Де 10 14 гм технические характеристики

1.0. Введение

Тепловая энергия является одним из основных видов энергии, необходимых для обеспечения жизнедеятельности человека. Тепловую энергию в основном используют для получения электрической энергии, для технологических нужд предприятий различного назначения, для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.

Комплексы устройств, производящих тепловую энергию и обеспечивающих ее доставку потребителю в виде водяного пара или горячей воды, называют системами теплоснабжения.

Пар в промышленности, сельском и коммунальном хозяйстве применяют для технологических нужд, вентиляционных установок, в сушилках, для отопления производственных и жилых помещений, а также для нагрева воды, используемой в производстве и для бытовых нужд.

Системы теплоснабжения являются важнейшей составляющей энергетического хозяйства страны. Важнейшим звеном единой системы энерготеплоснабжения служат котельные (теплогенерирующие) установки – совокупность узлов и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара или горячей воды. В качестве первичных источников энергии для теплогенерирующих установок используют органическое и ядерное топливо, солнечную и геотермальную энергию, горючие и тепловые отходы промышленных предприятий. По своему агрегатному состоянию все виды органического топлива разделяют на твердое, жидкое и газообразное. Основной вид газообразного топлива – природный газ, доля потребления которого в общей структуре потребления топлива котельными установками достигает в настоящее время 55% и имеет тенденцию к сохранению этого значения на достаточно длительную перспективу. Поэтому эффективное использование этого важнейшего источника теплоты в теплогенерирующих установках является важной составной частью крупнейшей народнохозяйственной задачи по экономии топливно-энергетических ресурсов.

Природный газ, являясь универсальным и экономичным видом топлива, способствует повышению производительности труда, улучшению производственного комфорта, созданию нового высокоэффективного оборудования и технологических процессов, снижению удельных расходов топлива. Квалифицированное сжигание газа защищает от загрязнения воздушный бассейн промышленных объектов и населенных пунктов.

Снижение удельных расходов газа на единицу конечной продукции достигается применением новых технологических процессов и более экономичного оборудования.

Газифицированные котельные агрегаты, использующие современные конструкции газогорелочных устройств, наиболее рационально сжигающих газ, автоматизация процессов горения способствуют обеспечению энергосбережения.

2.0. Технологическая часть.

2.1. Краткое описание парогенератора ДЕ-10-14 ГМ.

Газомазутные вертикально-водотрубные паровые котлы типа ДЕ-10т/ч предназначены для выработки насыщенного и слабоперегретого пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Топочная камера котлов размещается с боку от конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Ширина топочной камеры по осям боковых экранных труб одинакова для всех котлов – 1790мм.

Основными составными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок, фронтовой, боковой и задний экраны, образующие топочную камеру.

Трубы парового бокового экрана, образующего также пол и потолок топочной камеры, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны. Концы труб заднего экрана приваривают к верхнему и нижнему коллекторам диаметром 159х6мм. Трубы фронтового экрана котлов паропроизводительностью 10 т/ч приварены к коллекторам диаметром 159х6мм.

В водяном пространстве верхнего барабана находится питательная труба и труба для ввода фосфатов, в паровом объеме – сепарационные устройства. В нижнем барабане размещают перфорированные трубы для продувки, устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды.

На котле предусмотрена непрерывная продувка из нижнего барабана и периодическая – из нижнего коллектора заднего экрана, если задний экран имеет коллектор, если нет – периодическая продувка совмещена с непрерывной, осуществляемой из фронтового днища нижнего барабана.

Котел выполнен с одноступенчатой схемой испарения. Опускным звеном циркуляционных контуров являются последние по ходу газов наименее обогреваемые ряды труб конвективного пучка.

Конвективный пучок от топочной камеры отделен газоплотной перегородкой (левым топочным экраном), в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Перегородка выполнена из вплотную поставленных (S=55 мм) и сваренных между собой труб диаметром 51х2,5 мм. При вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда. Места разводки уплотняют металлическими проставками и шамотобетоном.

Конвективный пучок образован коридорно расположенными вертикальными трубами диаметром 51х2,5 мм, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Шаг труб вдоль барабана 90 мм, поперечный 110 мм. Для поддержания необходимого уровня скоростей газов в конвективных пучках котлов устанавливают продольные чугунные или ступенчатые стальные перегородки. Выход дымовых газов из котлов осуществляется через окно, расположенное на задней стенки котла.

Все типоразмеры котлов имеют одинаковую циркуляционную схему. Контуры заднего экрана всех котлов и фронтового экрана котлов соединяют с барабаном через промежуточные коллекторы: нижний – раздающий (горизонтальный) и верхний – собирающий (наклонный). Концы промежуточных коллекторов со стороны, противоположенной барабанам, объединены необогреваемой рециркуляционной трубой диаметром 76х3,5 мм.

В качестве первичных сепарационных устройств 1-й ступени испарения используют установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств 1-й ступени котла используют горизонтальный жалюзийный сепаратор и дырчатый лист.

Пароперегреватель котлов выполнен змеевиковым из труб диаметром 32х3 мм. Плотное экранирование боковых стен, потолка и пола топочной камеры позволяет на котлах применить легкую изоляцию в два-три слоя изоляционных плит общей толщиной 15-20 мм. Обмуровку фронтовой и задней стенок выполняют по типу облегченной обмуровки: кирпич шамотный толщиной 65 мм и изоляционные плиты общей толщиной 100 мм.

Каждый котел ДЕ снабжен двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольный. На котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливают на верхнем барабане котла, и любой из них может быть выбран как контрольным. На котлах с пароперегревателем контрольным клапаном является клапан выходного коллектора перегревателя.

С понижением давления в котлах до 0,7 МПа изменений в комплектации котлов экономайзерами не требуется, так как подогрев воды в питательных экономайзерах до температуры насыщения пара в котле составляет более 20 0 С, что удовлетворяет требованиям правил Госгортехнадзора России.

Средний срок службы котлов между капитальными ремонтами при числе часов использования установленной мощности 2500 – 3 года, средний срок службы до списания – 20 лет.

2.2. Характеристика топлива.

Газ – высококачественное топливо, обладающее целым рядом преимуществ перед твердым топливом (отсутствие золы, высокая теплота сгорания, удобство транспортирования и сжигания, возможность автоматизации рабочих процессов). Температура факела при сжигании газа выше, чем при сжигании твердого топлива, а это приводит к повышению теплоотдачи в топке, позволяет уменьшить коэффициент избытка воздуха и снизить температуру уходящих газов и продуктов сгорания на выходе из топки и повысить КПД котла.

КПД котла на газообразном топливе при рабочих равных условиях выше КПД котла на твердом топливе на величину потерь теплоты от механической неполноты сгорания, т.е. без каких-либо затрат он может быть повышен на 3 – 10 %.

Газообразное топливо делится на природное и искусственное и представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащую некоторое количество водяных паров, а иногда пыли и смолы. Под составом топлива понимают состав его сухой газообразной части.

Наиболее распространенное газообразное топливо – это природный газ, обладающий высокой теплотой сгорания. Основной природных газов является метан, содержание которого в газе 76,7 – 98% . Другие газообразные соединения углеводородов входят в состав газа от 0,1 до 4,5 %.

В состав горючих газов входят: водород Н 2 , метан СН 4 , другие углеводородные соединения С m Н n , сероводород H 2 S и негорючие газы, двуокись углерода СО 2 , кислород О 2 , азот N 2 и незначительное количество водяных паров Н 2 О. Индексы m и n при С и Н характеризуют соединения различных углеводородов.

Состав газообразного топлива (в процентах по объему):

СО+ Н 2 + С m Н n + H 2 S+ СО 2 + О 2 + N 2 =100%.

Негорючую часть – балласт – составляет азот и двуокись углерода СО 2 .

Состав влажного газообразного топлива (в процентах по объему):

СО+ Н 2 + С m Н n + H 2 S+ СО 2 + О 2 + N 2 + Н 2 О =100%.

Теплота сгорания 1м 3 сухого природного газа при нормальных условиях для большинства отечественных месторождений составляет 33,29 35,87 МДж/м 3 (7946 – 8560 ккал/м 3).

Характеристика газообразного топлива газопровода Гоголево – Полтава:

С 4 Н 10 = 0,1

Q н р =31 000.

ρ i c =0,789 кг/м 3 .

2.3. Выбор топочного устройства.

Камерные топки представляют собой устройства, в которых топливо горит в объеме топочной камеры в виде факела. В зависимости от вида топлива они бывают: пылеугольные и топки для сжигания жидкого и газообразного топлива.

В топках промышленных парогенераторов и водогрейных котлов главным образом используется природный газ. Подготовка газа к его сжиганию производится в газогорелочном устройстве. Газогорелочные устройства в зависимости от способа перемещения в них газа с воздухом принято разделять на горелки полного предварительного смешивания, диффузионные и частичного предварительного смешивания. В горелках полного предварительного смешивания газ и воздух перед поступлением в топку предварительно полностью перемешивается в необходимых для горения количествах и после этого готовая газовоздушная смесь поступает в топку. В диффузионных горелках газ и воздух в необходимых для горения количествах раздельно подаются в топку и процесс перемешивания их протекает одновременно с процессом горения. В горелках частичного предварительного смешивания только часть воздуха, необходимого для горения, перемешивается с газом, а остальной подается непосредственно в топочную камеру как встречный.

Способ перемешивания газа с воздухом для горения, оказывает существенное влияние на устойчивость фронта пламени и характер факела, выдаваемого горелкой. Под устойчивостью фронта пламени понимают процесс, при котором обеспечивается непрерывное и самопроизвольное воспламенение новых порций газовоздушной смеси, выходящей из горелок. Характер факела, выдаваемого горелками полного предварительного смешивания, заметно отличается от факела диффузионных горелок. При горении газовоздушной смеси протекает сравнительно кроткопламенный процесс с образованием лучепрозрачных продуктов сгорания.

К газовым горелкам предъявляется ряд требований: простота и дешевизна конструкций, широкий диапазон устойчивой и экономичной работы, возможность сжигания газа с низким коэффициентом избытка воздуха α, без потерь тепла от химического пережога q 3 , приемлемая длина факела, отсутствие шума, удобство обслуживания, простота автоматики.

Надежная и экономичная работа парогенераторов зависит от правильного выбора и компоновки горелочных устройств. Работа горелочных устройств рассматривается в зависимости от конструкции топочной камеры мощности котлоагрегата.

На парогенераторе ДЕ – 10 – 14 ГМ устанавливаем горелки с предварительной газификацией топлива. ГМП – газомазутная предварительного смешивания. Применяется при резервном жидком топливе, является комбинированной газомазутной горелкой. Газовая часть состоит из газовыпускных отверстий, расположенных на торцевой части газового ствола. ГМП бывают: вихревые, с паромеханическими форсунками – состоит из паромеханической форсунки и двухзонного направляющего аппарата и газовой камеры с выпускными отверстиями. Регулирование мощности производится изменением давления перед форсункой. Конструкции горелок отличаются друг от друга типом воздухонаправляющего устройства. Цифра в шифре горелки указывает ее полезную теплопроизводительность.

2.4. Обоснование выбранной температуры уходящих газов.

Выбор температуры уходящих газов производится на основании технико-экономического расчета по условию оптимального использования топлива и расхода металла на хвостовые поверхности нагрева. Во избежание низкой температурной коррозии при температурах металла ниже температуры точки росы, приходится выбирать повышенные температуры уходящих газов. По сравнению с экономичной выгодой или принимать специальные меры по защите воздухоподогревателя температура металлической стенки следует принимать на 10 0 выше температуры точки росы.

Для парогенераторов низкого давления с хвостовыми поверхностями нагрева температуру уходящих газов следует принимать в зависимости от топлива используемого в котлоагрегате. При сжигании природного рекомендуемая температура уходящих газов от 120 0 до 130 0 С. Выбираем температуру уходящих газов 120 0 .

2.5.Выбор хвостовых поверхностей нагрева.

Водяной экономайзер служит для нагрева питательной воды за счет тепла уходящих газов. Он состоит из труб небольшого диаметра и по его этому поверхность их нагрева является недорогой и компактной. Водяной экономайзер устанавливается двух видов: чугунный и стальной. К установки принимаем чугунный экономайзер, т.к. они применяются в котлах средней и большой мощности на Р изб = 1,4 МПа. Чугунные экономайзеры собираются на месте монтажа из ребристых труб и деталей. Трубы изготавливаются двух размеров: 2м и 3м. в горизонтальном ряду устанавливаются от 2 до 9 труб. Блоки устанавливаются одноколенные и двухколенные. Несколько горизонтальных рядов труб (до 8) образуют группы, которые компонуют одну колонну или две раздельные металлической перегородкой. Температура нагрева воды на выходе из экономайзера должна быть ниже температуры насыщения при данном давлении, не менее чем на 20 0 С, во избежание парообразования в экономайзере и гидравлического удара между пролетами предусматривают разрыв высотой 550-600 мм, для помещения оборудованных устройств, осмотра и ремонта экономайзера. Для нагрева питательной и питьевой воды.

Выбор температуры уходящих газов. В практических условиях не всегда удается выбрать нам выгодную температуру уходящих газов на основе сопоставления различных вариантов. Тогда остается один путь задаться этой температурой.

Для котельных агрегатов с Д меньше либо равно 12 т/ч, оборудование хвостовой поверхности нагрева, температуру уходящих газов при сжигании природного газа t ух.г. = 170 0 С.

3. Расчетная часть.

3.1. Конструктивные характеристики котлоагрегата:

При сжигании газа

3.2. Расчет объемов продуктов сгорания.

1. Характеристика энергетического топлива:

а) вид топлива: газ газопровода Гоголево-Полтава;

б) состав топлива: С Н 4 = 85,8

С 4 Н 10 = 0,1

С 5 Н 12 и более тяжелые равны 0.

Низкая теплота сгорания сухого газа:

Q н р =31 000.

Плотность при 0 0 С и 760 мм рт.ст.:

ρ i c =0,789 кг/м 3 .

Паропроизводительность 10,0 т/ч.

Насыщенный пар.

Температура питательной воды 100 0 С.

2. Коэффициент избытка воздуха принимается в зависимости от вида и способа сжигания топлива.

При сжигании газового топлива принимаем α=1,1.

3. Определяем теоретический объем воздуха, необходимого для полного сгорания газового топлива.

V 0 = 0,0476;

V 0 = 0,0476[(1 +) * 85,8 + (2 +) * 0,2 + (3 +) * 0,1 + (4 +) * 0,1]= 0, 0476 =8,26 (м 3 /м 3);

4. Определяем объем трехатомных газов (м 3 /м 3).

V RO = 0,01 (СО 2 + СО + Н 2 S +∑m * С m Н n);

V RO = 0,01(0,1 + [ 1 * 85,8 + 2 * 0,2 + 3 * 0,1 + 4 * 0,1]) = (86,9 + 0,1) * 0,01 = 0,87 (м 3 /м 3);

5. Определяем теоретический объем азота в продуктах сгорания.

V N = 0.79 V 0 + ;

V N = 0.79 * 8,26 + = 6,66 (м 3);

6. Определяем теоретический объем водяных паров м 3 /м 3 .

V 0 HO = 0,01(H 2 S + H 2 + ∑ + 0,124 d г. тл) + 0,0161*V 0 ;

V 0 HO = 0,01 (* 85,8 + * 0,2 + * 0,1 + * 0,1) + 0,0161* 8,26 = =1,864 (м 3 /м 3)

7. Определяем средний коэффициент избытка воздуха в газоходах с учетом присосов воздуха по газоходам в следующем порядке:

а ) доля присосов воздуха в газоходах

Δ топки - Δ т = 0,05

Δ I конвективного пучка - Δ I к.п. = 0,05

Δ II конвективного пучка - Δ II к.п = 0,1

Δ экономайзера - Δ эк. = 0,1

б) коэффициент избытка воздуха за газоходами:

Для топки: =1,1 + 0,05

Для I конвективного пучка: = 1,15 + 0,05 = 1,2

Для II конвективного пучка: = 1,2 + 0,1 = 1,3

Для экономайзера: = 1,3 + 0,1 = 1,4.

в ) средний коэффициент избытка воздуха в газоходах:

Для топки = 1,125;

Для Iк.п. = 1,175;

Для IIк.п. = 1,25;

Для экономайзера, = 1,35.

8.Определяем избыточное количество воздуха для каждого газохода, м 3 /м 3.

V в изб = V о (-1);

Для топки: V в изб..т =8,26 * 0,125 = 1,033 (м 3 /м 3);

Для I к.п. V в изб I кп =8,26 * 0,175 = 1,446 (м 3 /м 3);

Для II к.п. V в изб II кп =8,26 * 0,25 = 2,064 (м 3 /м 3);

Для экономайзера V в изб.экон. = 8,26 * 0,35 = 2,89 (м 3 /м 3).

9. Определяем действительный объем азота в продуктах сгорания по газоходам, м 3 /м 3 .

V N =V 0 N +(*V 0

Для топки V N т = 6,66 + (1,125 - 1)*8,26 = 7,69 (м 3 /м 3);

Для I к.п. V I кп N =6,66 + (1,175 - 1)*8,26 = 8,11 (м 3 /м 3);

Для II к.п V II кп N =6,66 + (1,25 - 1)*8,26 = 8,73 (м 3 /м 3);

Для экономайзера V экон. N =6,66 + (1,35 - 1)*8,26 = 9,55 (м 3 /м 3).

10. Определяем действительный объем водяных паров в продуктах сгорания по газоходам, м 3 /м 3 .

V HO = V HO 0 + 0,0161 (V 0 ;

Для топки V Н О т =1,864 + 0,0161*(1,125 - 1)*8,26 = 1,881 (м 3 /м 3)

Для I к.п V I кп Н О =1,864 + 0,0161*(1,175 - 1)*8,26 = 1,887 (м 3 /м 3)

Для II к.п V II кп Н О =1,864 + 0,0161*(1,25 - 1)*8,26 = 1,897 (м 3 /м 3)

Для экономайзера V экон Н О =1,864+0,0161*(1,35 - 1)*8,26= 1,911 (м 3 /м 3).

11.Определяем действительные суммарные объемы продуктов сгорания по газоходам, м 3 /м 3 .

V г = V RO + V N +V HO ;

Для топки V г т =0,87 + 7,69 + 1,881 = 10,441 (м 3 /м 3)

Для I к.п V I кп г = 0,87 + 8,11 + 1,887 = 10,867 (м 3 /м 3)

Для II к.п V II кп г = 0,87 + 8,73 + 1,897 = 11,497 (м 3 /м 3)

Для экономайзера V экон г = 0,87 + 9,55 + 1,911 = 12,331 (м 3 /м 3)

12. Определяем объемные доли трехатомных газов и водяных паров, а также суммарную объемную долю для каждого газохода:

r RO = ; r НО = ; r n = r RO + r HO .

Для топки r RO = = =0,083 ;

r НО = = = 0,18 ;

r n = r RO + r HO .= 0,083 + 0,18 = 0,263

Для I к.п r RO = = =0,08 ;

r НО = = = 0,17 ;

r n = r RO + r HO .= 0,08 + 0,17 = 0,25

Для II к.п r RO = = =0,076 ;

r НО = = = 0,165 ;

r n = r RO + r HO .= 0,076 + 0,165 = 0,241

Для экономайзера r RO = = =0,071 ;

r НО = = = 0,155 ;

r n = r RO + r HO .= 0,071 + 0,155 = 0,226

13. Результаты расчетов сводим в таблицу.

Объемы продуктов сгорания. Табл.1

3.2. Расчет энтальпии воздуха и продуктов сгорания.

1). Вычисляем энтальпию теоретического объема воздуха для диапазона температур от 100 до 2000 о С; кДж/м 3.

I 0 в = V о (с) в

где с - энтальпия 1 м 3 воздуха, (кДж/м 3) принимается для каждой выбранной температуры.

2. Вычисляем энтальпию теоретического объема продуктов сгорания в диапазоне температур от 100 0 С до 2000 0 С по формуле:

I 0 г = V RO I RO + V N I N +V HO I HO .

где: V RO , V N , V HO – объемы трехатомных газов, теоретический объем азота и водяного пара;

I RO , I N ,I HO – энтальпии трехатомных газов, теоретического объема азота, теоретического объема водяных паров принимаем для каждой выбранной температуры. Табл.3

3. Вычисляем энтальпию избыточного воздуха для диапазона температур и для каждого газохода.

I в изб = (- 1)* I 0 в.

Результаты расчета энтальпий продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 4. Табл.4

Поверхность нагрева

температура после поверхности нагрева

Топочная

камера

α =1,125-1=

1 газоход

2 газоход

α =1,25-1=

экономайзер

α =1,35-1=

3.3. Расчет теплового баланса котлоагрегата .

При тепловом расчете парового котла тепловой баланс составляется для определения КПД брутто и расчетного расхода топлива.

1. Определяем располагаемую теплоту, кДж/м 3 .

Q р р = Q р н +Q в.вн., где

Q р н – низшая теплота сгорания сухой массы газа из характеристики топлива.

Q в.вн. – теплота, внесенная в котлоагрегат с воздухом при подогреве его вне к/а, (при расчете газового топлива не учитывается).

Q р р = Q р н = 31000, (кДж/м 3).

2. Определяем потерю теплоты с уходящими газами:

где - энтальпия уходящих газов при t ух - температуре уходящих газов.

Коэффициент избытка воздуха на выходе из котлоагрегата.

Энтальпия холодного воздуха при t хв = 30 0 С.

39,8*V 0 =39,8 * 8,26 = 328,75.

t ух = 120 0 С;

q 2 = = =5,02.

3. Определяем потерю теплоты от химического недожога.

4. Определяем потерю теплоты от механического недожога q 4 = . При сжигании газового топлива q 4 = 0.

5. Определяем потерю тепла от наружного охлаждения (%)

6. Определяем полезную мощность парового котла.

Q пг = D (ί пн - ί пв) + * (ί кв - ί пв),

где D – расход пара, кг/с

ί пп =- энтальпия перегретого пара или ί нп – энтальпия насыщенного пара

ί пв =- энтальпия питательной воды

ί кв = энтальпия котловой воды

Р – процент продувки, %

ί пв = t пв *с пв = t пв * 4,19=100*4,19=419; (кДж/кг)

ί пп = 2927,4

ί нп = 2802,1

Р = 3% * D = 0,083

Q пг = D (ί пн - ί пв) + * (ί кв - ί пв)= 2,78(2802,1 – 419) + 0,083(807,6–419)=

6625,02 + 32,25 = 6657,27

7.Определяем КПД брутто парового котла из уравнения обратного теплового баланса (%).

η бр = 100 - (q 2 +q 3 +q 4 + q 5) = 100 – (5,02 + 0,5 + 1,7) = 92,78.

8. Определяем расход топлива, м 3/ с.

В пг = .100 = = 0,23

9. Определяем расчетный расход топлива, м 3/ с.

В р = В пг. =0,23

10. Определяем коэффициент сохранения теплоты.

1 - = =0,98.

3.4. Расчет топочной камеры .

1. При поверочном расчете топки необходимы следующие данные:

V т – объем топочной камеры, V т = 17,2

F ст – полная площадь поверхности стен топки, F ст = 41,46

H л – площадь лучевоспринимающей поверхности, Н л = 38,95.

Степень экранирования топки:

2.Определяем полезное тепловыделение в топке:

Q в / - теплота воздуха, определяется по формуле:

Q в / = = 1,1 *328,75= 361,63

Q т = Q р р= 29805,43.

3. Определяем коэффициент тепловой эффективности экранов: =хξ.

х = 0,8; ξ=0,65;

Хξ=0,8 * 0,65 = 0,52.

4. Определяем эффективную толщину излучающего слоя (м):

S = 3,6 = 3,6 * 1,5.

5. Определяем коэффициент ослабления лучей:

k = k г r n + k c .

где k г – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами определяем по формуле:

r n – суммарная объемная доля трехатомных газов и водяных паров в топке,

r н о – доля водяных паров в объеме продуктов сгорания в топке.

r НО =0,18; r n = 0,263

Р n = r n * Р, где Р = 0,1

Р n = r n * Р= 0,263 * 0,1 = 0,0263

k г = = = 8,96.

k c – коэффициент ослабления лучей статистыми частицами

k c = 0,3 (2-) * ;

Величина

k c = 0,3 (2-) * = = =1,075;

k = k г r n + k c = 8,96 * 0,263 + 1,075 = 3,43

6. Определяем степень черноты факела.

а ф = m a св + (1- m) а г, где

m – коэффициент, характеризующий долю топочного объема,

a св = 1-е -(k г r + k с) Р S =1-е -3,43*0,1*1,5 =0,4

a г =1-е - k г r Р S =1-е -8,96*0,263*0,1*1,5 =0,298

а ф = m* a св + (1-m)* a г =0,5 * 0,4 + (1-0,5) * 0,298=0,349;

7. Определяем коэффициент М, зависящий от положения максимума температуры пламени по высоте топки.

М = 0,54-0,2 Хm, где Хm = = =0,177

М = 0,54-0,2 Хm=0,54 - 0,2 * 0,177 = 0,5

8.Определяем среднюю суммарную теплоемкость продуктов сгорания на 1м 3 газа при нормальных условиях.

15950 при 1000 0 С

Т а = 1700 + 273 = 1973 0 К

VC ср = = 19,79

9. Определяем степень черноты топки.

а т = 0,51

10. Определяем действительную температуру на выходе из топки по формуле:

3.5. Расчет первого конвективного пучка .

1. Определяем площадь поверхности нагрева конвективного пучка

n=328, где n – количество труб.

n I к.п. =225 n II к.п. =103

Iк.п. = 0,69 IIк.п. = 0,31

Н II к.п. =116*0,31= 36 м 2

Н I к.п. =116-36=80 м 2

2. Определяем относительный продольный и поперечный шаги.

σ 1 = 1,96 σ 2 = 2,16

3. Определяем площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания при поперечном омывании гладких труб.

F m .сеч = =0,41 (м 2)

4. Предварительно принимаем два значения температуры продуктов сгорания после газохода. В дальнейшем весь расчет ведем для двух предварительно принятых температур.

Θ // 1кп =800

Θ // 1кп =700

5. Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания; кДж/м 3 .

I / I к.п. = =16826

Q б = φ (I / - I // + I 0 пр).

Θ // 1 кп =800 ; Q б =0,98(16826 – 12924 + 0,05*328,75)=3840,07

Θ // 1 кп =700; Q б =0,98(16826 – 11163 + 0,05*328,75)=5565,85

6. Вычисляем расчетную температуру потока продуктов сгорания.

для Θ // 1 =800 = =908,5

для Θ // 1 =700 = =858,5

7. Определяем температурный напор.

Δt = Θ-t к; t к = 194,7 0 С – температура конденсата.

для Θ // 1 =800; Δt = Θ-t к =908,5 - 194,7 =713,8;

для Θ // 1 =700; Δt = Θ-t к =858,5 – 194,7 = 663,8.

8. Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева.

для Θ // 1 =800 ω г = =6,6;

для Θ // 1 =700 ω г = =6,3 .

9. Определяем коэффициент теплопередачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков труб.

с s =1; с я =0,94; r н о I к.п. =0,17

для Θ // 1 =800 =45 =1,01 =45*0,94*1*1,01=42,72;

для Θ // 2 =700 =42 =1,03 =42*0,94*1*1,03=40,66

ххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххххх

10. Вычисляем степень черноты газового потока по номограмме. При этом необходимо вычислить суммарную оптическую величину по формуле:

k*p*s = (k г r n + k зл μ)ps.

Для газов k зл = 0, формула примет вид: k*p*s = k г r n ps.

r n – суммарная объемная доля трехатомных газов (из табл.1)

s – толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков определяется по формуле: s = 0,9*d* ; м

k г – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, определяем по формуле для двух температур

для Θ // 1 ; k г =

для Θ // 2 ; k г =

Р – давление в топочной камере к/а, принимаем Р = 0,1мПа

Рассчитываем k*p*s = k г r n ps для двух температур

для Θ // 1 ; k*p*s =

для Θ // 2 ; k*p*s =

а – степень черноты газового потока по номограмме (приложение8)

для Θ // 1 ; а =

для Θ // 2 ; а =

11. Определяем коэффициент теплоотдачи, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева при сжигании газа:

= *а *с г,

где а - степень черноты,

Коэффициент теплоотдачи по номограмме (приложение 9).

с г – коэффициент определяется по приложению 9 в зависимости от температуры стенки.

T ст принимаем 200 0С, для двух температур: Θ // 1 ; Θ // 2 ;

Рассчитываем:

= *а * с г.

для Θ // 1 ; =

для Θ // 2 ; =

12. Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева:

где - коэффициент использования, для поперечно омываемых пучков

1; для сложно омываемых =0,95.

для Θ // 1 ; =

для Θ // 2 ; =

13. Определяем количество тепла, воспринятое твердой поверхностью нагрева на 1м 3 сжигаемого газового топлива для двух температур:

Для этого определяем температурный напор как среднелогармфмическую разность температур.

где - большая разность температур продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости при противотоке

Меньшая разность температуры продуктов сгорания и нагреваемой жидкости.

Вычисляем коэффициент теплопередачи

к = , где - коэффициент тепловой эффективности определяем по приложению 10 в зависимости от вида топлива.

для Θ // 1 ;

для Θ // 2 ;

Определяем Q т =

для Θ // 1 ; Q т =

для Θ // 2 ; Q т =

14. Производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева.

Для этого строится зависимость Q =f (Θ //); точка пересечения прямых дает температуру Θ р // .

Расчет водяного экономайзера.

1. По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты, которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов.

При t ух = 120-130 0 С (для газового топлива).

Q б = φ*(I / эк - I эк // + I 0 хв).

2. Определяем энтальпию воды после экономайзера

где В р – расход топлива;

D – паропроизводительность к/а, кг/с

ί эк / = ί n вэк

3. В зависимости от направления движения воды и продуктов сгорания в экономайзере определяем температурный напор, 0 С.

Большая разность температур продуктов сгорания и нагреваемой среды, 0 С.

= Θ / эк – t // эк =

= Θ // эк - t / эк =

4. Определяем скорость продуктов сгорания в экономайзере, м/с.

ω г = В р *V г *(Θ ср +273),

В р – расход топлива

V г –объем газов в экономайзере (из табл.1)

5. Определяем коэффициент теплоотдачи.

к = к н *с =

6. Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера, м 2.

7. По полученной площади устанавливаем его конструктивные характеристики.

Общее число труб n = =

Число рядов труб m = ,

где Z – число труб в ряду.

Список литературы:

1. Борщов Д.Я. Устройство и эксплуатация отопительных котельных малой мощности: Учеб. пособие для проф.тех. училищ. – 2-е изд., испр. и доп. – М.: Стройиздат, 1989

2. Брюханов О.Н., Кузнецов В.А. Газифицированные котельные агрегаты: Учебник. – М.: ИНФРА – М, 2005

9.1.В котельной установлено два паровых котла ДЕ-10-14ГМ. (Смотри схему №11)

Назначение котлов – поддержать в разогретом состоянии мазут в баках на случай перевода водогрейных котлов КВГМ-50 и самих котлов ДЕ-10-14ГМ с газа на мазут (разрыв газопровода, прекращение подачи газа, или по другим причинам).

При резервном подогреве мазута котлы ДЕ-10-14ГМ могут работать как на газе, так и на мазуте.

Покрытие нагрузок собственных нужд по пару обеспечивается вырабатываемым в паровых котлах насыщенным паром Р=13кг/см2, и Т=194 С.

9.2.Технологическая характеристика котлов ДЕ-1014ГМ.

9.2.1.Паропроизводительность 10т/ч;

9.2.2.Рабочее давление 13кг/см2;

9.2.3.Температура пара 194 С;

9.2.4.Состаяние пара насыщенный;

9.2.5.Общая поверхность нагрева (в т.ч. радиационная, конвективная) 151м2;

9.2.6.Водяной объем котла 8,3м3;

9.2.7.Паровой объем котла 1,8м3;

9.2.8.Внутренний диаметр барабана котла 1000мм;

9.2.9.Толщина стенки барабана 13мм;

9.2.10.Размеры котла: высота 4030мм;

длина 6540мм;

ширина 4300мм;

9.2.11.Масса котла 13700кг;

9.2.12.Тип горелки ГМ-7;

9.2.13.Расход топлива: мазут 695кг/час;

газ 742м3/час.

9.3.Устройство котла ДЕ-10-14ГМ.

9.3.1.Основными частями котла является верхний и нижний барабан (Смотри схему 12,13,14 - разрез котла.), конвективный пучок, фронтовой, боковой и задний экран, образующие топочную камеру.

Характерной особенностью котла является боковое (относительно топочной камеры) расположение конвективной части.,

9.3.2.Топочная камера имеет высоту 2400мм и ширину по осям боковых экранов – 1790мм.

9.3.3.Конвективнные пучки от топочной камеры отделены газо-плотной перегородкой из труб, в задней части которой имеется окно для выхода газов.

9.3.4.Трубы перегородки и правого бокового экрана, образующего также пол и потолок камеры, вводится непосредственно в верхний и нижний барабаны. Основная часть труб конвективного пучка и правого топочного экрана присоединяются к барабанам котла вальцовкой.

9.3.5.Трубы, устанавливаемые в отверстиях, расположенных в сварных швах или около шовной зоны, а также трубы левого топочного экрана (газоплотная перегородка) – приваривается к верхнему и нижнему барабану электросваркой. Концы труб заднего и фронтового экрана привариваются к верхнему и нижнему коллекторам d 159х6 мм.

9.3.6.Верхний и нижний барабаны котлов изготовлены из низколегированной стали 16ГС и имеют внутренний диаметр 1000мм.

Котлы выполнены по схеме с одноступенчатым испарением.

9.3.7.Для контроля за тепловым расширением элементов котла в продольном направлении в районе заднего днища нижнего барабана установлен репер.

9.3.8.Плотно экранирование боковых стенок (относительно шага труб s=1,08), потолка и пола топочной камеры позволяет ограничится легкой изоляцией толщиной 100мм, укладываемой на слой шамотобетона толщиной 15-20мм.

9.3.9.В котлах предусмотрена продувка с нижнего барабана.

9.3.10.В верхних барабанах котлов для разделения пароводяной смеси, организация зеркала испарения и получения осушенного пара устанавливается внутри барабанные и паро-сепарационные устройства. Отбойные щиты, направляющие козырьки, жалюзийные сепараторы и дырчатые листы выполняются съемными для облегчения полного контроля и ремонта вальцовочных соединений труб с барабаном.

9.3.11.В конвективных пучках установлены продольные перегородки, обеспечивающие разворот газов в пучках и выход их через заднюю стенку котла.

9.3.12.Котлы оборудованы стационарными обдувочными аппаратами, расположенными с левой стороны котла.

Обдувочными аппарат имеет трубу с соплами, которая вращается при обдувки конвективной части котла. Вращение обдувочной трубы производится вручную при помощи маховика и цепи. Для обдувки котла используется насыщенный пар работающих котлов при давлении не менее 7кг/см2. На стенах топочной камеры установлены три лючка гляделки.

9.3.13.Все котлы смонтированы на опорной раме, воспринимающей вес элементов котла, работающих под давлением, котловой воды, а также обвязочного каркаса, натуральной обмуровки и обшивки.

Неподвижными (мертвыми) опорами котлов являются передние опоры нижнего барабана. Средние и задние опоры нижнего барабана – подвижные и имеют овальные отверстия для шпилек, которыми крепятся к раме.

9.4.Газомазутная горелка.

9.4.1.Для сжигания топочного мазута и природного газа на котлах установлены газомазутные горелки ГМ-7.

Газомазуточная ГМ предназначена для раздельного сжигания топочного мазута и природного газа.

Допускается кратковременное совместное сжигание топочного мазута и природного газа во время перехода с одного вида топлива на другой.

В качестве запального устройства предусмотрено использование ЗЗУ-4.

Устройство горелкиГМ-7 и ее детали смотри рисунок №3.

9.4.2.Газовая часть /2/ представляет собой устройство, состоящее из газового коллектора с отверстиями и подводящей трубы.

Кольцевой коллектор в сечении имеет прямоугольную форму. К торцу газового коллектора присоединен обтекатель для плавного входа воздуха в воздухо-направляющее устройство.

9.4.3.Лопаточный завехритель воздуха /3/ обеспечивает смешивание газа с воздухом. Завехритель состоит из профельных лопаток внутренней и внешней обечаек. Они позволяют уменьшить аэродинамическое сопротивление.

9.4.4.Зажигание горелки производится дистанционно запальником. Наблюдение за работой запальника осуществляется через смотровой лючок на задней стенке топки у правого бокового экрана.

Факел запальника должен быть устойчивым и достаточно длинным, чтобы надежно воспламенить газ.

При розжиге на природном газе его давление перед горелкой должно составлять 5000-1000Па.

9.4.5.На фронте горелки предусмотрена гляделка. (10)

9.4.6. Остановка горелки производиться путем плавного и пропорционального прекращения подачи топлива и частичного воздуха. После полного прекращения подачи воздуха в течении 15 минут.

9.5.Пуск котла в работу.

9.5.1.Осмотр перед растопкой.

При осмотре убедиться в исправном состоянии элементов котла и арматуры, отсутствие в котле и газоходах посторонних предметов. Проверить состояние и плотность экрана между топкой и конвективным пучком, плотность перегородки в пучке и стыков перегородки с барабанами и обмуровкой. Опробуйте приводы к воздушным заслонкам и газовым шиберам, убедитесь в наличии естественной тяги в котле. Убедитесь в нормальном состоянии деталей горелки, огнеупорной футеровки камеры сжигания топлива, правильности сборки форсунки горелок ГМ-7.

Проверить правильность положения и отсутствия заедание обдувочных труб, которые должны легко и свободно проворачиваться за маховиком. Сопла должны быть установлены так, чтобы оси их были симметричны по отношению к зазору между рядами кипятильных труб. После осмотра топки и газоходов, лазы и люки плотно закройте. Проверить наличие диафрагмы взрывных (предохранительных) клапанов топки и газоходов.

После проверки исправности арматуры убедиться, что:

Продувочные вентили котлов плотно закрыты;

Манометры и экономайзер в рабочем положении, т. е. трубка манометра соединена трехходовым краном с барабаном;

Водоуказательные стекла включены, паровые и водяные вентили отключены, а продувочные свечи закрыты;

Вентили на питательных линиях к котлоагрегату открыты, кроме

питательного регулирующего клапана перед водяным экономайзером;

Проверить готовность к пуску и к работе дутьевой вентилятор и дымосос;

Проверить степень освещенности котлов и исправность аварийного освещения.

9.5.2.Заполнение котла водой.

Холодный котел заполнить водой через байпасную линию регулятора питания с температурой не ниже 5С. Заполнение вести до низшей отметки водоуказательного стекла. Проверить заполнение водой водяного экономайзера. Во время наполнения котла проверить плотность закрытия люков, фланцев и продувочной арматуры (о пропуске можно судить по нагреванию труб за вентилями, если котел заполняется горячей водой).

9.5.3.Включить тумблер питания щита КИП и А.

9.5.4.Проверить работу исполнительных механизмов направляющих аппаратов дымососа и вентилятора дистанционным управлением со щита.

9.5.5.Открыть продувочный вентиль. Проверить закрытие газозапорной арматуры. Сделать запись в журнале: ""Котел к вентиляции готов"", время и подпись.

9.5.6.Включить дымосос.

9.5.7.Включить вентилятор.

9.5.8. Ключ блокировки дымососа и вентилятора установить в положение ""сблокировано"".

9.5.9.Отрегулировать разряжение в топке 2,5 кг/см2 в автомате.

9.5.10.Провентилировать топку в течении 10-15 минут.

По окончанию вентиляции проверить закрытие газозапорной арматуры, определить содержание природного газа газоанализатором ШИ-11 и сделать запись в журнале"" КОТЕЛ К ПРИЕМУ ГАЗА ГОТОВ"", время и роспись.

9.5.11.Открыть вентиль на газопроводе запальника.

9.5.12.Установить ключ управления в положение"" Розжиг"".

9.5.13. Убедиться визуально в наличии пламени запальника, его величину расположение его в топке, а также по прибору контроля пламени запальника на щите управления.

9.5.14.В случае отсутствия пламени запальника или его исчезновения, розжиг прекратить до выяснения и устранения неполадок.

После устранения неполадок, розжиг запальников повторить.

9.5.15. Ключ управления установить в положение ""Работа"".

9.5.16.Взвести ПЗК.

9.5.17.Произвести розжиг основной горелки. Сделать запись в журнале ""КОТЕЛ РОЗОЖГЛИ"", время, роспись.

9.5.18.Установить давление газа перед горелкой 50-100кг/м2.

9.5.19.Убедиться устойчивости пламени основной горелки визуально и по прибору контроля пламени щита управления. Следить за ростом давления и уровня воды в барабане котла, регулировать их количество расходом топлива и подачей воды от питательного насоса.

9.5.20.Работу котла вести согласно режимной карте.

9.5.21.При давлении пара 0,5-1,0кг/см2 по манометру продуйте водоуказательные стекла и трубку манометра. Откройте паровую задвижку на 1/3 в атмосферу.

9.5.22.Темп подъема давления в барабане котла заполненного водой с температурой меньше 80С:

Через 20 минут после начала растопки-1кг/см2.

Через 40 минут после начала растопки-4 кг/см2.

Через 60 минут после начала растопки –13 кг/см2.

9.5.23.При давлении 3 кг/см2 продуть водоуказательные стекла.

9.5.24.Продувку котла производить при давлении до 7 кг/см2, согласно указаний по водному режиму.

9.5.25.С ростом давления и температуры контролировать величину продольных тепловых расширений блоков котла (нижнего барабана). Максимальная величина-12,5мм.

9.5.26.Проверка газоплотности амбразуры горелки и изоляции верхнего барабана осуществляется путем осмотра топки через задний лючок в периоды снижения нагрузки.

9.5.27.Необходимо следить, чтобы факел равномерно заполнял всю топочную камеру, не затягивался в конвективный пучок, не ударялся о трубы экранов.

9.5.28.При достижении давления в барабане котла 13 кг/см2, проверить работу предохранительных клапанов. Срабатывание контрольного-13,4 кг/см2, рабочего-13,4кг/см2.

Проверка предохранительных клапанов осуществляется принудительно рычагом –при приеме смены.

9.6.Техническое обслуживание котла.

9.6.1.При эксплуатации котлов избыточное давление должно быть не менее 7 кгм/см2. Подача пара на мазутное хозяйство и возврат конденсата будет описано в отдельной инструкции. Подача пара посторонним потребителям будет описана после заключения договора.

9.6.2.В процессе работы котла необходимо контролировать:

Уровень воды в барабане котла средний;

Давление в барабане котла не более 13 кг/см2;

Разряжение в топке котла 2,5-3,0 кгм/см.

9.6.3.Топочный режим должен соответствовать режимной карте.

9.6.4.Во время работы котла необходимо поддерживать заданное рабочее давление пара. Стрелка манометра не должна заходить за красную черту, соответствующую максимальному рабочему давлению.

9.6.5. По мере загрязнения труб конвективного пучка, в зависимости от характера отложений, производите обдувку поверхностей нагрева котла, перегревателя и хвостовых поверхностей нагрева. Обдувка стационарными обдувочными аппаратами проводить при минимальной нагрузке и максимальном давлении в котле. Перед обдувкой прогрейте и продуйте через дренаж участок трубопровода до обдувочного аппарата. Помните, что постоянный пропуск пара в газоходы вызывает коррозию (сильное загрязнение поверхности нагрева).

9.6.6.Следите за температурой уходящих газов и сопротивлением за котлом, повышение их указывает на перетекание газов через плотный левый экран или загрязнение труб конвективного пучка. Периодически осматривать огнеупорную форму горелки, форсунку, поверхности нагрева и изоляции барабанов, не допускайте образование коксовых наростов. Наблюдение за состоянием топочной камеры в период работы котла ведется через три лючка,два из них установлены на боковой стенке в начале и конце топочной камеры, третий- на задней стенке у правого бокового экрана. В передний лючок должен просматриваться выходной край амбразуры горелок.

9.6.7.В процессе эксплуатации нельзя допускать коксование амбразуры горелки или камеры сгорания при работе мазута. Боковой лючок, расположенный в конце топки, служит для наблюдения за режимом горения. Конец факела, наблюдаемый в этот лючок, должен быть чистым, бездымным. В задний лючок ведется наблюдение за работой запальника при отладке ЗЗУ, за омыванием факелом бокового экрана, проверяется отсутствие кокса и состояние футеровки амбразуры и камеры двухступенчатого сжигания при остановках котла или перевода его на газ.

Топочный режим должен соответствовать режимной карте.

9.6.8.Для увеличения нагрузки необходимо сначала прибавить подачу газа, затем воздух, после чего отрегулировать тягу.

9.6.9.Строго соблюдать инструкцию водного режима и продувки котла. Не допускайте эксплуатацию котла при наличии не плотностей в вальцовочных соединениях (парение, наросты солей).

9.6.10.Следить за тепловым перемещением элементов котла по реперам.

Если тепловые перемещения значительно меньше расчетного – 12,5мм, проверьте, нет ли защемления подвижных опор котла.

9.6.11.Машинист обязан тщательно следить за исправным состоянием всех соединительных частей трубопроводов, задвижек, вентилей, кранов и другой арматуры. Вентиля, задвижки. Краны на всех трубопроводах открываются медленно и осторожно, закрывайте плотно, причем последние обороты делайте быстро. Вентиля, задвижки и краны, редко используемые в работе, проверяйте не реже одного раза в 10 дней, путем частичного открытия и закрытия их.

9.7.Остановка котла.

9.7.1.Остановку котла выполняете в соответствии с пунктом 7.11. данной инструкции. После выключения горелки продуйте водоуказательные стекла, прекратите непрерывную продувку, закройте главный паровой вентиль, откройте продувку пароперегревателя, подпитайте котел до высшего уровня по стеклу, а затем прекратите подпитку. В дальнейшем, по мере падения уровня необходимо периодически подпитывать котел. Ведите наблюдение за уровнем воды в барабане котла до полного снижения давления.

9.7.2.Охлаждение котла ведите медленно, за счет естественного остывания. Дверки, гляделки, лазы держите закрытыми. В случае остановки котла для ремонта через 1,5 – 2 часа откройте дверки и лазы газоходов, и шибер за котлом.

9.7.3.Воду из котла можно слить лишь после снижения температуры воды до 79-80 С. Спуск ведите медленно, при поднятом предохранительном клапане или открытом воздушнике.

9.8.Аварийная остановка котла.

9.8.1.Аварийная остановка котла производится быстрым прекращением подачи топлива нажатием на щите кнопки ""Аварийная остановка"". Не прекращайте вентиляцию топки минимум 30 минут.

Отключите дутьевой вентилятор и дымосос.

Отключите котел от паровой магистрали.

9.8.2.Случаи аварийной остановки котла:

При разрыве кипятильных или экранных труб. Разрыв кипятильных или экранных труб сопровождается следующим явлением: шум вытекающей паровой смеси в топке или в газоходах, выброс газов через топочные отверстия, лючки, гляделки. И в этом случае останавливается дымосос.

При снижении уровня воды в барабане котла и невозможность его восстановить. Если уровень в водоуказательном стекле остается видимым, пустить в работу резервный, питательный насос, выключить автомат питания и перейти на ручное регулирование. Если уровень воды в стекле не устанавливается, прекратить питание, закройте парозапорные вентиля на котле и паропроводе и откройте дренажный вентиль паропровода. Дымосос остановить после того, как основное количество пара выйдет из котла.

При увеличении уровня воды в барабане котла и невозможность его снизить (байпасом регулятора, дренажированием).

При выходе из строя водоуказательных приборов.

При повышении давления пара в барабане котла и не срабатыванием предохранительных клапанов.

9.9.Контрольно-измерительные приборы и приборы безопасности.

9.9.1.Каждый котел комплектуется двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольным. Оба клапана устанавливаются на верхнем барабане котла, и любой из них может быть контрольным.

9.9.2.На котлах устанавливаются два водоуказательных прибора прямого действия, которые присоединяются к трубам, идущим низ парового и водяного объема верхнего барабана.

Водоуказательное стекло служит для контроля уровня в барабане котла. Представляет собой специальное стекло, работающее под большим давлением (система Клин Гер). Оно состоит из металлического корпуса (сплошная задняя стенка и передняя рамка) между ними закрепляется рефренное стекло, уплотняется прокладкой. В верхней части имеется штуцер для подключения к паровому пространству. Подключается при помощи специального крана. В нижней части штуцер для соединения с водяным пространством. Также подключается через водяной кран. В нижней части стекла имеется штуцер с трех ходовым краном для продувки стекла. В штуцерах, против водяного и парового канала имеется пробочки, для механической очистки ходов.

9.9.3.Котел оборудован контрольно-измерительными приборами по месту и на щите контроля и управления:

Щит котла ДЕ-10-14ГМ:

Щит контроля:

Щит паровой части:

Регуляторы паровой части:

1.Регулятор давления в баке деаэраторе Р 25.1.1.

2.Регулятор уровня в деаэраторе Р 25.1.1.

3.Регулятор давления мазута Р 25.1.1

Регуляторы парового котла:

1.Регулятор топлива Р 25.1.1.

2.Регулятор воздуха Р 25.1.1.

3.Регулятор разряжения Р 25.1.1.

4.Регулятор уровня в барабане котла Р 25.1.1.

9.9.4.Защита котла :

1.Давление пара в барабане котла 14кг/см2.

2.Уровень воды в барабане котла:

Нижний, аварийный уровень -100мм

3.Давление воздуха на горелке 5кг/см2.

4.Давление газа на горелке низкое 100кг/см2.

5. Давление газа на горелке высокое 0,25кг/см2.

6. Разряжение в топке -+1.0кг/м2.

9.10.Питательно-деаэрационная установка котлов ДЕ-10-14ГМ.

9.10.1.Питательно-деаэрационная установка обеспечивает запас питательной воды (емкость деаэрационного бака и другие технические данные смотрите в спецификации схем№11). В баке деаэраторе, подогрев и удаление агрессивно-активных газов (О2 и СО2) химочищенной воды после второй ступени ХВО в колонке деаэратора.

Установка состоит из:

Атмосферного деаэратора /4/;

Охладителя выпара /5/;

Питательных насосов ЦНСТ-38-176 /3/ - 2шт.;

Подогревателя ХВО второй ступени /6/

Теплообменника сепаратора непрерывной продувки котлов /7/.

9.10.2.Атмосферный деаэратор ДА-25/8 /4/ состоит из бака объемом 25м3 и атмосферной деаэрационной колонки/4/, гидрозатвора /9/, водоуказательных стекол.

9.10.3.Пар от котла поступает в нижнюю часть колонки, которая имеет разбрызгивающие сита, на них в верхней части поступает химочищенная вода после второй ступени ХВО.ниже обратка конденсата.

Химочищенная вода предварительно нагревается в теплообменнике ХВО паром, а затем в охладителе выпара до температуры 95 - 100С.

9.10.4.Пар поступает также в нижнюю часть деаэраторного бака под дырчатый лист для барбатажа питательной воды с целью более глубокого удаления О2 и СО2.

9.10.5.Давление пара в деаэраторе поддерживается автоматически регулятором давления – 1,2ата.

Условные обозначения.

Nа линия хим. очищенной воды;

п паропровод;

Задвижка;

Обратный клапан;

Задвижка с эл. приводом;

Регулятор;

к конденсат;

Конденсатор;

др дренажный трубопровод;

Питательная линия;

Линия выпари;

хв линия холодной воды;

Предохранительный клапан

Направление среды.

9.10.6.Уровень питательной воды в баке автоматически поддерживается регулятором уровня на ХВО и контролируется визуально по водомерному стеклу.

9.10.7.Для защиты деаэратора от повышения давления и повышение нормального уровня (при выходе их строя регулятора) имеется два гидрозатвора. Он обеспечивает перелив в дренаж питательной воды при превышении нормального уровня в баке, и при превышении давления выше 1,2ата за счет ""выжимания"" воды из гидрозатвора в дренаж и сообщение, таким образом, деаэратора с атмосферой.

9.10.8.Питательные насосы /3/ под деаэраторной установкой. Деаэрированная и подогретая до 104 С вода поступает на всас питательных насосов – ЦНСТ-38-176: G=38м3/час, Н=176м.вод.ст.; с электродвигателем 4А180М2: N=30кВт, n=3000об/мин.

Насос многоступенчатый, поэтому имеет ""разгрузочную пяту"" т.к. на ротор действует сила разницы давления между всасом и нагнетанием.

9.10.9.Чтобы насос не ""запарился"" на малых нагрузках, смонтирована рециркуляционная линия от нагнетания в деаэрвционный бак через регулятор ""разгрузки насоса"".

9.10.10.Для повышения надежности смонтированы два нагнетательных коллектора на экономайзере.

9.10.11.Перед экономайзером стоит автоматический регулятор уровня воды в верхнем барабане котла.

9.10.12.Пуск деаэрационной питательной установки из ""холодного состояния"" необходимо собрать технологическую схему подачи ХВО второй ступени /6/, охладитель выпара деаэратора /5/ и деаэраторную колонку. Все задвижки по ходу должны быть открыты полностью, кроме байпасов. Выпар из деаэратора должен быть открыт в атмосферу. Произвести внешний осмотр оборудования, арматуры и трубопроводов всей технологической цепочки. Заполнение бака деаэратора до среднего уровня по водоуказательному стеклу производить байпасом на регуляторе уровня, в ручную.

Проверить показание измерительного электронного прибора уровня воды в баке деаэратора. При несоответствии его показаний с показанием уровня воды по указательному стеклу сообщить слесарям КИП и А.

ВНИМАНИЕ: При внешнем осмотре оборудования и трубопроводов особое внимание обратить на наличие, включение всех приборов и оборудования КИП и А. Все дренажи должны быть закрыты. Продуть водоуказательные стекла.

9.10.13.После пуска котла открываются последовательно задвижки:

На теплообменник сепаратора непрерывной продувки /7/, полностью;

На подогреватель ХВО второй ступени /6/, (температура воды на выходе из подогревателя поддерживается около 90 С);

Выпар из деаэратора перевести из атмосферы на охладитель выпара;

На колонку деаэратора, медленно, байпасом регулятора давления в колонке деаэратора, поддерживая давление в колонке – 1,2кг/см2, затем перевести регулятор в автоматический режим.

ВНИМАНИЕ: Следить за давлением в колонке деаэратора.

9.10.14.Подготовка к пуску и пуск питательных насосов.

Произвести осмотр питательных насосов.

Открыть задвижки на всас насосов от бака деаэратора.

Произвести поочередно пробный пуск питательных насосов на рециркуляцию в деаэраторный бак.;

Оставить в работе один питательный насос, открыть задвижку на выдачи. Подпитывать котел, поддерживая средний уровень по водомерному стеклу, вручную байпасом на регуляторе уровня, в автоматический режиме регулятор переводиться после увеличения нагрузки котла (подача пара на деаэратор, подогреватели, потребителям);

Закрыть рециркуляцию питательного насоса после набора нагрузки на котле 25%.

ВНИМАНИЕ: Следить за температурой разгрузочной пяты питательного насоса на ощупь.

9.11.Водный режим.

9.11.1.Водный режим устанавливается с целью обеспечения безаварийной и экономичной работы оборудования водоподготовки и котла. Объем, периодичность контроля и показатели его должны быть соответственны нормативным картам водного режима.

9.11.2.Котлы оснащены непрерывной и периодической продувкой. Поддержание щелочности котловой воды в заданных пределах производиться на основании анализа котловой воды, производиться при помощи продувки. Продувка котла производиться по указанию дежурного лаборанта, но не реже одного раза в смену.

Процент продувки парового котла считают по формуле:

Щ котл.в.-Щ пит.в.

где: Щ пит.в., Щ котл.в. - щелочность соответственно питательной,

щелочность котловой воды, в мг-экв/кг.

Относительная щелочность котловой воды считается по формуле:

Щкотл.вод. х 40

Щ отн.в.= х 100%

где: Щ котл.- щелочность котловой воды, мг-экв/кг:

S котл.в.- солесодержание и сухой остаток котловой воды, мг/кг;

40 - эквивалент.

Влажность пара считается по формуле:

где: Щ пара; Щ котл. в. - щелочность пара и щелочность котловой

воды, мг-экв/кг.

ВНИМАНИЕ: Продувка котла:

Непрерывная - оба вентиля открыты, количество дозируется шайбой или первым вентилем;

Периодическая - полностью открывается первый вентиль затем второй (закрывается в обратном порядке).

Карта водно-химического режима работы участка ХВО и паровых

ТЯГОДУТЬЕВЫЕ УСТАНОВКИ.

10.1.Характеристика дымососов и вентиляторов.

10.2.Назначение, устройство, дымососа и вентилятора.

Вентиляторы предназначены для подачи воздуха необходимого для сжигания топлива в топке котла, а дымосос - для удаления продуктов сгорания топлива из котла и поддержание разряжения в газовом тракте.

Вентиляторы и дымососы состоят из следующих узлов:

ходовая часть, рабочее колесо, улиткообразный корпус, осевой направляющий аппарат.

Ходовая часть состоит из литого корпуса, вала, вращающегося на двух роликовых подшипниках и втулочно-пальцевой муфты. Полость в корпусе ходовой части заполняется маслами: индустриальным-20ГОСТ 1707-51 или турбинным марка22ГОСТ 32-53. В масляной ванне дымососа и вентилятора помещается змеевик охлаждения масла. Проверка уровня масла производиться по масло указателю.

Рабочее колесо состоит из основного диска, конического диска, литой ступицы и рабочих лопаток.

Сваренная из листового металла улитка установлена на фундаменте.

Сварной восьми лопастной направляющий аппарат устанавливается на входе потока газов в улитку и служит для регулирования производительности машин. Лопатки направляющего аппарата поставлены радиусом и прикреплены к цапфам, вращающимся в отсеке, закрепленном на растяжках.

Управление осевым направляющим аппаратом может осуществляться как автоматически,так и дистанционно, используя соответствующие регуляторы (регулятор разряжения или регулятор соотношения ""газ-воздух"") установленные на щитах котлов.

Дымосос от вентилятора отличается увеличенной толщиной лопаток рабочего колеса, наличием накладки у корня рабочих лопаток и брони по образующей улитке, в связи с тем, что дымосос работает в тяжелых температурных условиях.

10.3.Подготовка к пуску и пуск дымососа и вентилятора .

10.3.1.Проверить наличие ограждения муфты сцепления.

10.3.2.Проверить наличие заземления двигателя.

Описание котла ДЕ-10-14 ГМ :

Паровой котёл ДЕ-10-14 ГМ газомазутный вертикально-водотрубный с естественной циркуляцией типа Е (ДЕ) производительностью - 10 тон насыщенного пара (194 °С) в час, используемого на технологические нужды промышленных предприятий, в системах отоп­ления, вентиляции и горячего водоснабжения. Топочная камера котла ДЕ в види латинской "D" образованна экранными трубами, размещается с права от конвективного пучка, оборудован­ного вертикальными трубами, развальцо­ванными в верхнем и нижнем барабанах. Основными составными частями котла ДЕ-10-14ГМ являются верхний и нижний барабаны, трубная система котла ДЕ состоит из конвективного пучка, заднего фронтового и бокового экрана, образующие топочную камеру котла ДЕ-10-14 ГМ.

Котел ДЕ-10 14 ГМ с диаметром верхнего и нижнего барабана - 1000 мм, расстояние между барабанами соответственно - 2750 мм (максимально возможное по усло­виям транспортировки блока по железной дороге). Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днищах каждого из них имеются лазы с затворами (крышка лаза). Изготовляются барабаны для котла ДЕ-10-14 ГМ рабочим давлением 1,4 МПа (абс) из стали 16ГС или 09Г2С и имеют толщину стенки соответственно 13 мм.

Паровой котел ДЕ 10 14 ГМ производительностью - 10 т/ч, с одноступенчатой схемой испарения.

Пароперегреватель котлов производи­тельностью 6,5 и 10 т/ч выполнен змеевиковым из рядных труб. На котлах производитель­ностью 16 и 25 т/ч пароперегреватель - вертикальный, дренируемый из двух рядов труб.

Котел ДЕ-10 14 ГМ поставляется как блоком так и россыпью, в комплектацию поставкивходит; верхний и нижний барабаны с внутрибарабанными устройствами, трубную систему экранов и конвективного пучка (в случае необходимости - пароперегрева­тель - по запросу ), опорную раму, изоляцию и обшивку.

В качестве хвостовых поверхностей на­грева котлов применяются стальные БВЭС или чугунные ЭБ экономайзеры.

Паровой котел ДЕ-10 14 ГМ оборудованы системами очистки поверхностей нагрева с применением ГУВ (генератор ударных волн).

Неподвижными опорами котлов являют­ся передние опоры нижнего барабана. Средняя и задние опоры нижнего барабана подвижные и имеют овальные отверстия для болтов, которыми крепятся к опорной раме на период транспортировки.

Котел ДЕ-10-14 ГМ снабжен двумя пружинными предохранительными клапа­нами 17с28нж , один из которых является контроль­ным. На котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливаются на верхнем бара­бане котла и любой из них может быть вы­бран как контрольный. На котлах с паропе­регревателем контрольным клапаном яв­ляется клапан выходного коллектора пере­гревателя.

Номинальная паропроизводительность и параметры пара (соответствующие ГОСТ 3619-82) обеспечиваются при температуре питательной воды 100°С при сжигании топлив: природного газа с удельной теплотой сгорания 29300-36000 кДж/кг (7000-8600 ккал/м 3) и мазута марок М40 и М100 по ГОСТ 10588-75.

Диапазон регулирования котла в пределах 20-100% от но­минальной паропроизводительности. До­пускается кратковременная работа с нагруз­кой110 % . Поддержание температуры пере­грева у котлов с пароперегревателями обес­печивается в диапазоне нагрузок 70-100%.

Котёл ДЕ-10-14 ГМ может работать в диапазоне давлений 0,7-1,4 МПа.

В котельных, предназначенных для про­изводства насыщенного пара без предъяв­ления жестких требований к его качеству, паропроизводительность котлов типа Е (ДЕ) при пониженном до 0,7 МПа давлении может быть принята такой же, как и при давлении 1,4 МПа.

Для котла ДЕ-10-14 ГМ пропускная спо­собность предохранительных клапанов 17с28нж со­ответствует номинальной производительности котла при давлении не ниже 0,8 МПа (абс).

Нормы качества питательной воды и па­ра должны соответствовать требованиям регламентируемым правилами «Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору» России.

Средний срок службы работы котла между ка­питальными ремонтами при числе часов использования установленной мощности 2500 ч/г - 3 года, средний срок службы до списания не менее - 20 лет.

Паровой коте л ДЕ 10-14 ГМ, может использо­ваться в качестве водогрейного (по техни­ческой документации предприятия).

Технические характеристики ДЕ-10-14 ГМ :

Паровые котлы типа Е(ДЕ). Паровой котёл ДЕ 4/14 ГМ Новый, без обмуровки, с экономайзером и дымососом. Предназначение: получение пара, используемого для технологических нужд промышленных предприятий; использование в качестве отопительных котлов для систем автономного отопления; применение в системах вентиляции и горячего водоснабжения. Техническая характеристика парового котла ДЕ 4/14 ГМ Топливо: мазут или природный газ Паропроизводительность, т/ч: 4,0 Давление пара, МПа (кгс/см2): 1,4 (14) Температура (насыщенного) пара, °С: 194 Температура (перегретого) пара, °С: 225 Расчетный КПД, % на газе/мазуте: 90,8/89,5 Тип горелки: ГМ-2,5 Габаритные размеры котла, мм (длина/ ширина/ высота): 4280/ 4300/ 5050 Масса в объеме заводской поставки, кг: 10 258 Преимущества газ-мазутного парового котла ДЕ 4/14 ГМ повышенная паропроизводительность и КПД; упрощенная тепловая схема; сниженные потери в тепловом балансе котельных. Средний срок службы газ-мазутного парового котла ДЕ 4/14 ГМ между капитальными ремонтами при числе часов использования установленной мощности 2500 ч/г - 3 года, средний срок службы до списания - 20 лет.

Часть 3. Топливо и его сжигание Тема 13. Топливо и его характеристики

13.1.Виды топлива и их особенности

Энергетическим топливом называются горючие вещества, которые экономически целесообразно использовать для получения в промышленных целях больших количеств тепла. Основными его видами являются органические топлива: торф, горючие сланцы, угли, природный газ, продукты переработки нефти.

По способу получения различают природные и искусственные топлива. К природным относятся натуральные топлива: уголь, сланцы, торф, нефть, природные газы. Из твердых топлив к искусственным относятся кокс, брикеты угля, древесный уголь. Из жидких - мазут, бензин, керосин, соляровое масло, дизельное топливо. Из газовых - газы доменный, генераторный, коксовый, подземной газификации.

Торф, бурые угли, каменные угли и антрациты образовались в процессе последовательной углефикации отмершей растительной массы.

Основная выработка электрической и тепловой энергии производится на твердом топливе.

Характеристики и состав твердого топлива, в том числе выход летучих, спекаемость кокса, оказывают сильное влияние на процесс горения угля. С увеличением выхода летучих и содержания в них более реакционно-способных газов воспламенение топлива становится легче, а кокс благодаря большей пористости получается более реакционно-способным.

По этим свойствам каменных углей проводят их классификацию. Ископаемые угли подразделяются на три основных типа: бурые, каменные угли и антрацит.

Бурые угли. К бурым углям марки Б относят угли с неспекающимся коксом и высоким выходом летучих, обычно более 40%, и с высшей теплотой сгорания рабочей массы без зольного угля, меньшей 5700 ккал/кг (23883 Дж/кг).

Бурые угли характеризуются высокой гигроскопической и в большинстве случаев высокой общей влажностью, пониженным содержанием углерода и повышенным содержанием кислорода по сравнению с каменными углями. Вследствие сильной балластированности золой (А р =15-25%) и влагой (W p =20-35%) низшая теплота сгорания бурых углей пониженная МДж/кг (2500-3600 ккал/кг).

Каменные угли. К каменным углям относят угли с высшей теплотой сгорания рабочей массы без зольного угля большей 5700 ккал/кг (23883 Дж/кг) и с выходом летучих более 9%. Основная масса их спекается. Часть их с выходом летучих веществ большим 42-45% (длиннопламенные) и меньшим 17% (тощие) - не спекается.

Каменные угли обладают относительно меньшим балластом: А р =5-15%, W p =5-10% и более высокой теплотой сгорания МДж/кг (5500-6500 ккал/кг).

Торф является химически и геологически наиболее молодым ископаемым твердым топливом и обладает высоким выходом летучих (V г =70%), высокой влажностью (W р =40-50%), умеренной зольностью (A р =5-10%), низкой теплотой сгорания МДж/кг (2000-2500 ккал/кг).

Сланцы. В Эстонии большое значение имеют горючие сланцы, добываемые открытым способом. Зольность сланцев очень большая и доходит до A р =50-60%, влажность также повышенная W р =l5-20%. Вследствие большого балласта их теплота сгорания низкая МДж/кг (1400-2400 ккал/кг) при высокой теплоте сгорания горючей массы МДж/кг (6500-8000 ккал/кг). Высокое содержание водорода в горючей массе H г =7,5-9,5% обусловливает большой выход летучих у сланцев, достигающий 80-90%, и их легкую воспламеняемость.

Топливо с высокой зольностью и влажностью вследствие большого содержания внешнего балласта целесообразно использовать вблизи места его добычи для уменьшения непроизводительных транспортных расходов на перевозку большой массы золы и влаги. В этом смысле такие топлива принято называть местными. К ним, в частности, относятся некоторые бурые угли, как, например, подмосковные, башкирские, украинские, торф и сланцы.

Мазут. Из жидких топлив в энергетике используется мазут трех марок - 40, 100 и 200. Марка определяется предельной вязкостью, составляющей при 80°С для мазута 40 - 8,0; для мазута 100 - 15,6; для мазута 200 - 6,5-9,5 град. усл. вязкости (°УВ) при 100°С.

В мазуте содержится углерода 84-86% и водорода - 11-12%, содержание влаги не превышает 3-4%, а золы - 0,5%. Мазут имеет высокую теплоту сгорания МДж/кг (9400-9600 ккал/кг).

По содержанию серы различают малосернистый мазут S р ≤0,5%, сернистый - S р до 2% и высокосернистый S р до 3,5%; по вязкости - маловязкий и высоковязкий, содержащий смолистые вещества и парафин. Наиболее вязкие сорта мазута имеют температуру застывания 25-35 0 С. В связи с этим при сжигании применяется предварительный нагрев вязких мазутов до температуры 80-120°.

Природный газ. Большое значение в топливном балансе Украины имеют природные газы, представляющие собой смесь углеводородов, сероводорода и инертных газов: азота и углекислоты. Основной горючей составляющей природных газов является метан (от 80 до 98%), что обусловливает их высокую теплоту сгорания. В них инертных газов содержится немного: 0,1-0,3% С0 2 и 1-14% N 2 .

Теплота сгорания сухого природного газа МДж/м 3 (8000-8500 ккал/м 3).

Доменный газ образуется при выплавке чугуна в доменных печах. Его выход и химсостав зависят от свойств шихты и топлива, режима работы печи, способов интенсификации процесса и других факторов. Выход газа колеблется в пределах 1500-2500 м 3 на тонну чугуна. Доля негорючих компонентов (N 2 и CO 2) в доменном газе составляет около 70%, что и обуславливает его низкие теплотехнические показатели (низшая теплота сгорания газа равна 3-5 МДж/м 3).

При сжигании доменного газа максимальная температура продуктов сгорания (без учёта тепловых потерь и расхода теплоты на диссоциацию CO 2 и H 2 O) равна 1400-1500 0 C. Если перед сжиганием газа его и воздух подогреть, то температуру продуктов сгорания можно значительно повысить.

Ферросплавный газ образуется при выплавке ферросплавов в рудовосстановительных печах. Газ, отходящий из закрытых печей, можно использовать в качестве топливных ВЭР (вторичные энергетические ресурсы). В открытых печах в связи со свободным доступом воздуха газ сгорает на колошнике.

Выход и состав ферросплавного газа зависит от марки выплавляемого сплава, состава шихты, режима работы печи, её мощности и т.п. Состав газа: 50-90% CO, 2-8% H 2 , 0,3-1% CH 4 , O 2 <1%, 2-5% CO 2 , остальное N 2 . Максимальная температура продуктов сгорания равна 2080 0 C. Запылённость газа составляет 30-40 г/м 3 .

Конвертерный газ образуется при выплавке стали в кислородных конвертерах. Газ состоит в основном из оксида углерода, выход и состав его в течение плавки значительно изменяются. После очистки состав газа примерно таков: 70-80% CO; 15-20% CO 2 ; 0,5-0,8% O 2 ; 3-12% N 2 . Теплота сгорания газа составляет 8,4-9,2 МДж/м 3 . Максимальная температура сгорания достигает 2000 0 С.

Коксовый газ образуется при коксовании угольной шихты. В чёрной металлургии он используется после извлечения химических продуктов.

Состав коксового газа зависит от свойств угольной шихты и условий коксования. Объёмные доли компонентов в газе находятся в следующих пределах, %: 52-62 H 2 ; 0,3-0,6 O 2 ; 23,5-26,5 CH 4 ; 5,5-7,7 CO; 1,8-2,6 CO 2 . Теплота сгорания равна 17-17,6 МДж/м 3 , максимальная температура продуктов сгорания - 2070 0 С.

Газомазутный вертикально-водотрубный котёл, предназначенный для выработки насыщенного или перегретого до 225 °С пара, используемого на технологические нужды, отполение, вентиляцию и горячее водоснабжение. Отличительной особенностью котла, как и всей серии паровых котлов ДЕ, является расположение топочной камеры сбоку конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах.

Общий вид котла ДЕ-10-14 ГМ-О

Базовая и дополнительная комплектации котла ДЕ-10-14 ГМ-О

Описание и принципы работы парового котла ДЕ-10-14 ГМ-О

Котлы типа ДЕ (Е) состоят из верхнего и нижнего барабанов, трубной системы и комплектующих. В качестве хвостовых поверхностей нагрева применяются стальные или чугунные экономайзеры. Котлы могут комплектоваться как отечественными, так и импортными горелками. Котлы типа ДЕ могут оборудоваться системой очистки поверхностей нагрева.

Для всех типоразмеров котлов внутренний диаметр верхнего и нижнего барабанов составляет 1000 мм. Поперечное сечение топочной камеры также одинаково для всех котлов. Однако, глубина топочной камеры увеличивается с повышением паропроизводительности котлов.

Топочная камера котлов ДЕ размещается сбоку от конвективного пучка, оборудованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Топочный блок образуется конвективным пучком, фронтовым, боковым и задним экранами. Конвективный пучок отделен от топочной камеры газоплотной перегородкой, в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Для поддержания необходимого уровня скорости газов в конвективных пучках устанавливаются продольные ступенчатые перегородки, изменяется ширина пучка. Дымовые газы, проходя по всему сечению конвективного пучка, выходят через переднюю стенку в газовый короб, который размещён над топочной камерой, и по нему проходят к расположенному сзади котла экономайзеру.

В водяном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба и труба для ввода сульфатов, в паровом объёме – сепарационные устройства. В нижнем барабане размещаются устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды, перфорированные трубы непрерывной продувки.

В котлах типа ДЕ применена схема одноступенчатого испарения. Вода циркулирует следующим образом: питательная подогретая вода подается в верхний барабан под уровень воды. В нижний барабан вода поступает по экранным трубам. Из нижнего барабана вода поступает в конвективный пучок, под нагревом превращаясь в пароводяную смесь, поднимается в верхний барабан.

На верхнем барабане котла устанавливается следующая арматура: главная паровая задвижка, клапаны для отбора проб пара, отбора пара на собственные нужды. Каждый котел снабжен манометром, двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольным клапаном. Для удобства обслуживания котлы ДЕ оснащаются лестницами и площадками.

Технические характеристики ДЕ-10-14 ГМ-О

ДЕ-10-14 ГМ-О - паровой газомазутный вертикально-водотрубный котёл, предназначенный для выработки насыщенного или перегретого до 225 °С пара, используемого на технологические нужды, отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Отличительной особенностью котла, как и всей серии паровых котлов ДЕ, является расположение топочной камеры сбоку конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах.

Технические характеристики котла ДЕ-10-14 ГМ-О

Комплектация парового котла ДЕ-10-14 ГМ-О

Устройство и принципы работы ДЕ-10-14

Котлы типа ДЕ (Е) состоят из верхнего и нижнего барабанов, трубной системы и комплектующих. В качестве хвостовых поверхностей нагрева применяются стальные или чугунные экономайзеры. Котлы могут комплектоваться как отечественными, так и импортными горелками. Котлы типа ДЕ, могут оборудоваться системой очистки поверхностей нагрева.

Для всех типоразмеров котлов внутренний диаметр верхнего и нижнего барабанов составляет 1000 мм. Поперечное сечение топочной камеры также одинаково для всех котлов. Однако, глубина топочной камеры увеличивается с повышением паропроизводительности котлов.

Топочная камера котлов ДЕ размещается сбоку от конвективного пучка, оборудованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Топочный блок образуется конвективным пучком, фронтовым, боковым и задним экранами. Конвективный пучок отделен от топочной камеры газоплотной перегородкой, в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Для поддержания необходимого уровня скорости газов в конвективных пучках устанавливаются продольные ступенчатые перегородки, изменяется ширина пучка. Дымовые газы, проходя по всему сечению конвективного пучка, выходят через переднюю стенку в газовый короб, который размещён над топочной камерой, и по нему проходят к расположенному сзади котла экономайзеру.

В водяном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба и труба для ввода сульфатов, в паровом объёме – сепарационные устройства. В нижнем барабане размещаются устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды, перфорированные трубы непрерывной продувки.

В котлах типа ДЕ применена схема одноступенчатого испарения. Вода циркулирует следующим образом: питательная подогретая вода подается в верхний барабан под уровень воды. В нижний барабан вода поступает по экранным трубам. Из нижнего барабана вода поступает в конвективный пучок, под нагревом превращаясь в пароводяную смесь, поднимается в верхний барабан.

На верхнем барабане котла устанавливается следующая арматура: главная паровая задвижка, клапаны для отбора проб пара, отбора пара на собственные нужды. Каждый котел снабжен манометром, двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольным клапаном. Для удобства обслуживания котлы ДЕ оснащаются лестницами и площадками.