РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Важной составляющей проекта котельной установки является расчет ее тепловой схемы, позволяющий для заданных (или определенных в начале расчета) внешних тепловых нагрузок и расходов тепла на собственные нужды определить тепловые и массовые потоки воды и пара, необходимые для выбора основного оборудования - котлоагрегатов - и вспомогательного оборудования, выбора диаметров трубопроводов и арматуры. Результаты расчета тепловой схемы дают возможность определить годовой расход топлива, годовую выработку тепла, т.е. провести технико - экономическое обоснование данного варианта теплогенерирующей установки. При проектировании часто приходится рассматривать несколько вариантов тепловых схем и сравнивать их для выбора оптимальной для конкретных условий. Вместе с тем ведущие проектные институты страны разработали для теплогенераторов средней мощности КЕ, ДЕ и др. типовые тепловые схемы, которые технически и экономически обоснованы и рекомендованы для внедрения.

Тепловые схемы бывают принципиальные, развернутые и монтажные. В проекте рассматриваются принципиальные схемы, на которых указываются лишь главное оборудование (котлы, подогреватели, баки, деаэраторы, насосы и др.), главные трубопроводы воды и пара без арматуры и второстепенных трубопроводов, показываются расходы и параметры теплоносителей.

 

 

ОПИСАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ОТОПИТЕЛЬНО – ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ

КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ C ЗАКРЫТОЙ СИСТЕМОЙ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

И ПАРОВЫМИ КОТЛАМИ.

 

Тепловая схема отопительно-производственной котельной установки с паровыми котлами, работающей на закрытую систему теплоснабжения, показана на рис. 1.

Расчёт тепловой схемы и выбор вспомогательного оборудования

Установка производит пар, который используется двумя технологическими потребителями (непосредственно после котла и после редукционно-охладительной установки РОУ), идет на производство горячей воды, направляемой в систему теплоснабжения, и на собственные нужды. Расход рабочего тела из котлов 9 в виде пара и продувочной воды восполняется питательной водой из деаэратора, которая является смесью нагретых паром обратного конденсата и вновь подготовленной химически очищенной воды.

Сырая вода из источника водоснабжения насосом сырой воды 1 подается в пароводяной подогреватель сырой воды 2 и нагревается до 30 ⁰С (исходная температура 5 – 15 ⁰С) перед химической водоочисткой ХВО. При очистке вода охлаждается на 2 – 3 ⁰С. Химоочищенная вода перед поступлением в деаэратор 7 подогревается питательной водой (104 С) в водоводяном подогревателе 4, продувочной водой из расширителя непрерывной продувки в водоводяном подогревателе 5, далее часть химоочищенной воды направляется прямо в деаэратор, а другая часть дополнительно подогревается в охладителе выпара 6 и лишь затем поступает в головку деаэратора. Выпар деаэратора отдает тепло химоочищенной воде и далее не используется, расход пара с выпаром достигает 2-5 кг на 1 т деаэрированной воды. В головку деаэратора поступает также конденсат, возвращаемый от внешних и внутренних потребителей.

Подогрев воды в атмосферном деаэраторе 7 осуществляется паром из котлов после РОУ 11 и паром из расширителя непрерывной продувки 10, где котловая продувочная вода частично испаряется вследствие снижения давления с 1,4 МПа до 0,15 МПа.

Продувочная вода после тепломассобменника 5 сбрасывается в дренаж 17.

Пар технологическим потребителем направляется непосредственно после теплогенераторов, а также после снижения давления и охлаждения пара в редукционно-охладительной установке 11. Пар для собственных нужд и производства горячей воды поступает после РОУ 11 в теплообменник 2, в сетевой подогреватель 12, в охладитель конденсата 13 и деаэратор 7.

Подпиточная вода в теплообменнике 4 охлаждается от температуры 104^оС до 70 ^оС и направляется в бак подпиточной воды 15, откуда подпиточным насосом 16 закачивается в трубопровод обратной сетевой воды перед сетевым насосом 14.

Расчёт тепловой схемы и выбор вспомогательного оборудования

Питательная вода из деаэратора (104^оС) питательным насосом 8 подается в хвостовые поверхности котлов 9 и в РОУ 11 для охлаждения пара.

Расчёт тепловой схемы и выбор вспомогательного оборудования

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ.

 

Расчет тепловой схемы отопительно - производственной котельной установки с паровыми котлами средней мощности производится для трех режимов: максимально - зимнего, наиболее холодного месяца и летнего. Котельная работает на твердом топливе, снабжает паром технологических потребителей, горячей водой закрытую систему теплоснабжения для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, паром и водой обеспечивает собственные нужды.

Характерные режимы работы котельной.

Тепловые нагрузки для расчета и выбора оборудования теплогенерирующих установок определяются, как минимум, для трех характерных режимов:

а) максимально-зимнего - при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку. Для города Зима эта температура (расчетная для отопления) t_ро = -45^оС;

б) наиболее холодного месяца - при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодный месяц. Для г. Зима эта температура (расчетная для вентиляции) t_рв = -42^оC;

в) за летний режим принимают такой, при котором отсутствуют расходы теплоты на отопление и вентиляцию.

Максимальные расходы теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение (максимально-зимний режим).

Обычно в техническом задании на проектирование котельной максимальные нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение указываются. Если таких данных нет, следует воспользоваться данными о жилой и общественной площади снабжаемого теплом района и его численностью:

а) определяется максимальный расход теплоты на нужды отопления:

на отопление жилых и общественных зданий

где  q₀, Вт/м² - укрупненный показатель максимального часового расхода теплоты на отопление жилых и общественных зданий (СНиП - 2.04.07-86^*, прил. 2, стр. 27);

    F, м² - общая площадь зданий;

    К₁ - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление (при отсутствии данных К₁ = 0,25);

 

	Расчёт тепловой схемы и выбор вспомогательного оборудования

 

    б) максимальный расход теплоты на вентиляцию общественных зданий

где К₁, q₀, F -см. выше;

    К₂ - коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию (при отсутствии данных К₂ = 0,4);

    в) максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий:

где  - средний расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий;

     q_гв, Вт/чел - укрупненный показатель среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение на одного человека (СНиП - 2.04.07-86^*, прил. 3, стр. 28);

     m, человек - число человек;

     г) при наличии в районе снабжаемых от котельной теплом на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение производственных зданий следует выполнить соответствующие расчеты.

Расходы теплоты для промежуточных режимов

     а) Расход теплоты на отопление для режима наиболее холодного месяца:

где t_вн, ^оС - расчетная температура воздуха внутри зданий.

     б) Расход теплоты на вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:

     в) Средний расход теплоты на горячее водоснабжение в летний период:

где t_хл = 15^оС - температура водопроводной воды в летний период;

      t_хз = 5^оС - температура водопроводной воды в отопительный зимний период;

     β= 0,8 (1) - коэффициент (при отсутствии данных β = 0,8).

Расходы и параметры пара на технологические нужды

    Расходы и параметры пара на технологические нужды задаются с учетом падения температуры и давления в паропроводах на пути к потребителю.

    а) Насыщенный пар после котлов (свежий пар):

     D_т, т/час - расход свежего технологического пара (задается),

	Расчёт тепловой схемы и выбор вспомогательного оборудования

     P_н = 1,4 МПа - абсолютное давление пара,

     t_н = 194,1^оС - температура пара и котловой воды,

     h  = 2789 кДж/кг - энтальпия пара,

     h  = 826 кДж/кг - энтальпия котловой воды.

б) Насыщенный пар после РОУ:

D_троу, т/час - расход редуцированного пара технологического (задается),

P_роу = 0,7 МПа - абсолютное давление редуцированнного пара,

t_роу = 164,2 ⁰С - температура пара,

     h  = 2763 кДж/кг - энтальпия пара.

     в) Возврат конденсата технологическими потребителями:

     β, % (задается).

Дополнительные данные для расчета.

а) Питательная вода (атмосферный деаэратор):

t_пв = 104 ⁰С - температура питательной воды,

     h  = 437 кДж/кг - энтальпия питательной воды.

б) Расширитель и охладитель непрерывной продувки:

П = 5 % - величина непрерывной продувки,

P_p = 0,15 МПа - давление в расширителе продувки,

t_p = 111 ⁰С - температура пара и воды в расширителе,

     h  = 2693 кДж/кг - энтальпия пара в расширителе,

x = 0,98 - степень сухости пара,

     h  = 465 кДж/кг - энтальпия воды в расширителе,

     t_пох = 50 С - температура воды после охладителя непрерывной продувки,

     h  = 209 кДж/кг - энтальпия воды после охладителя продувки.

в) Подпиточная вода:

t_подп = 70 ⁰С - температура подпиточной воды,

     h  = 293 кДж/кг - энтальпия подпиточной воды.

г) Сетевая вода:

t_прям =150 ⁰С - температура прямой горячей воды,

     h  = 632 кДж/кг - энтальпия прямой воды,

t_обр = 70 ⁰С - температура обратной воды,

     h  = 293 кДж/кг - энтальпия обратной воды.

д) Конденсат, возвращаемый от внутренних и внешних потребителей:

t_кон = 80 ⁰С - температура возвращаемого от потребителей конденсата,

     h  = 336 кДж/кг - энтальпия возвращаемого конденсата.

 

	Расчёт тепловой схемы и выбор вспомогательного оборудования

е) Температура сырой воды:

t_cв = 5 ⁰С - температура сырой воды в отопительный период,

      h  = 21 кДж/кг - энтальпия сырой воды,

t_cв = 15 ⁰С - температура в летний период,

     h  = 63 кДж/кг - энтальпия сырой воды летом.

ж) Температура химически очищенной воды:

перед химводоочисткой

    

после химводоочистки

    

    

 

 

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ КОТЛА.

ХАРАКТЕРИСТИКА ТОПЛИВА.

1. Состав топлива на рабочую массу:

W =19%, A , S =0.7%, C =55%, H =3.1%, N =0.6%, O =13.5%

2. Низшая теплота сгорания  = 4730*4,19=19819 кДж/кг(м³)

3. Марка топлива БЗ

4. Класс или продукт обогащения ОМ, СШ

Твердое топливо.

3. Теоретический объем воздуха, необходимый для полного сгорания 1 кг топлива:

=

=0,0899*(55+0,375*0,7)+0,265*3,1-0,0333*13,5= 5,28 нм³/кг

продукты сгорания содержит теоретические объемы азота N₂, сухих 3-атомных газов RO и водяных паров.

4. Теоретический объем азота в продуктах сгорания:

=0,79*5,28+0,8*0,6/100=4,176 нм³/кг

5. Теоретический объем трехатомных газов в продуктах сгорания:

=0,01866*55+0,375*0,7= 1,29 нм³/кг

 

6. Теоретический объем водяных паров в дымовых газах:

=

=0,111*3,1+0,0124*19+0,0161*5,28 = 0,66 нм³/кг

7. Теоретический объем дымовых газов:

=4,176+1,29+0,66 = 6,13 нм³/кг

 

 

	Тепловой расчёт котла

8. Коэффициент избытка воздуха на выходе из котельного пучка:

=1,05+0,05 = 1,1

 

9. То же из экономайзера:

=1,1+0,05 = 1,15

10. Средний коэффициент избытка воздуха в котельном пучке:

=0,5(1,05+1,1) = 1,075

11. То же в экономайзере:

=0,5(1,1+1,15) = 1,125

При избытке воздуха в газоходах котлоагрегата >1, объемы продуктов сгорания

подсчитывается по следующим формулам:

12. Объем водяных паров:

=0,68+0,0161*(1,05-1)*5,28 = 0,669 нм³/кг(нм³)                                          =0,68+0,0161*(1,075-1)* 5,28 = 0,6712 нм³/кг(нм³)

      =0,68+0,0161*(1,125-1)* 5,28 = 0,6754 нм³/кг(нм³)

13. Объем дымовых газов:

=0,0083+3,4+0,690+(1,15-1)*4,3 = 6,3976 нм³/кг(нм³)

=0,0083+3,4+0,693+(1,12-1)*4,3 =6,5297 нм³/кг(нм³)

=0,0083+3,4+0,697+(1,25-1)*4,3 = 6,794 нм³/кг(нм³)

 

14. Объемная сухих трехатомных газов в продуктах сгорания:

=

=

=

 

15. То же водяных паров:

=

=

=

 

	Тепловой расчёт котла

 

16. То же суммарная доля:

=0,2015+0,1039 = 0,3054

=0,1974+0,1018 = 0,2992

=0,1897+0,0978 = 0,2875

 

17. Масса дымовых газов твердых топлив:

 

=1-  = 8,166  кг/кг

=1-  = 8,3386 кг/кг

=1-  = 8,6837 кг/кг

 

18. Безразмерная концентрация золы в дымовых газах:

=  = 0,001488 кг/кг

 = = 0,001457 кг/кг

 =  =0,001399 кг/кг

 

Результаты расчетов по пунктам 10-18 сводятся в таблицу № 1:

 

Таблица № 1

Величина	Топка	Котельный пучок	Экономайзер
Средний коэффициент избытка воздуха		=1,075	=1,125
, м3/кг(м3)	0,669	0,6712	0,6754
, м3/кг(м3)	6,3976	6,5297	6,794
, кг/кг	8,166	8,3386	8,6837
	0,2015	0,1974	0,1897
	0,1039	0,1018	0,0978
+	0,3054	0,2992	0,2875
	0,001488	0,001457	0,001399

	Тепловой расчёт котла

РАСЧЁТ ТОПКИ.

В топке происходит передача тепла от продуктов сгорания, в основном излучением, к экранам и лучевоспринимающим поверхностям первого газохода. Целью поверочного расчета является определение теплового напряжения топки и температуры газов на выходе, которые должны лежать в рекомендуемых пределах. При значительном отклонении этих величин от допустимых значений может потребоваться переконструирование топки.

19. Объем топочной камеры (по приложению 1):

=20,4 м³

20. Полная лучевоспринимающая поверхность нагрева (по приложению 1):

=30,3 м²

21. Поверхность стен (по приложению 1):

=58 м²

22. Площадь зеркала горения (по приложению 1):

=6,4 м²

23. Коэффициент загрязнения экранов:

=0,55

24. Коэффициент тепловой эффективности экранов:

Для слоевых топок:

=30,3*0,55/(58-6,4)=0,323

	Тепловой расчёт котла

 

25. Эффективная толщина излучающего слоя:

=3,6*20,4/58=1,27 м

26. Абсолютное давление газов в топке (принимается):

МПа

27. Температура газов на выходе из топки (принимается предварительно 950-1000⁰С):

=950⁰С

28. Объемная доля водяных паров для (табл.1):

=0,1039

29. Объемная доля трехатомных газов (табл.1):

=0,3054

30. Суммарная поглощательная способность трехатомных газов и паров:

=0,3054*0,1*1,27=0,0388 (1/(м ^. МПа))

Сжигание твердого топлива

31. Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами:

 =

=  = 8,247 (1/(м ^. МПа))

32. Коэффициент ослабления лучей частицами летучей золы:

 =  0,085 (1/(м ^. МПа))

Где  - безразмерная концентрация золы в дымовых газах при нормальных условиях в топке (табл.1)

33. Коэффициент ослабления лучей коксовыми частицами:

=10*0,5*0,03= 0,15 (1/(м ^. МПа))

Где k_кокс=10 1/(мМПа) - коэффициент ослабления.

Высокореакционные топлива         

Слоевые топки                                 

           

16.Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, золовыми и коксовыми частицами:

 = 8,247 + 0,085 + 0,15 = 8,48 1/(м ^. МПа)

17. Степень черноты факела в топке:

=0,658

 

 

	Тепловой расчёт котла

18. Степень черноты топки для слоевых топок:

 =  = 0,876

 

19. Тепло, вносимое холодным воздухом в топку:

 = 1,05*125,9 = 132,3 кДж/кг

20. Тепловыделение в топке:

 =

= 19819*(100 – 3 – 3 – 0,237)/(100-3) + 132,3 = 19289,94 кДж/кг

21. Теоретическая (адиабатическая) температура горения (по диаграмме энтальпия-температура для , табл.2):

=1833 ⁰C

22. Средняя теплоемкость продуктов сгорания:

 =  = 10,26 кДж/(кг ⁰C)

Где , кДж/кг - энтальпия газов на выходе из топки (по диаграмме энтальпия-температура для ).

23. Относительное положение максимума температур (приложение 1):

=0

24. Параметр, учитывающий характер распределения максимальных температур пламени по высоте топки:

при слоевом сжигании твердых топлив:          

=0,59

25. Температура газов на выходе из топки:

 =

=  = 806,77 ⁰С

Если расположение рассчитанной и предварительно заданной температуры газов на выходе из топки превосходит 10⁰С, то расчет следует повторить – метод последовательных приближений, приняв в качестве нового предварительного значения температуры полученное в расчете.

 

 

	Тепловой расчёт котла

26. Энтальпия газов на выходе из топки (по диаграмме энтальпия-температура для , табл. 2):

 = 8272,95 кДж/кг

 

 

27. Тепло, переданное излучением в топке:

 = 0,994*(19289,94-8272,95) = 10951,58 кДж/кг

 

 

28. Уточнить теплонапряженности и сравнить с рекомендуемыми значениями:

Теплонапряжение топочного объема:

= 0,385*19289,94/20,4 = 364,1 кВт/м³

Теплонапряжение зеркала горения:

= 0,385*19289,94/6,4 = 2996,16 кВт/м³

 

 

2.6. РАСЧЁТ КОТЕЛЬНОГО ПУЧКА.

 

Вместе с экранами топки котельный пучок является парообразующей (испарительной) поверхностью парогенератора. Цель расчета – найти температуру продуктов сгорания на выходе из котельного пучка и связанные с ней величины. Расчет ведут методом последовательных приближений, задаваясь температурой на выходе и добиваясь равенства теплот по уравнениям баланса и теплообмена.

На рис.1 показан упрощенный расчетно-графический способ нахождения температуры газов на выходе из котельного пучка. Задаются первой температурой на выходе  (например, 200⁰С) и определяют теплоту по уравнению баланса  и теплоту по уравнению теплообмена . Затем задаются второй температурой газов на выходе из пучка (например, 300⁰С) и определяют теплоты  и по соответствующим уравнениям. Если пренебречь изменением физических параметров газов в диапазоне 200-300⁰С, то необходимые нам температуру газов на выходе из котельного пучка  и количество усвоенного в пучке тепла найдем на пересечении показанных на рис.1 прямых.

 

	Тепловой расчёт котла

                                  

 

 

 

                                    

                                                        

                           

Рис.1 Нахождение величин на выходе из котельного пучка

 

 

1. Температура газов на входе в пучок (из расчета топки):

 = 950 ⁰С

2. Энтальпия газов перед пучком (из расчета топки):

 = 10228,36 кДж/кг(м³)

3. Конвективная поверхность нагрева (из приложения 1):

= 214 м²

4. Диаметр труб (из приложения 1):

= 0,051 мм

5. Шаг труб поперек потолка газов (из приложения 1 с учетом направления потока газов):

= 0,110 мм

6. Шаг труб вдоль потолка газов (из приложения 1 с учетом направления потока газов):

= 0,090 мм

7. Живое сечение пучка для прохода газов (из приложения 1:

= 1,25 м²

8. Температура газов за пучком (принимается с последующим уточнением):

= 300 ⁰С

9. Энтальпия газов за пучком (по - диаграммы при ):

 = 3002,41 кДж/кг(м³)

10. Тепло, отданное газами по уравнению баланса:

=

=0,994*(10228,36-3002,41+0,05*125,9) = 7189,3  кДж/кг(м³)

 

11. Температура насыщения воды, кипящей в трубах пучка, при давлении 1,4 МПа:

= 194,13 ⁰С

12. Большая разность температур:

= 950-194,13 = 755,87 ⁰С

	Тепловой расчёт котла

 

13. Меньшая разность температур:

= 300-194,13 = 105,87 ⁰С

14. Средний температурный напор:

 = = 331,05 ⁰С

 

15. Средняя температура газов:

=  = 655 ⁰С

 

16. Средняя скорость газов:

 =  6,62 м/с

17. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке:

=

=0,2*1*0,9957*(5,7*10^-2/0,051)*(6,62*0,051/47,4*10^-6) *0,6475  =

      = 61,552 Вт/(м^{2 0}С)

где - коэффициент учитывающий число рядов труб z по ходу газов; при z>3, =1;

- коэффициент учитывающий геометрическую компоновку пучка труб (если расчет дает отрицательное значение то принять =1)

= = 0,9957

, Вт/(м*К), - коэффициент теплопроводности газов при средней температуре потока;

, м²/с, - коэффициент кинематической вязкости газа при средней температуре потока;

- число Прандтля при средней температуре потока газа.

18. Коэффициент теплоотдачи излучением:

=

=  = 10,6598  Вт/(м² К),

где - степень черноты загрязненной лучевоспринимающей поверхности;

 - степень черноты потока газов при средней температуре газов в котельном пучке    

	Тепловой расчёт котла

 = 625+273 = 898 ⁰С

=0,1369

коэффициент ослабления излучения при средней температуре потока (формулы смотри в разделе расчета топки):

= 8,247+ 0,085 = 8,33  (м МПа)^-1,

давление в потоке газов  МПа,

оптическая толщина слоя газа:

 = = 0,1766 м

 

температура загрязненной стенки (при сжигании мазута и твердого топлива ):

= 273+194,13+60 = 527,13 К

п – показатель степени; для запыленного потока (мазут, твердое топливо) п=4.

19. Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке:

=1*(61,552+10,6598) = 72,21 Вт/(м² К)

где коэффициент омывания, зависящий от угла между направлением потока газов и осью труб; при угле 90 ^о .

20. Коэффициент тепловой эффективности поверхности нагрева (смотри [2]: с.47, табл.7-1; с.48, табл.7-3; с.48, пункт 7-55):

 = 0,6

21. Коэффициент теплопередачи:

= 0,6*72,21 = 43,33 Вт/(м^{2 .} К)

 

22. Тепло, воспринятое поверхностью нагрева по уравнению теплопередачи:

 =  = 7971,9 кДж/кг(м³)

Если при расчете методом последовательных приближений в первом приближении расхождение между  и  превосходит 2%, то следует сделать следующее приближение. Если имеются результаты расчета теплот в двух приближениях, можно прибегнуть к расчетно-графическому методу определения параметров на выходе из пучка.

Расхождения между  и  получились равными 1,72 %.

 

 

	Тепловой расчёт котла

Таблица № 3

«Параметры чугунных ребристых труб ВТИ»

 

Длина, мм	1500	2000	2500	3000
Поверхность нагрева с газовой стороны, м2	2,18	2,95	3,72	4,49
Живое сечение, м2	0,088	0,120	0,152	0,184
Внутренний диаметр, мм	60
Размеры фланца, мм ´ мм	150 ´ 150

 

 

15. Поверхность нагрева с газовой стороны одной трубы (таблица 3):

= 2,95 м²

16. Сечение одной трубы для прохода газов:

= 0,12 м²

17. Число труб в ряду поперек потока газов (выбираем):

= 8 шт/ряд

18. Живое сечение для прохода газов:

= 8*0,12 = 0,96 м²

19. Средняя скорость потока газов (если отличается от диапазона 4-9 м/с, то следует уточнить предыдущие пункты расчета). Объем берется для водяного экономайзера

из таблицы 1:

=  = 5,24 м/с

20. Коэффициент теплопередачи:

= 8,14+1,6*5,24 = 16,53 Вт/(м^{2 0}С)

 

21. Поверхность нагрева водяного экономайзера:

 =  = 327 м²

	Тепловой расчёт котла

Выбираем экономайзер ЭП1-330

 

22. Общее число труб (округляем до целого):

= 327 /2,95= 111 шт.

23. Число горизонтальных рядов:

=111/8=11 рядов

Проводим конструкторскую проработку водяного экономайзера и распределяем трубы в его газоходах.

 

 

2.8. ПРОВЕРКА ТЕПЛОВОГО РАСЧЁТА КОТЛОАГРЕГАТА.

Тепловой расчет котельного агрегата проверяется по невязке теплового баланса. При отсутствии пароперегревателя и воздухоподогревателя невязка есть:

 = 19819*0,837-(10951+7972+1015)*

  *(1-3/100) = 91 кДж/кг (м³)

При правильном выполнении расчета величина невязки не превышает 0,5%, т.е.

 

 

	Тепловой расчёт котла

 

Приложение 1

Характеристики парогенераторов
№	Наименование