсата и котловой воды, которые необходимо

восполнять питательной водой с ХВО,

AG^ = AGlip + AGK + АСП0Д + G „ = 0,444 -f 0,0957 - 0,0805 + 0,036 =

= 0,656 кг/с (2,56 т ' ч ) ; (15)

расход химически очищенной воды с учетом восполнения потерь во­

ды в тепловых сетях

G X B 0 = A G n i r r . B + A G T C = 0,656 + 0,208 = 0,864 кг/с (3,11 т/ч). (16)

Учитывая расход воды на собственные нужды химводоочистки в

размере 20 % от полезной производительности Х В О , общий расход сырой

воды

G^, = l , 2 G x a o = 1,2 • 0,864 = 1,037 кг/с (3 ,72т /ч ) . (17)

10. Температура сырой воды t'CB за водо-водяным подогревателем

(ВВП-1) расширителя непрерывной продувки определяется из теплового

баланса подогревателя (рис. 2)

е 6 . ( С - О с . = < и ^ . 1 2 - с Л л > С 1 8 )

уравнением

или

0,0805(439~5_р_Ч19) =

1,037-4,19

11. Расход пара на пароводяной подогреватель сырой воды опреде­

ляется следующим образом.

Дня подогрева сырой воды перед химводоочисткой от температуры

^ в = 9,25 °С до / " н ~ txBO - 30 Э С за В В П - 1 установлен пароводяной подог­

реватель поверхностного типа ПВП-2. Г р е ю щ и м теплоносителем этого те­

плообменника является редуцированный пар давлением ри = 0,12 МПа.

14

Из уравнения теплового баланса П В П - 2

расход пара составит

ПВП-2

ИЛИ

1,037(30-9,25)4,19

(20)

(21)

пвп- = 0,043 кг/с (0,147 т/ч). (2683-439)0,98

12. Количество конденсата от подогревателя ПВП-2 , поступающего в

деаэратор с учетом 2 % потери,

GYron-2 = 0,98 Dmn_2 =0,98 -0,043 - 0 , 0 4 2 кг/с (0,151 т/ч). (22)

13. Расчёт деаэратора определяет расход пара, необходимого для по­

догрева в нем воды до температуры 104,8 °С.

Сведем в табл. I характеристики потоков воды и пара, поступающих

в деаэратор, а в табл. 2 - потоки питательной воды из деаэратора.

Таблица 1

Потоки, поступающие в деаэратор

Ли п/п

Наименование потоков, поступающих в

деаэратор

Обо­значе­

ние Расчёт,

кг/с

Тем­пера-

т -

Энталь­пия,

кДж/кг

1 Возврат конденсата пара с производства Gnp

МА,Р = = 0,61,11= 0,666 80,0 335

2 Конденсат пара из вен­тиляционной установки = 0,980,278 = 0,272

158,8 671

3 Конденсат из подогрева­теля сетевой воды ото­пления поселка

G<rv 0,98 Da~

= 0,981,46= 1,43 75,0 314

4 Конденсат из подогревателя горячей воды для производства

Спр.в 0 , 9 8 Я п р в =

= 0,980,0625 = 0,0613 158,8 671

Конденсат из пароводя­ного подогревателя сы­рой воды ПВП-2

0,042 по ф-ле (22) 104,8 439

6 Химически очищенная вода с ХВО ^ХПО 0,864 по ф-ле (16) 30,0 126

п Добавочный пар для по­догрева воды в леаэраторе Искомая величина 104,8 2683

15

Таблица 2

Потоки питательной воды

п/п

Наименование потоков, выходящих

из деаэратора

Обо­значе­

ние

Расчёт, кг/с

Темпе- 1 Энталь-ратура, пия,

°С : кДж/кг

1 Питательная вода для котлов *h 3,19 поф-ле{8) 104,8 439

2 Подииточная вода для тепловых сетей

0,208 по ф-ле (4) 104,8 439

Для определения добавочного расхода пара на деаэрацию питатель­

ной воды составим уравнение теплового баланса деаэратора (потери теп­

лоты в деаэраторе учтем К П Д т^, = 0,98):

+ G m o t X B O c a + D J l h n

0 i l 2 ) = (Gz+AGTJh'0,2.

Подогретая в деаэраторе вода с температурой 104,8 °С подается пи­

тательным насосом в паровые котлы и подпиточным насосом в тепловые

сети для восполнения утечек теплоносителя у потребителей.

После подстановки в уравнение (23) известных численных значений

из табл. 1 и 2, получим

(0,666-335 + 0,272-671 + 1,43 • 314+ 0,0613 -671 + 0,04 • 439 + 0,864 х

х 125,7 + - О д • 2683) 0,98 = (3,19 + 0,208) 439.

Решая это уравнение о т н о с и т е л ь н о О д , найдем расход добавочного

пара в деаэратор. Расход Da = 0,167 кг/с (0,602 т/ч).

Действительный расход пара на собственные нужды котельной

A T = А ш п - 2 + А = ° ' 0 4 1 + ° ' 1 6 7 = ° ' 2 0 8 к г / с ( ° > 7 5 т / ч ) - ( 2 4 >

Таким образом, максимальная расчётная паропроизводительность

котельной с учетом 3 % потерь пара и конденсата внутри котельной

Г) л. Г)Р а с ч -> от . л той 1 0,97 0,97

Расхождение с величиной паропроизводительности котельной, полу­

ченной по предварительному расчёту (см. формулу (8),

16

AD = DK - Dr

K

ptA = 3,22 - 3,19 - 0,03 кг/с. (26)

Расхождение в процентах (0,03/3,22)100 = 0,93 % (меньше допусти­

м ы х 2. ..3 %), поэтому дальнейшего уточнения расчёта тепловой схемы не

требуется. В противном случае по формуле (7) следует уточнить Z) c и и по­

вторить расчет.

14. В котельных промышленных предприятий небольшой произво­

дительности чаще всего применяются котлоагрегаты типа ДЕ и К Е (ранее

Д К В Р ) , выпускаемые Бийским котельным заводом. В прил. 4 приведены

основные характеристики котлов этого типа.

Для необходимой при максимальном зимнем режиме паропроизво-

дительности котельной D^' = 3,22 кг/с (11,61 т/ч) выбираем для установки

2 котлоагрегата ДЕ6,5-14 Бийского котельного завода. Общая номинальная

паропроизводительность двух котлоагрегатов составит 6,5-2 = 13 т/ч, или

3,62 кг/с, что позволяет иметь небольшой резерв на возможное увеличение

теплопотребления предприятия и жилого поселка.

Установка двух котлоагрегатов позволяет в летних условиях удовле­

творить производственно-технологические нужды предприятия в тепле

при работе одного котлоагрегата, проводя ремонты и ревизии на другом.

Расчет тепловой схемы для других режимов нагрузки выполняется

по аналогичной методике .

Максимальная теплопроизводительносгь (тепловая мощность) ко­

тельной составляет

Q^4 = D^h{^ 3,22 • 2788 = 8974 кВ . (27)

Технико-экономические характеристики выбранных к установке

котлов выбираем из прил. 5:

Тип котла Вид

топлива. КПД, % Расход топлива,

кгу.т. / Гкал

Расход топлива,

кг у.т. / ГДж

ДЕ6,5-14 Газ 91.05 156,9 37,47

17

Расчёт расхода топлива

Располагаемая теплота топлива, кДж/кг ( к Д ж / м 3 ) 1 ,

QP = Q?,+Qn,+Qnr+Q^ (28)

где Q1 - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива; Q n T , Q„B - удельная теплота, вносимая в топку с подогретым воздухом и топливом; Q^- удельная теплота, вносимая через форсунку паром при распылении мазута.

Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива QI выбирается из

прил, 6 в зависимости от вида и марки сжигаемого топлива. Например , при

сжигании газа из газопровода Нюксеница-Архангельск нормативная вели­

чина QI = 31840 кДж/м 3 .

Удельная теплота, вносимая в топку с подогретым воздухом, кДж/кг

(кДж/м 3 ) ,

Оп.»=а-Лс„Л,-с,>'™), (29)

где се, - коэффициент избытка воздуха в топочной камере (прил. б); ^ в , с х в и 'пв'^хв - теплоёмкости и температуры соответственно подогретого и холодного воздуха.

Воздух перед подачей в топочную камеру обычно нагревают от / ч 3 = 30 °С

до tntt= 150...250 °С и более. Теплоёмкости воздуха приведены в прил. 7.

Удельная теплота подогретого топлива находится по формуле, кДж/кг (кДж/м 3 ) ,

£ п т = с л , (30)

где с т - теплоёмкость топлива. Для твёрдых топлив обычно принимают / т = 30 °С, с , - 0,88.. .1,1 кДж'(кг-К). Для мазута при tT < 100 "С с т = 1,89 + 0,0053/ т, а при / т = 100,..150°С с т = 1,30 + О,0112г т, кДж/(кг-К).

Теплота, вносимая в топку паром для распыления мазута, кДж/кг,

2 ф = С ф ( А ф - 2 7 5 0 ) , (31)

где G^ - расход пара через мазугную форсунку, = 0,3 кг/кг; й ф - удельная эн­тальпия пара, кДж/кг (давление пара при паровом распыливании в зависимости от типа горелки составляет до 2 МПа); 2750 - примерное значение энтальпии во­дяного пара в уходящих газах, кДж/кг.

1 Для нариантов с газообразным топливом.

18

Расчётный расход топлива в котле, кг/с (мЛ'с),

* р = е г / « е р п ? у , (32)

где п - количество принятых к установке котлов, ц^у - КПД котла (прил. 5).

Р А С Ч Ё Т М О Щ Н О С Т И Э Л Е К Т Р О Д В И Г А Т Е Л Е Й О Б О Р У Д О В А Н И Я К О Т Е Л Ь Н О Й У С Т А Н О В К И

Питательные насосы

Питательные насосы относятся к числу наиболее важного вспомога­

тельного оборудования котельной, поскольку они должны обеспечивать не­

прерывную подачу воды в котел. Запас воды в современном котле незначите­

лен, и прекращение питания его водой может привести к полному её испаре­

нию, интенсивному разогреву и разрушению поверхностей нагрева и котла в

целом. В качестве современных питательных устройств применяют центро­

бежные насосы высокого давления, рассчитанные на работу при температуре

воды 105... 150 °С. Чтобы избежать кавитации, на входе в насос должен быть

обеспечен подпор жидкости, достигаемый установкой деаэратора и насосов

на разных отметках (этажах) котельной. Центробежные насосы имеют элек­

трический (переменного тока) привод. Для работы в аварийном режиме мо­

жет быть предусмотрен и паротурбинный привод.

Расчет производительности питательных насосов производят по мак­

симальной нагрузке котельной D^4c запасом не менее 10 %. П р и опреде­

лении требуемой подачи (производительности) питательных насосов сле­

дует учитывать расход воды на собственные нужды котельной. Суммар­

ная подача всех питательных насосов должна быть такой, чтобы при выхо­

де из строя одного из них остальные смогли обеспечить работу котлоагре­

гатов с номинальной нагрузкой, MVC:

е п . я = 1 , ш Г / Р , сзз>

где 1,1 - коэффициент запаса по паропроизводительности; D ^ ' -максимальная паропроизводительность котельной, кг/с; р - плотность питательной воды при давлении и температуре в деаэраторе, кг/м 3 , р = 1/и'по прил. 2.

19

Напор, который должен обеспечить питательный насос, определяет­

ся п о формуле , Па,

Я п . к = и 5 ( Л - р д ) + ДА + А с , (34)

где 1,15 - коэффициент запаса по напору; р6, ря- избыточное давление пара в

барабане котла и в деаэраторе, Па; ДА - перепад давления, обусловленный раз­ностью отметок уровней воды в барабане котла и в деаэраторе. Па; кс- суммар­ное сопротивление всасывающего и напорного трактов питательной воды, Ас = /трДАс; - длина питательного трубопровода от деаэратора до котла, м.

Барабан котла и деаэратор обычно расположены вверху котельной,

поэтому отметки уровней воды в них примерно совпадают. Для трубопро­

водов горячей воды допускается принимать удельную потерю давления

Ahc = 80 Па/м.

Длина принимается с учетом мощности котельной несколько де­

сятков метров. Расчётная мощность для привода питательного насоса, кВт,

K,=(Qn,^,Jnn,W\ (35)

где Л „ н - КПД питательного насоса (для современных типов питательных уст­

ройств т|п_и = 0,74. ..0,80).

П о рассчитанной мощности подбирается тип электродвигателя и его

характеристики.

Тягодутьевые устройства

Стабильная работа котлоагрегата обеспечивается непрерывной пода­

чей воздуха в топку и удалением в атмосферу газообразных продуктов

сгорания. В маломощных паровых и водогрейных котельных иногда быва­

ет достаточно естественной тяги, создаваемой дымовой трубой. Современ­

ные же котлоагрегаты имеют сложные профили газоходов и воздуховодов

и большие аэродинамические сопротивления. Поэтому для преодоления

сопротивления воздуховодов и горелочного устройства (или колосниковой

решетки со слоем топлива) котлоагрегат оснащают дутьевым вентилято­

ром , а для преодоления сопротивления газового тракта - дымососом.

20

Производительность вентилятора и дымососа определяется соответ­ственно по формулам, м 3 / с :

Уй = 1 , 0 5 Д р Г ( а т + Д о ^ - Д а т ) ( г , в з +273)/273 (36)

и

Уя -Ю5Вр[У; + ( а д - 1 ) Г З ( А Д + 273)/273, (37)

где 1,(15 - коэффициент запаса по производительности тягодутьевого устройства; Я р расчетный расход топлива в котлоагрегате, кг/с (м"7с); V° -теоретическое количество воздуха (при нормальных условиях), необходимое для сгорания 1 кг (м 3) топлива, м7кг (м 3 /м 3 ) ; теоретический объём продуктов сгорания (при нормальных условиях) на 1 кг (м 3 ) топлива, м7кг (м 3 /м 3 ) ; а т - коэффициент из­бытка воздуха в топке; Д о с ^ - утечки воздуха между вентилятором и топкой (0,02 на каждые 10 м стального воздуховода); Д а т - присосы воздуха в топке (пылеугольная и газомазутная - 0,02...0,10, слоевая - 0,1); ад— коэффициент из­бытка воздуха перед дымососом; г х в - температура холодного воздуха перед вентилятором (принимается 30 °С); & д « 9 ^ - температура газов перед дымосо­сом (уходящих газов). Значения даны в прил. 6.

Коэффициент избытка воздуха перед дымососом определяют по

формуле

а с = а т + Д а т + Д а п р и с , (38)

где Д а 1 | р и с - присосы воздуха в газовом тракте парогенератора.

Присосы воздуха в газовом тракте суммируются из присосов в ко­

тельном пучке - примерно 0,15, в экономайзере - 0,1..-0,2, в воздухопо­

догревателе - 0,06 (на каждую ступень), в золоуловителе - 0,05 и стальных

г а з о х о д а х - 0 , 0 1 на каждые 10 погонных метров.

Теоретические объёмы воздуха продуктов сгорания V* для не­

которых видов топлив при а т = 1 приведены в прил. 6.

Напор, который должны развивать вентилятор (Нл) и дымосос (Нк),

зависит от вида и способа сжигания топлива, типа сожигательного устройст­

ва, протяжённости и конфигурации воздуховодов и газоходов. Эти характе­

ристики определяются при аэродинамическом расчете котельного агрегата.

Для их приближенных расчетов можно взять сумму следующих значений.

21

Вентилятор должен обеспечить напор воздуха для преодоления со­

противления воздуховодов и трубного пучка воздухоподогревателя -

2,5...3,5 кПа, газомазутной горелки - 2,0...3,0 кПа или колосниковой р е ­

ш ё т к и - 0 . 5 . . . 1,0 кПа.

Дымосос должен преодолевать газовое сопротивление котла 0,2...0,4

кПа, водяного экономайзера - до 3 кПа, воздухоподогревателя - до 2 кПа,

золоуловителя - 0,2...0,8 кПа и газоходов.

Расчётные мощности приводов вентилятора и дымососа составят, кВт:

где 1,21 = 1,1 • 1,1 - коэффициенты запаса по напору и мощности электродвигателя; Я в и Я д - напоры, развиваемые вентилятором и дымососом; т ] н , г\3 - КПД вен­

тилятора и дымососа.

В настоящее время БиКЗ выпускает для промышленных котельных дуть­

евые вентиляторы и дымососы типа ВДН-6,3-ВДН-13 и ДН-6,3-ДН-13 произ­

водительностью от 3,4 до 60 тыс. с электродвигателем 1000. ..1500 об/мин

мощностью от 1 до 116 кВт. Коэффициенты полезного действия таких тя-

годутьевых машин составляют т] в = 0,67 - 0,68, т | д = 0,61 - 0,63.

П о рассчитанным мощностям тягодутьевых устройств подбираются

марки электродвигателей и их характеристики.

W b = 1 , 2 1 - 1 0 - V b ^ / T I B ; (39)

(40)

22

ПРИЛОЖЕНИЯ

23

Пар на производственно-технологические

ЕГ/ЖДЫ

Тепловые нагрузки котельной (варианты заданий для курсовой работы) П р и л о ж е н и е 1

В-Q

1

2

3

4 j 2 • j

5 2

«г

1,3

1,3

из

1,3

1,3

р.

II 3

Возврат конденсата с производства

и

с

61

62

64

65

40

40

40

40

Горячая нода на произ­

воле! но

и

3

55

55

55

1,0

1,0

1,0

1.0

Отопитсльно-вентиля-циоиная нагрузка

I ?

я It О

^ 8 &

0,5

0,5

0,5

I S

10

i n

1.2

1.3

1.4

1.5

Температура поды в тепло­вой сети, "С

И

95

95

95

95

95

° 3 1 Й о а. а. о о •о ю

12

70

70

70

70

70

Температура греющей среды, °С

13

85

85

85

Х5

85

2 Й

2 3

14

60

60

60

60

60

UJ о

ю ю м м ОО -J ^

ю Ul

К) M U l

to to

Ю to с <с ое - J ON Ul го - О " 4 0

00 On

I O Ю О

ы о ю о Ю

о о о о о о ос оо се 00 оо ON С\ ON ON 1

1 1

4i J>

JO uj U l U1

(О ш

t o U i

t o К ) U )

t o J ° ~ui

К ) UJ

t o JO uj- UJ

to | t o UJ; UJ

К ) "uj uj: UJ

i UJ UJ

_ i _

uj! uj " u i 'uj UJ

-p. o ф. 4* О

4 о

-С* 4* о

4* о

U » U1 о

UJ Ul

UJ Ul

u> Ul о

uj m о

t o го м ю Ui цч Wi О О : О О

К ) U1 о

Насыщенный пар

Насыщенный пар

о 1 00 оо

ос оо On Ui

оо

•ь. ОС uj

се X ч ! 1 | О NO О С 1 ON Ui 4 -о

O J 11 - - J NC

о* о с

ON O i

1

u . 1 ON Ul

С\ Ul

on Ul

о\ о ON

о t > о ON

о W W U i | Ul 1J. IJl 1 Ul

Ul Ul Ul

о , о Ul о

i ; и . Ul

J> Ul

J> Ul Ul

x> о о о

Ю о

се о 1 О С

о oo о

ос о

~j -a о о 1 -о .

о - о о ON 5

Ul Ол Ul Ul о о

о о

о

Ol! Ul

*o : o ш о 1 '-Л

о о 1 *» •fc. 4*. О- о

ui< UJ

О; Ъ 1 u> UJ о о S : '

i i

JO t o о

t o

"o Ul Ul Ul Ul

t4)!tOllsJ c f o b

i

ю о

to

о 1 К )

о К)

о t o ' го oj о

1

1 - о Ъ : Ъ 1 ь -

о о 1 о Ul

о Ul

о Ul

о Ul

У 00*01

4* 4* 'to о У

"ж

U1 ъ .

UJ ы К)

U l о

j o t o о е

t o ы t o t o JO UJ

К )

lo JO t o

о NO О С "-J . ON

u i о u i u i о , о Ul с Ul

о Ц| о о о Ul

о U1

о и .

о Ul Ul

о Ш Ui

О ' о о ; о о u> о

u> о о - о о

- о о ~~1 о - о о •~-J

о - J о

- о о -~i

о - J о

- J о о

;0 ;0. - - J о ~j! - о

О 1 о 1

- о о о - J с -J

о ° -о о

- о о о - J о - J о

- J m Ul

- о Ul !ЛЛ )1 ш

~ J - J Ul Ul Ul и .

О С о

ое о

со о

! оо ос ; оо о о ( о

1

оо о

оо о

о о о

oc со оо Ul 'J\

00 О С Ul

оо Ul

UijUi

i

4i Ul

.ь! j> Ull Ui Ul Ur

4* Ш

4i Ul

4>. Ul о

Ul ш о

u i о о о

Ul о

Ul о

Ul Ul о

O V ON о о

On о

On о

ON о

Природный газ

Природный газ

Топочный мазут

Каменный уго.тъ

Фрезерный торф

• л

U l u i • л

UJ U l

to U i U l

о -t>

•с 4 > ! J> 0O| -J

i ON U l Л .

4 > UJ

J> J> UJ s C

UJ

oo UJ UJ: UJ

ON! U I UJ 4 >

UJ UJ

UJ

to UJ

- -- - N0 SO NO SO -о - О -J -J U i U i U i U i U I UJ UJ UJ UJ UJ to

uj uj UJ UJ UJ КЗ U J

J O UJ

JO UJ

JO UJ

JO UJ UJ UJ UJ UJ UJ UJ UJ UJ UJ UJ UJ W' UJ

i

UJ UJ UJ

Насышеный •ар

J> J> о

А. 4 V О

* . J> О

£ Насыщен ын о пар

I Гасыщеный пар

Насышеный пар J>

т

о^ On uj

On to 1 оо N©

so 00

1

| эс - j -J

UJ 1 -о -о о ON 4D 1 ON On

On On U l

ON J> 1

On Ю On U l

1

о О J> О

4 > с

On U l on

U l 1 ON U l

U l о

U i U l о 1 U i

о U i U i 1 J>' J> u i u i о

J> О

1 4 > 4 >

С a-

u i U l

U l U T

Ul U l 1 U l

U l <£> О

ЧО О 1 о

о о

ON U l

ON U l

c \ U i U i

ON о

1 O i с

ON о

On О

U l ' U l

'Ui U i

U l U i

u> U l -J

О с Ъ 1 о о ич о 1

U l

о U l

о to с 1 Ы WW

©' о о U i U i U l U i 1 о о

-Ъ ОС

О

u i £ ' ' p U l

о ( О

с ю

Ъ tO to

о 1 -

о с - p

'-~J о ~-o

о Vl о

*-o p p U i U i

i

p U i U l

1

'Л uj к; о U i О

_J> эо

J> ~o>

J> **• 1ч)

о "as

р p oo •с о to ON ос о

К)

го * . on

Ю Ъо

u. О о

UJ UJ о | £

1

UJ О

UJ с

UJ с

U1 U I

О с U i

о •Ul о

U l

с uj о U4

о UJ о

UJ о

UJ о

U l U l о

U i о

U l с

U l о

UJ о

UJ о

UJ UJ О UJ о

о о - О

О - j о ;0 - 0

о -J ~~i о •о о -о о

-о о - J о о ° ° —i о о -J о о

oo U l

-J о

U l

о —j О о •vj о to

с о о о U l ~о U l

—1 U l U l

-о U1 о

оо с ОС

о oo о оо о

oc •Ui

oo U i

oo U i

ос U l

о

oo U l

-J о

U l ~~1 -J u i ' u i U \

-о — u i ил

о эс о

00 о

О С с U l

J> U i

J> U l

Ji U l

J> 'Л

U l о

UI о

U l

с UX о

! иг u i O j u ,

U l U l

U l U l

U i U l

U i U l

On О

On! On o j О

1

O" о-с

Древесные отходы

Природный газ

Каменный Фрезерный уголь торф

Древесные отходы

1

се о ос

- J - J O N Ui

-j 4v

-1 - J U J | t o

-J - J о

O N NO

ON 00

Ov —1 O N

ON ON Ul

о -4ь

O N UJ

O N ! O N IO ; ~ -

2; Ui о

Ul со

Ul - o

Ul O N

4t U1 KJ - О t o | W Цч J>

Ю UJ

Ю IO t o t o о

1 —1 ON Ul UJ t o ^ - О UJ Ul UJ UJ U J

"ui " U J U J UJ t o U)

W

"u> JO UJ

j o Ui

t o Ui WW U > UJ UJ

JO UJ

JO Ui

JO U J

t o UJ

JO UJ Ui UJ U J U J UJ

4ь J >

4ь 4 О

4». 4* О

4ь 4ь О

Jb 4b О

Насыщенный 1 t o Ul

нар о

t o Ul о

t o Ul о

r o Ul о

t o Ul О

Насыщенный пар

UJ Ul О

O J | U J ui1 Ui О ©

UJ Ul о

Ul Ul О

ui Ш (О , 1 Ul

1 . JJ. Ul Ul

Ul O N

1 1 1 oo

Ul • c

ON о

1 о t o

ON UJ

O N 4b. 1

O N ON Oil --J

ON 1

- o о о

ON ON 00

ON -J

ON ON

- J ш О * Ц> 1 4ь

un U J Ui О

: J Ul 4b

о о Ul ON I Ui Ul Ul

1

о Q O О О 1 Ul

о 4b Ut

4ь Ul

4b Ul

4ь Ul

4b Ul

ос О i oo

О oo О О

j --J Ul Ul

- о Ul

! - o о

-J о 1 -J о ON

Ui ON Ul

O Ul

ON Ul 1 ON

О ON О

& о ON О

4ь

Ъ I о

m Ui

ON

о 1 —J. "o

-J Ui

00

о I i° Ui Ъ

оо

"о 1 O N ©

Ul

о 4b

"o 1 t o

~c о 1 Ui Ui Ul Ul

1 О

"ип о ич

о Ul 1

О "o о о Ul Ui 1 Ull Ui t o о 1

t o о

t o о

Ю © Ul| Ul "ui 1 "ui

4ь О be

U J O N

UJ 4b

UJ r o

UJ ъ

t o bo

r o O N

t o IO ' t o

t o о NO оо O N Ul 4ь ui К) о о 00

—

ON

— ( Л О

Ul о

Ui о

UJ о

UJ о

UJ О

UJ О

UJ о о о о © О

Ч С Ul

«C Ul N O

Ul ю Ul

NO Ul

Ul

о Ul о

U J о

UJ Ul О

О О - 4 О ^ 1 о -J о -J о -J о --J

о -J о

-J о •о. -J о -J о О -J —1 О о о

^ 1 о о о © О - о о

О 4

'Л ON ON

Ul Ul Ov Ul

о-о o> о ON

о O N О

ON

о Ul Ul

Ul Ul

Ul Ul

Ul Ul

Ul Ui

Ul

о Ul

о Ul ©

Ul

о — ON ON

Ulj Ul ON Ul

o^ Ui

ON Ul

ON О

Ul Ul со

Ul - J

Ui o>

Ui Ul

Ui 4ь

Ul Ul U J KJ

Ul Ul

о 4b NO

4ь со

4ь - - J

4ь ON

4ь Ul

4ь 4ь

4ъ-UJ

4ь t o

*»i -О- -J w и,. Ui

-J Ul

- o Ul

- о Ul

Т О П О Ч Н Ы Й

мазут Каменный

уголь Фрезерный

торф Древесные Фрезерный

отходы j торф

о о чо N O

ЧО

со •с N O

O N N 0 Ul

N O ' N O J > . UJ

чС IO

•о N O

о со. ОС Ю: 0О

oo -o ОС

о-0Q Ul

со *.

oo UJ

со to 00

Ul

о Ul Ul

О' О •Ul Ul

О U J

О UJ U J

О о UJ UJ

"о JO

о

1

to to о о

to о

JO

о о о © о о tSJ

to . UJ

JO UJ

JO UJ

to UJ

JO

UJ UJ UJ UJ UJ UJ

JO UJ

JO

UJ JO UJ

JO UJ

JO UJ UJ UJ UJ UJ

UJ

; w uv

UJ Ul

о

UJ Ui О

UJ Ui О

UJ Ul

о Насыщенный J >

пар о J > J > о

J > J > о

4 > J > о

£ : Насыщенный о пар

J >

;0 O N CT\' O N

-O Os ON Ui

O N J > 1

O N

to O N N O

о 1 oo

00 GO

-J ОС O N

ОС J >

oo UJ

col , to! Ul

O N

о 1 Ul

oc Ui

-o Ui Эч

Ul Ul

Ul J>

Ul

to Ul Ui

о 1 oo

J >

-o J> O N 1

J > J >

-to. UJ

J > •

to 1 O N

! со Ui

эо со Ui Ul Ui

oo О 1

oo со о о oo -о Ui

-o Ul Ul 1

-o о о •o i о 1

-o о -J

) 0

Ui N O

о ОС Ui

00

о - J

"ui ' O N I Ui

O N

ъ Ul Ul 1

Ul

о 4 > UJ

"o ui

JO Ul

to о 'ui

p Ul

C O

р p p p 1

О Ul

p Ul

p Jui

1 "о о о о JO

"o to о

JO

о Jo о N O

J >

О

i UJ UJ OOlON

UJ u> To

UJ

о JO oo

to O N

to %

to to

to о N O 00 •o O N Ui UJ to о о

Ul о Ul

о Ul

о Ul

о Ul UJ

о UJ О UJ О UJ

о UJ О о о о о о

ЧО Ul

N O Ul

N O Ul

\o 'Ul

NO Ul

;J -J о - О О

•о о ~J с О -о о О -J о о о о -о о о о -o. о о -o, о to

о-Ul

O N Ul

O N U I

O N Ul

o> Ul

-о о -О о о

- 1 о -о о U1 -J Ul

-i Ul

-о Ui Ul

oo о с со

о со о

oe о UJ

со о ~~l N O

-O -O ОС' О 1

-o O N

-о Ul

-о Л.

-~J - ~ J —1

U J to '—* : 1

;0 O N N O

O N OO O N -о O N O N

ON Ul

O N 4>

O N U J

O N

to J >

Топочный мазут

Каменный уголь

Фрезерный торф

Древесные отходы Ul

Приложение 2

Характеристики сухого насыщенного пара и воды на линии насыщения [2]

р, МПа /,°С V ' , M 3 / K T v\ м 3/кг Л, кДж/кг h, кДжг'кг кДж/кг

0,001 6, 982 0,001 000 129,20 29. 3 2513,8 2484,5 0,002 17,51 0,001 001 67,006 73,5 2533,2 2459,8 0,003 24, 09 0, 001 003 45,668 101,0 2545, 2 2444,2 0,004 28, 98 0, 001 004 34, 803 121,4 2554, 1 2432.7 0,005 32, 90 0, 001 005 28,196 137,8 2561,2 2423,4 0,006 36,18 0, 001 006 23,742 151,5 2567,1 2415,6 0, 007 39, 02 0, 001 007 20,532 163,4 2572, 2 2408,8 0, 008 41,53 0, 001 009 18,106 173,9 2576, 7 2402,8 0, 009 43,79 0, 001 009 16, 206 183,3 2580, 8 2397,5 0,010 45, 83 0,001 010 14, 676 191,8 2584,4 2392,6 0, 0J2 49,45 0,001 012 12, 364 206,9 2590, 9 2384,0 0,014 52,58 0,001 013 10,696 220,0 2596, 4 2376,4 0,016 55. 34 0,001 015 9, 4348 231,6 2601,3 2369, 7 0,018 57,83 0,001 016 8,4470 242,0 2605,7 2363,7 0, 020 60,09 0,001 017 7, 6515 251,5 2609, 6 2358,1 0, 022 62,16 0,001 018 6, 9967 260, 1 2613,2 2353,1 0? 024 64.08 0,001 019 6, 4483 268,2 2616,6 2348,4 0. 026 65,87 0,001 020 5,9819 275,7 2619, 7 2344,0 0, 028 67.55 0, 001 021 5,5804 282,7 2622, 6 2339,9 0, 030 69.12 0,001 022 5, 2308 289,3 2625, 3 2336,0 0, 040 75, 89 0,001 027 3,9949 317,7 2636,8 2319,2 0, 050 81.35 0, 001 030 3,2415 340,6 2646, 0 2305,4 0,060 85, 95 0, 001 033 2, 7329 359,9 2653,6 2293,7 0,070 89,96 0,001 036 2, 3658 376,8 2660,2 2283,4 0, 080 93,51 0, 001 039 2,0879 391,7 2666,0 2274, 3 0,090 96.71 0, 001 041 1,8701 405,2 2671,1 2265, 9 0,100 99, 63 0, 001 043 1,6946 417,5 2675,7 2258, 2 0, 120 104,8 0, 001 048 1,4289 439,4 2683,8 2244, 4 0,200 120,2 0, 001 061 0,8859 504,7 2706.9 2202,2 0,250 127,4 0, 001 068 0,7188 535,4 2717.2 2181,8 0,300 133,5 0, 001 074 0, 6059 561,4 2725.5 2164, 1 0,350 138,9 0, 001 079 0,5243 584, 3 2732,5 2148,2 0,400 143,6 0, 001 084 0,4624 604,7 2738, 5 2133,8 0,450 147,9 0,001 089 0,4139 623,2 2743,8 2120,6 0,500 151,9 0,001 093 0, 3748 640.1 2748, 5 2108,4

29

Продолжение прил. 2

р,МПа t:c v' , м^'кг v", м'/кг h, кДж/кг h , кДж/кг г, кДж/кг

0, 600 158,8 0,001 101 0,3156 670,4 2756,4 2086,0 0, 700 164,9 0,001 108 0,2727 697, 1 2762, 9 2065,8 0, 800 170,4 0,001 115 0,2403 720,9 2768,4 2047,5 0,900 175,4 0,001 121 0,2148 742 ,6 2773,0 2030,4 1,000 179.9 0,001 127 0,1943 762 ,6 2777, 0 2014,4 1, 100 184, 1 0,001 133 0. 1774 781, 1 2780, 4 1999, 3 1,200 187,9 0,001 139 0, 1632 798,4 2783,4 1985,0 1,300 191,6 0, 001 144 0.1511 814,7 2786,0 1971,3 1,400 195,0 0, 001 149 0,1407 830, 1 2788,4 1958г 3 1,500 198, 3 0, 001 154 0.1317 844,7 2790, 4 1945,7 1,600 201,4 0,001 159 0,1237 858, (-. ""2792, 2 1933, 6 "' 1,700 204,3 0, 001 163 0, 1166 871.8 2793,8 1922,0 1,800 207, 1 0,001 168 0, ПОЗ 884,6 2795, 1 1910, 5 1,900 209,8 0, 001 172 0, 1046 896,8 2796,4 1899,6 2, ООО 212,4 0,001 177 0, 0995 908,6 2797, 4 1888, 8 2 ,10 214,"9 ~ 0 7 0 б П 8 1 0. 0949 919,9 2798, 3 1878,4 2,20 217, 2 0,001 185 0, 0906 930,9 2799, 1 1868, 2 2,30 219.5 0,001 189 0, 0868 941,6 2799, 8 1858,2 2,40 221,8 0,001 193 0, 0832 951,9 2800, 4 1848,5 2,50 223, 9 0,001 197 0, 0799 962,0 2800, 8 1838,8 2. 60 226,03 0,001 201 0, 07685 971, 7 2801,2 1829, 5 2, 70 228,06 0,001 205 0, 07402 981.2 2801,5 1820,3 2, 80 230,04 0, 001 209 0, 07138 990.5 280L7 1811,2 2,90 231.96 0, 001 213 0.06892 999,5 2801,8 1802,3 3,00 233, 84 0, 001 216 0, 06662 1008,4 2801,9 1793, 5 3, 10 235, 66 0, 001 220 0, 06446 1017,0 2801,9 1784,9 3, 20 237, 44 0, 001 224 0,06243 1025,5 2801,8 1776,3 3,30 239, 18 0, 001 227 0, 06052 1033,7 2801,7 1768, 0 3,40 240, 88 0, 001 231 0,05872 1041,8 2801.5 1759,7 3,50 242, 54 0,001 235 0, 05702 1049, 8 2801,3 1751,5 3,60 244,16 0,001 238 0,05540 1057,6 2801,0 1743,4 3,70 245, 75 0, 001 242 0,05388 1065, 3 2800, 7 1735,4 3,80 247,31 0, 001 245 0.05243 [072,8 2800, 3 1727,5 3,90 248,84 0, 001 249 0,05105 1080,2 2799, 9 1719,7 4, 00 250, 33 0, 001 252 0, 04974 1087,5 2799,4 1711,9 4, 10 251,80 0, 001 256 0, 04849 1094,6 2798, 9 1704,3 4, 20 253,24 0, 001 259 0, 04729 1101.7 2798, 4 1696, 7 4,30 254,66 0, 001 262 0,04615 1108,6 2797,8 1689, 2 4,40 256,05 0,001 266 0.04506 Н15,5 2797,2 1681,7 4,50 257, 41 0, 001 269 0, 04402 1122. 2 2796,5 1674,3

30

Окончание прил. 2 р, МПа ГС V , м э/кг Vя. м3/кг Л, кДж/кг h, кДж/кг г, кДж/кг

Л, 60 258,76 0, 001 273 0. 04302 1128,9 2795,9 1667, 0 4, 70 260,08 0,001 276 0,04206 1135,4 2795,2 1659,8 4, 80 261,38 0,001 279 0,04114 1141,9 2794, 4 1652,5 4.90 262, 66 0, 001 283 0,04026 1148,3 2793, 6 1645, 3 5, 00 263, 92 0, 001 286 0, 03941 1154,6 2792,8 1638,2 5, 20 266,38 0, 001 293 0, 03780 1 ] 67, 0 2791,1 1624.1 5, 40 268, 77 0, 001 299 0,03631 1179,1 2789. 3 1610,3 5,60 271,09 0, 001 306 0,03492 1191,0 2787, 4 1596,4 5, 80 273,36 0,001 312 0,03363 1202,6 2785,4 1582,8 6, 00 275, 56 0,001 319 0, 03241 1213,9 2783,3 1569,4 6. 20 277, 71 0, 001 325 0,03127 1225,1 2781, 1 1556,0 6, 40 279, 80 0, 001 332 0, 03020 1236,0 2778, 8 1542,8 6, 60 281,85 0, 001 338 0, 02920 1246,8 2776,4 1529,6 6, 80 283,85 0, 001 345 0, 02824 1257,3 2773,9 1516,6 7,00 285.80 0, 001 351 0,02734 1267,7 2771,4 1503,7 7,20 287,71 0.001358 0,02649 1278,0 2768,7 1490,7 7, 40 289,59 0, 001 365 0, 02568 1288, 0 2766, 1 1478,1 7, 60 291,42 0, 001 371 0,02492 1298,0 2763,3 1465,3 7, 80 293, 22 0,001 378 0,02419 1307,8 2760,4 1452,6 8, 00 294,98 0, 001 384 0, 02349 1317,5 2757,5 1440, 0 8, 20 296, 71 0,001 391 0,02283 1327,0 2754,5 1427, 5 8, 40 298,40 0, 001 398 0, 02220 1336,5 2751,4 1414,9 8, 60 300,07 0, 001 404 0, 02159 1345,8 2748,3 1402,5 8, 80 301,70 0, 001 411 0, 02101 1355, 1 2745,1 1390,0 9, 00 303,31 0, 001 418 0, 02046 1364,2 2741,8 1377,6 9,20 304, 89 0,001 425 0,01993 1373,2 2738,5 1365,3 9,40 306, 45 0, 001 432 0,01942 1382..2 2735, 1 1352,9 9,60 307, 98 0, 00] 439 0,01893 1391, 1 2731,6 1340,5 9, 80 309, 48 0, 001 446 0,01845 1399,9 2728, 0 1328,1 10,0 310,96 0, 001 453 0,01800 1406,6 2724,4 1315,8 10,2 312,42 0, 001 460 0,01756 1417,3 2720, 8 1303,5 10,4 313,86 0, 001 467 0,01714 1425,8 2717, ] 1291,3 10,6 315,27 0,001 474 0,01674 1434,4 2713,2 1278,8 10,8 316,67 0,001 481 0,01635 1442,8 2709, 4 1266,6 11,0 318,04 0, 001 489 0,01597 1451,2 2705,4 1254,2

31

Приложение 3

Удельные объёмы и энтальпии перегретого пара [2]

t, °с

у, М" / кг

К кДж /кг

I, °С

V, м3/кг кДж/ кг

р = 1,4 МПа р = 2,4 МПа

220 0,1641 2859,9 220 0,0869 j 2801,2

230 0,1684 2884,2 230 0,0899 1 2832,2 240 0,1727 2908,0 240 0,0928 2861,4 250 0,1768 2931,3 250 0,0955 2889,2 260 0,1809 2954,2 260 0,0982 2915,8 270 0,1850 1 2976,8 270 0,1008 2941,6 280 0,1890 2999,2 280 0,1033 2966,7 290 0,1929 3021,4 290 0,1057 | 2991,2 300 0,1968 3043,4 300 0,1081 3015,3

310 0,2007 3065,2 310 0,1105 3039,0

320 0,2046 3086,9 320 0,1129 3062,3

330 0,2084 3108,5 330 0,1152 3085,3

340 ОД 123 3130,1 340 0,1175 3108,2

350 0,2161 1 3151,7 350 0,1198 3130,9

360 0,2199 | 3173,2 360 0,1220 3153,6

370 0,2236 3194,8 370 0,1243 3176,2 380 0,2274 3216,3 380 0,1265 3198,6 390 0,2311 3237,6 390 0,1287 3221,0 400 0,2348 3259,3 400 0,1309 3243,2 410 0,2386 , 3280,8 410 ^0 ,1331 J 3265,4 420 0,2423 ' 3302,3 420 0,1352 | 3287,5 430 0,2460 3323,7 430 0,1374 3309,6 440 0,2497 3345,3 440 0,1396 3331,6

450 0,2534 3366,8 450 0Д417 3353,7

460 0,2570 3388,4 460 j 0,1438 3375,8

470 0,2607 j 3410,0 470 0,1460 3397,8

480 0,2644 1 343\,6 4S0 ОД 481 3419,9

490 0,2680 : 3453,3 490 0,1502 3442,0

Приложение 4

Каталог паровых котлов Бийского котельного завода [4] от 23.09.04

Обозначение (заводское)

Вид

топл

ива

Про

изво

ди­

тель

ност

ь, т/

ч

С у в С S X I — 41 я S в

V я а. Ё" 8* с г (2 Га

бари

ты к

отла

(д

лина

, шир

ина,

вы

сота

), м

м

1IS S S D Ве

нтил

ятор

J Д

ымос

ос

Топо

чное

ус

трой

ство

или

га

зома

зутн

ая го

­ре

лка

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 25 т/ч

КЕ-25-14С 25 1.4 194 КЕ-25-14-225С -а

25 (14) 225 КЕ-25-24С 220 ЭБ1- ТЧЗМ

2,7/5,6 КЕ-2 5-24-25 ОС

Кам

енн

буры

й у

25 2,4 (24) 250 12640

5628

646И ВП-228

2,5-

1000

с о о t>

ТЧЗМ 2,7/5,6

КЕ-25-24-350С 350 7660 -A 1 КЕ-25-14МТД-ГМ г н 25 1,4 194 1 РПК1100

ЕСЕ-25-14-225МТД-ГМ

Дре

в.от

х га

з. м

азу 25 (14) 225 ЭБ1- /915,

КЕ-25-24МТД-ГМ

Дре

в.от

х га

з. м

азу

2,4 (24)

220 646И топка

гСЕ-25-24-25ШД-ГМ Дре

в.от

х га

з. м

азу

25 2,4 (24) 250 ВП-498 скоростного

горения

[Щ-25-14ГМ-0

25

1.4 (14) 194

о о

ЦЕ-25-14ГМ-0-А in IS"

1 ДЕ-25-14-225ГМ-0

Е

1.4 (14) 225 о о

in IS"

1 ЦЕ-25-24ГМ-0

Е 25

2,4 (24) 221 10195

5315 ЭБ1-808И

iA ГМГЫ6

ЦЕ-25-24-250ГМ-О Я 25

2,4 (24) 250 6095

ЭБ1-808И

i ЦЕ-25-15-270ГМ-О 25 1,5

(15) 270

i

ЦЕ-25-24-380ГМ-О 25 2,4 (24) 380 О

, о I— VI

ДКВр-20-23-370ГМ 20 2,4 (24) 370

ДКВр-20-13ГМ 20 1=4 (14) 194

33

Продолжение прил. 4

1 | 2 | 3 | ~4~ : 3 Г б | 7 I 8 | 9 | 10 16 т/у

ДЕ-16-14ГМ-0 Я ! 1Л 1 1,4 194 8655 5205 6050

ЭБ1-ЗЗОИ

ВД

Н-

9-15

00

ВД

Н-1

1,2-

1500

ГМ-10 ДБ-16-14-225ГМ-0

>-, я S

(14) 225 8655 5205 6050

ЭБ1-ЗЗОИ

ВД

Н-

9-15

00

ВД

Н-1

1,2-

1500

ГМ-10 ДЕ-16-24ГМ-0 >-, я S

16 2,4 (24)

221

8655 5205 6050

ЭБ1-ЗЗОИ

ВД

Н-

9-15

00

ВД

Н-1

1,2-

1500

ГМ-10 ДЕ-16-24-250ГМ-О

>-, я S

16 2,4 (24) 250

ВД

Н-

9-15

00

ВД

Н-1

1,2-

1500

ГМ-10

Ют/ч.

КЕ-10-14С-О

Кам

енны

й,

буры

й уг

оль

10 1,4 (14)

194

8710 5310 5280

ЭБ1-ЗЗОИ

о

е о

о

^ о тлзм 2,7/3,0

КЕ-Ю-24С-0

Кам

енны

й,

буры

й уг

оль

10 2,4 (24) 220 8710

5310 5280

ЭБ1-ЗЗОИ

о

е о

о

^ о тлзм 2,7/3,0 КЕ-10-14-225С-О

Кам

енны

й,

буры

й уг

оль

10 1,4 (14)

225

8710 5310 5280

ЭБ1-ЗЗОИ

о

е о

о

^ о тлзм 2,7/3,0

КЕ-10-24-250С-О

Кам

енны

й,

буры

й уг

оль

10 2,4 (24) 250

8710 5310 5280

ЭБ1-ЗЗОИ

о

е о

о

^ о тлзм 2,7/3,0

КЕ-10-14МТО а

10 1,4 (14) 194

12590 5680 7490

№=444м2

1 о 52 « А

1 дн

-12

,5-1

500

Топка скоростного

горения

ДЕ-10-14ГМ-О

2

10 1,4 (14)

194 6530 3980 5050

ЭБ2-236^ БВЭС-3-2

| В

ДН

-10-

| 10

00

I В

ДН

-10-

1500

ГМ-7 ДЕ-10-14-225ГМ-О

2

10 1,4 (14) 225 6530

3980 5050

ЭБ2-236^ БВЭС-3-2

| В

ДН

-10-

| 10

00

I В

ДН

-10-

1500

ГМ-7 ДЕ-10-24-ГМ-О

2

10 2,4 (24)

221

6530 3980 5050

ЭБ2-236^ БВЭС-3-2

| В

ДН

-10-

| 10

00

I В

ДН

-10-

1500

ГМ-7

ДЕ-10-24-250ГМ-О

2

10 2,4 (24) 250

6530 3980 5050

ЭБ2-236^ БВЭС-3-2

| В

ДН

-10-

| 10

00

I В

ДН

-10-

1500

ГМ-7

ДКВр-10-23ГМ 2 10 2,4

(24) 220 8850

5830 7100

ЭБ1-330И с о

о с I о ГМГ-4м ДКВр-10-23-370ГМ 2 10 2,4

(24) 380 8850 5830 7100

ЭБ1-330И с о

о с I о ГМГ-4м ДКВр-10-13Г.М

2

10 1.4 (14)

194

8850 5830 7100 БВЭС-4-1 !£<Ч :=* ,« ГМГ-4м

ДКВр-10-13-225ГМ

2

10 1.4 (14) 225

8850 5830 7100 - 1 ч

ГМГ-4м

ДКВр-10-13

Фре

з,

торф

10 1.4 (14) 194

10760 5830 10385

ВП-300

о . о х 2 $А Д

Н-

11,2

-150

0

ЦКТИ сис­темы Шер-шнева

ДКВр-10-39-440 и а з 3 & 8 g 3 =

10 3,9(39; 440 11840 6900 5615

ВП-442 с £ § ЕСТ Я) с

. с

2

ЦКТИ сис­темы Поме­

ранцева ДКВр-10-13

и а з 3 & 8 g 3 =

10 1,4 (14) 194

11840 6900 5615 ВП-300

с £ § ЕСТ Я) с

. с

2

ЦКТИ сис­темы Поме­

ранцева

6.5 т/ч КЕ-6.5-14-225С-0 в" d

2 3 С г >i ^ № ~Ц

6,5 1.4 (14)

225 7940 4640 5190 ЭБ2-236И

БВЭС-3-2

ВД

Н-

9-10

00

Д11-

9-15

00

ТЛЗМ 1,87/3,0

КЕ-б,5-14С-0 в" d 2 3 С г >i ^ № ~Ц

6,5 1.4 (14) 194

7940 4640 5190 ЭБ2-236И

БВЭС-3-2

ВД

Н-

9-10

00

Д11-

9-15

00

ТЛЗМ 1,87/3,0 КЕ-6,5-24С-0

в" d 2 3 С г >i ^ № ~Ц 6.5 2,4

(24) 220

7940 4640 5190 ЭБ2-236И

БВЭС-3-2

ВД

Н-

9-10

00

Д11-

9-15

00

ТЛЗМ 1,87/3,0

КЕ-6.5-14МТО

Дре

весн

ые

отхо

ды

6,5 1.4 (14)

194

10700 5050 7490

Н=300м г

s i

Топка скоростного

горения

ДКВр-6,5-13 Дре

весн

ые

отхо

ды

6,5 1.4 (14)

194 9870 5020 4695

ВП-233 s i ЦКТИ

системы Ломеранневг

34

Окончание прил. 4

1 2 3 4 5 6 7 . 8 9 10

ДКВр-6,5-13

. *» О, О-m ь о 1*1

6,5 1,4 (14)

194 8526 5093 9000

ВП-233 о • о ~ о

И ©

о о

(Ч*

ЦКТИ системы

Шершнева

ДЕ-6,5-14ГМ-0 194 5658 4300 ЭБ2-142И

БВЭС-2-2 О .—- ГМ-4,5

ДЕ-6.5-14-225ГМ-0 ~ -6,5 1,4 225 5050

ЭБ2-142И БВЭС-2-2 - i©

ГМ-4,5

ДКВр-6,5-13ГМ >. s

6,5 (14) 194

8526 5275 5018

- i©

ГМГ-4М

4 т/ч

КЕ-4-14-0 о * i

7445 3890 5055

ВП-233 • о

X g J H © Топка скоростного

горения

ДКВр-4-13

8 I

£ °

4,0 1,4 (14) 194 8745

4532 5125

ВП-140 i s

§ • О цкти системы

Зомеранцева

ДКВр-4-13

, -e-С Р . U О S к

e g 4,0 1,4

(14) 194 7460 4468 8400

ВП-140 о

X ч-> Ч Т CQo

о о • о Е Т

ЦКТИ системы

Шершнева

КЕ-4-14С-0

Кам

енны

й,

буры

й уг

оль

4,0 1,4 (14)

194

6900 4640 5190

ЭБ2-142И БВЭС-2-2

• © 0 0 1 т л з м

1,87/2,4

ДКВр-4-13С Кам

енны

й,

буры

й уг

оль

4,0 1,4 (14) 7100

5018 4590

ЭБ-142И • о

«ос

о ' о

о-. ЗП-РПК

1800/2135

ДЕ-4-14ГМ-0 н

l u

4,0 1,4 (14) 194

4195 3980 5050

ЭБ2-94И БВЭС-2-2 §1

СОао

Д о ON

ГМ-2,5

2,5 т/ч

КЕ-2,5-14С-0 | | 2,5 1,4 (14) 194

5660 4640 5050

ЭБ2-94И БВЭС-1-2

I о - С о о

с-

ЗП-РПК 2-1800/1525

КЕ-2,5-14-0 i s

2,5 14 (14) 194

6890 3890 5055

ВП-140 I о о

m OS

Топка скоростного

горения

ДКВр-2.5-13 aj О Q. 0

2,5 14 (14) 194

7455 '4618 5000

ВП-85 1 о ~ ©

о 1 © ЦКТИ сис­темы Поме­

ранцева

ДКВр-2,5-13 !! 2,5 i,4 (14) 194

6190 4468 8400

ВП-85 г . О

0

©

S T о\

ЦКТИ системы

Шершнева

ДСЕ-2,5-14ГМ я e 2,5 1,4 (14)

194 3550 2400 3280

БВЭС-1-2

о о

° »

о , о х £ Горелка

РГМГ-2

35

Приложение 5

Технико-экономические характеристики паровых котельных агрегатов [3]

Тип котла Вид топлива

к п д , % Расход топлива,

кг у.т. / Гкап Расход топлива,

кг у.т./ ГЦ* Тип котла Вид топлива

Газ Мазут Уголь Газ Мазут Уголь Газ Мазут Утоль 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

ГК50-1 Газ, мазут 91,2 90.59 156.6 157,7 37,40 37,66 ГК50-14 Газ, мазут 91,2 90,59 ; 156,6 157,7 37,40 37,66 ГК50-1 -4/260 Газ, мазут 91,2 90,59 156,6 157,7 37,40 37,36 ДКВр- 20-13 Газ, мазут, угапь 90,9 89.06 75,59 157,1 160,4 189,0 37,52 за ,31 45,14 ДК8р-10-13 Г аз, мазут, уголь 90,6 89,23 75,53 157,6 160,1 169,0 37,64 38,24 45,14 ДКВр-6,5-13 Газ. мазут, уголь 90.4 89,23 75.59 158,1 160,1 189,0 37,75 38,24 45,14 ДКВр-2,5-1Э Газ, мазут, уголь 89,1 89,06 75,51 160,3 160,4 189,2 38,29 38,31 45,19 ДКВ-10-13 Газ, мазут, уголь 8В.7 65,44 76,03 161 167,2 187,9 38.45 39,93 44,88 ДКВ-6,5-13 Газ. мазут, уголь 88,2 85,44 75,35 162 167,2 189.6 38,69 39.93 45,28 ДКВ-4-1Э Газ, мазут, угсль 87,9 85,34 75,27 162,6 167,4 189,8 38,83 39.98 45,33 дкв-2-а Газ, мазут, уголь 87,6 85,186 75,19 163 167,7 190,0 38,93 40,05 45,38 ДЕ-25-14 Газ, мазут, уголь 91,63 89,96 85.29 155,9 158.8 167,5 37,23 37,93 40,00 ДЕ-16-14 Газ, мазут 90,70 37,86 157,5 162,6 37,62 33,83 ДЕ-10-14 Газ, мазут, уголь 91,05 88,73 79,54 156,9 161,0 179,6 37,47 38,45 42,89 ДЕ-6,5-14 Газ, мазут, уголь 91.05 87,64 79.54 156,9 163,0 179,6 37.47 38,93 42,89 ДЕ-4-14 Газ, мазут, уголь 59,23 37,16 79,54 160,1 163.fi 179,6 38,24 39,14 42,89 т п г о Газ 92,35 154,7 36,95 ТП35-У Уголь 87,64 163 38,93 ТЛ35-У Мазут 92,17 155 37,02 Е50-3,ЗЧ40ГМ Газ, мазут 93,4 152,95 36,53 Е-50-1,4ГМ Газ, мазут 93 153,61 36,69 Е-50-1.4-250ГМ Газ, мазут 93 153,61 36,69 Е-5О-3,9-440ГМ Газ, мазут 93.9 152,14 36,34 Ё-50-1.4-225ГМ Газ, мазут 94,6 151,01 36,07 Е-50-1.4-250ГМ Газ, мазут 94,2 151.65 36.22 Е-35-З.Э-440ГМ Газ, мазут 93,9 152,14 36,34 Е-50-Э.9-МОГМ Газ, мазут 93.8 152,30 36,37 БЭМ-16Л ,4-225 Газ, мазут 94 93 151,98 153,6 36,30 36,69 БЭМ-28/1,4-225 Гаэ, мазут 94 93 151,98 153,6 36,30 36,69 ЁЭМ-25/1,6-270 Газ, мазут 94 93 151.98 153,6 36,30 36,69 БЭМ-25/1,5-310 Газ 94 151.98 36,30 БЭМ-25/4.0-ЗаО Газ, мазут 94 92 151,98 155,3 36,30 37,09 Е-35-1.4-225К Каменные угли 90 158,7 37,91 Е-50-1.4-225КТ Каменные угли 90 158,7 37,91 Е-Э5-1.4-225БТ Бурые угли 89 160,5 38,34 Е-50-1.4-2256Т Бурый уголь 39 160,5 38,34 Е-25-2Д-380ГМ Газ, мазут 93,9 90,9 152,14 157,2 36,34 37,53 Е-50-3.9-440ГМ Гаэ мазут 93,9 90,9 152,14 157,2 36,34 37.53 КЕ-6,5-14МТ Древ, отходы 79,5 КЕ-10-14МТ Древ, отходы 79,7

36

П р и л о ж е н и е 6

Расчётные характеристики топок котлоагрегатов паропроизводительностью D < 50 т/ч

Вид Марка (месторождение) <L QI У°, С

топлива топлива МДж/кг м3|'кг м3/кг не ниже

Древесные Я* = 35 % 14,19 3,06 3,95 отходы с W = 40% ],2...!,4 10,22 2,81 3,75 150

влажностью = 50 % 7,58 2,44 3,39 Росторф (фрезерный) 1,2...1,3 8,12

Торф Вологодский (кусковой) Ярославский (кусковой)

1,4 1,4

8,33 8,58

2,38 3,30 150...160

Горючие сланцы

С. Пете рб. ела нец Эстинсланец

1,25,'1,40" 7,66 9,00

2,08 2,41

2,39 2,76

135...155

Донецкий - Г (Р) 1,25/1,60* 18.92 5,11 5,54

Каменный Кузнецкий- Д(Р, ОН) 1,25/1,35* 21,90 5,76 6,30 120...150

уголь Печорско-Воркутин.— Ж 1Д5/1,40* 20,77 5,44 5,85 120...150

Канско-А чинский - 2Б (Р) 1,25/1,45* 15,66 4,28 5,03

Малое ернистый М40,100 40,53 10,91 11,76 Мазут Сернистый М40, Ml 00 1,1.-1,25 39,57 10,70 11,51 170...190

Высокосернистын М100 39,06 10,44 11,22 С арато в-Мос к ва 37,0 Г 9,78"* 10,98"*

Газ С ерпухо в-С. Петербург

1,1...1,15 37,50" 10,0"" 11,22""

120...130 Газ Н.Нов город-Череповец Нюксеница-Архангельск

1,1...1,15 35,75" 31,84"

9,48"" 10,64*" 120...130

" Первая цифра при сжигании в камерных топках, вторая - в слоевых.

" V / M 3 .

Приложение 7

Удельная теплоёмкость воздуха при давлении 0,1 МПа

Температура, °С 30 150 200 250 300 350 400 450 500

Удельная теплоемкость:

кДжУ(кт-К) кДж/(м 3-К)

1,004 1,170

1,013 0,846

1,021 0,762

1,030 0,695

1,041 0,641

1,052 0,595

1,065 0,558

1,078 0,526

1,092 0,498

37

Список литературы

1. Студенческие работы. Общие требования и правила оформления. Временная инструкция / Веретнов М.Ю., Гусаков Л.В.. Казаков Я.В. и др. (электронный документ) ,

2. Тепловой расчёт котлов (Нормативный метод). - Изд. 3-е, перераб. и доп. - СПб.: Изд-во НПО ЦКТИ, 2001. - 256 с

3. Экономия энергоресурсов в промышленных технологиях: справ.-метод. пособие / под ред. С.К. Сергеева; НГТУ, НИЦЭ. - Н. Новгород, 2001.-296 с.

4. Каталог продукции Бийского котельного завода http://www.dol.ru/ users/kotel/products/bem_prod.doc.

38

Оглавление

1. Основные положения о тепловой схеме котельной 3

2. Исходные данные для расчета тепловой схемы 7

Тепловые нагрузки внешних потребителей 7

Тепловые нагрузки собственных нужд котельной 8 3. Алгоритм расчета тепловой схемы котельной 10

Расчет основного и вспомогательного оборудования 10

Расчёт расхода топлива 18 4. Расчёт мощности электродвигателей оборудования

котельной установки 19 Питательные насосы 19

Тягодутьевые устройства 20

Приложения 23 Список литературы 38

39

Алексей Николаевич Орехов

Расчет тепловой схемы производственно-отопительной котельной

Методические указания к выполнению курсовой работы

Техн. ред. Н.З. Попова Корректор Л.Н. Героева

Компьютерная верстка Е.К. Сметаниной

Сдано в произв. 24.03.2005. Подписано в печать 28.06.2005. Формат 60x84/16. Бумага писчая. Гарнитура Тайме. Усл. печ. я. 2,75.

Уч.-изд. л. 2,77. Заказ № 175. Тираж 200 экз.

Издательство Архангельского государственного технического университета

Отпечатано в типографии АГГУ 163002, г. Архангельск, наб. Северной Двины, 17