Реферат: Парогенератор ДЕ-10-14ГМ

1.0. Введение

Тепловая энергия является одним из основных видов энергии,необходимых для обеспечения жизнедеятельности человека. Тепловую энергию восновном используют для получения электрической энергии, для технологическихнужд предприятий различного назначения, для отопления и горячего водоснабженияжилых и общественных зданий.

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

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

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

Природный газ, являясь универсальным и экономичным видомтоплива, способствует повышению производительности труда, улучшениюпроизводственного комфорта, созданию нового высокоэффективного оборудования итехнологических процессов, снижению удельных расходов топлива.Квалифицированное сжигание газа защищает от загрязнения воздушный бассейнпромышленных объектов и населенных пунктов.

Снижение удельных расходов газа на единицу конечной продукциидостигается применением новых технологических процессов и более экономичногооборудования.

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

2.0. Технологическая часть.

2.1. Краткое описание парогенератораДЕ-10-14 ГМ.

Газомазутныевертикально-водотрубные паровые котлы типа ДЕ-10т/ч предназначены для выработкинасыщенного и слабоперегретого пара, идущего на технологические нуждыпромышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячеговодоснабжения. Топочная камера котлов размещается с боку от конвективногопучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнембарабанах. Ширина топочной камеры поосям боковых экранных труб одинакова для всех котлов – 1790мм.

Основнымисоставными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективныйпучок, фронтовой, боковой и задний экраны, образующие топочную камеру.

Трубы паровогобокового экрана, образующего также пол и потолок топочной камеры, вводятсянепосредственно в верхний и нижний барабаны. Концы труб заднего экранаприваривают к верхнему и нижнему коллекторам диаметром 159х6мм. Трубыфронтового экрана котлов паропроизводительностью 10 т/ч приварены к коллекторамдиаметром 159х6мм.

Вводяном пространстве верхнего барабана находится питательная труба и труба дляввода фосфатов, в паровом объеме – сепарационные устройства. В нижнем барабанеразмещают перфорированные трубы для продувки, устройство для парового прогреваводы в барабане при растопке и патрубки для спуска воды.

Накотле предусмотрена непрерывная продувка из нижнего барабана и периодическая –из нижнего коллектора заднего экрана, если задний экран имеет коллектор, еслинет – периодическая продувка совмещена с непрерывной, осуществляемой изфронтового днища нижнего барабана.

Котелвыполнен с одноступенчатой схемой испарения. Опускным звеном циркуляционныхконтуров являются последние по ходу газов наименее обогреваемые ряды трубконвективного пучка.

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

Конвективныйпучок образован коридорно расположенными вертикальными трубами диаметром 51х2,5мм, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Шаг труб вдоль барабана <st1:metricconverter ProductID=«90 мм» w:st=«on»>90 мм</st1:metricconverter>, поперечный <st1:metricconverter ProductID=«110 мм» w:st=«on»>110 мм</st1:metricconverter>. Для поддержаниянеобходимого уровня скоростей газов в конвективных пучках котлов устанавливаютпродольные чугунные или ступенчатые стальные перегородки. Выход дымовых газовиз котлов осуществляется через окно, расположенное на задней стенки котла.

Всетипоразмеры котлов имеют одинаковую циркуляционную схему. Контуры заднегоэкрана всех котлов и фронтового экрана котлов соединяют с барабаном черезпромежуточные коллекторы: нижний – раздающий (горизонтальный) и верхний –собирающий (наклонный). Концы промежуточных коллекторов со стороны,противоположенной барабанам, объединены необогреваемой рециркуляционной трубойдиаметром 76х3,5 мм.

Вкачестве первичных сепарационных устройств 1-й ступени испарения используютустановленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающиевыдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационныхустройств 1-й ступени котла используют горизонтальный жалюзийный сепаратор идырчатый лист.

Пароперегревателькотлов выполнен змеевиковым из труб диаметром 32х3 мм. Плотное экранированиебоковых стен, потолка и пола топочной камеры позволяет на котлах применитьлегкую изоляцию в два-три слоя изоляционных плит общей толщиной 15-<st1:metricconverter ProductID=«20 мм» w:st=«on»>20 мм</st1:metricconverter>. Обмуровку фронтовой изадней стенок выполняют по типу облегченной обмуровки: кирпич шамотный толщиной<st1:metricconverter ProductID=«65 мм» w:st=«on»>65 мм</st1:metricconverter> иизоляционные плиты общей толщиной <st1:metricconverter ProductID=«100 мм» w:st=«on»>100 мм</st1:metricconverter>.

Каждыйкотел ДЕ снабжен двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которыхявляется контрольный. На котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливаютна верхнем барабане котла, и любой из них может быть выбран как контрольным. Накотлах с пароперегревателем контрольным клапаном является клапан выходного коллектораперегревателя.

Спонижением давления в котлах до 0,7 МПа изменений в комплектации котловэкономайзерами не требуется, так как подогрев воды в питательных экономайзерахдо температуры насыщения пара в котле составляет более 200С, чтоудовлетворяет требованиям правил Госгортехнадзора России.

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

2.2. Характеристика топлива.

Газ –высококачественное топливо, обладающее целым рядом преимуществ перед твердымтопливом (отсутствие золы, высокая теплота сгорания, удобство транспортированияи сжигания, возможность автоматизации рабочих процессов). Температура факелапри сжигании газа выше, чем при сжигании твердого топлива, а это приводит кповышению теплоотдачи в топке, позволяет уменьшить коэффициент избытка воздухаи снизить температуру уходящих газов и продуктов сгорания на выходе из топки иповысить КПД котла.

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

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

Наиболеераспространенное газообразное топливо – это природный газ, обладающий высокойтеплотой сгорания. Основной природных газов является метан, содержание которогов газе 76,7 – 98%. Другие газообразные соединения углеводородов входят всостав газа от 0,1 до 4,5 %.

Всостав горючих газов входят: водород Н2, метан СН4,другие углеводородные соединения СmНn, сероводород H2S и негорючие газы, двуокись углерода СО2,кислород О2, азот N2и незначительное количество водяных паров Н2О. Индексыmи nпри С и Н характеризуют соединенияразличных углеводородов.

Составгазообразного топлива (в процентах по объему):

СО+ Н2+<img src="/cache/referats/28114/image002.gif" v:shapes="_x0000_i1025">mНn+ H2S+ СО2+ О2+ N2=100%.

Негорючую часть – балласт– составляет азот и двуокись углерода СО2.

Составвлажного газообразного топлива (в процентах по объему):

СО+ Н2+<img src="/cache/referats/28114/image002.gif" v:shapes="_x0000_i1026">mНn+ H2S+ СО2+ О2+ N2+ Н2О =100%.

Теплотасгорания 1м3 сухого природного газа при нормальных условиях длябольшинства отечественных месторождений составляет 33,29 35,87 МДж/м3 (7946 – 8560 ккал/м3).

Характеристикагазообразного топлива газопровода Гоголево – Полтава:

С Н4 = 85,8

С2Н6 = 0,2

С3Н8 = 0,1

С4Н10 = 0,1

С5Н12 и более тяжелые равны 0.

N2 = 13,7

СО2= 0,1

Низкаятеплота сгорания сухого газа:

Qнр=31 000.

Плотностьпри 00С и <st1:metricconverter ProductID=«760 мм» w:st=«on»>760 мм</st1:metricconverter>рт.ст.:

<img src="/cache/referats/28114/image004.gif" v:shapes="_x0000_i1027">нр=31 000

ρic=0,789 кг/м3.

2.3. Выбор топочного устройства.

Камерныетопки представляют собой устройства, в которых топливо горит в объеме топочнойкамеры в виде факела. В зависимости от вида топлива они бывают: пылеугольные итопки для сжигания жидкого и газообразного топлива.

Втопках промышленных парогенераторов и водогрейных котлов главным образомиспользуется природный газ. Подготовка газа к его сжиганию производится вгазогорелочном устройстве. Газогорелочные устройства в зависимости от способаперемещения в них газа с воздухом принято разделять на горелки полногопредварительного смешивания, диффузионные и частичного предварительногосмешивания. В горелках полного предварительного смешивания газ и воздух передпоступлением в топку предварительно полностью перемешивается в необходимых длягорения количествах и после этого готовая газовоздушная смесь поступает втопку. В диффузионных горелках газ и воздух в необходимых для горенияколичествах раздельно подаются в топку и процесс перемешивания их протекаетодновременно с процессом горения. В горелках частичного предварительногосмешивания только часть воздуха, необходимого для горения, перемешивается сгазом, а остальной подается непосредственно в топочную камеру как встречный.

Способперемешивания газа с воздухом для горения, оказывает существенное влияние наустойчивость фронта пламени и характер факела, выдаваемого горелкой. Подустойчивостью фронта пламени понимают процесс, при котором обеспечиваетсянепрерывное и самопроизвольное воспламенение новых порций газовоздушной смеси,выходящей из горелок. Характер факела, выдаваемого горелками полногопредварительного смешивания, заметно отличается от факела диффузионных горелок.При горении газовоздушной смеси протекает сравнительно кроткопламенный процессс образованием лучепрозрачных продуктов сгорания.

Кгазовым горелкам предъявляется ряд требований: простота и дешевизнаконструкций, широкий диапазон устойчивой и экономичной работы, возможностьсжигания газа с низким коэффициентом избытка воздуха α, без потерь теплаот химического пережога q3, приемлемая длина факела, отсутствие шума, удобствообслуживания, простота автоматики.

Надежнаяи экономичная работа парогенераторов зависит от правильного выбора и компоновкигорелочных устройств. Работа горелочных устройств рассматривается в зависимостиот конструкции топочной камеры мощности котлоагрегата.

Напарогенераторе ДЕ – 10 – 14 ГМ устанавливаем горелки с предварительнойгазификацией топлива. ГМП – газомазутная предварительного смешивания.Применяется при резервном жидком топливе, является комбинированной газомазутнойгорелкой. Газовая часть состоит из газовыпускных отверстий, расположенных наторцевой части газового ствола. ГМП бывают: вихревые, с паромеханическимифорсунками – состоит из паромеханической форсунки и двухзонного направляющегоаппарата и газовой камеры с выпускными отверстиями. Регулирование мощностипроизводится изменением давления перед форсункой. Конструкции горелокотличаются друг от друга типом воздухонаправляющего устройства. Цифра в шифрегорелки указывает ее полезную теплопроизводительность.

2.4. Обоснование выбраннойтемпературы уходящих газов.

Выбортемпературы уходящих газов производится на основании технико-экономическогорасчета по условию оптимального использования топлива и расхода металла нахвостовые поверхности нагрева. Во избежание низкой температурной коррозии притемпературах металла ниже температуры точки росы, приходится выбиратьповышенные температуры уходящих газов. По сравнению с экономичной выгодой илипринимать специальные меры по защите воздухоподогревателя температураметаллической стенки следует принимать на 100выше температуры точкиросы.

Дляпарогенераторов низкого давления с хвостовыми поверхностями нагрева температурууходящих газов следует принимать в зависимости от топлива используемого вкотлоагрегате. При сжигании природного рекомендуемая температура уходящих газовот 1200до 1300С. Выбираем температуру уходящих газов 1200.

2.5.Выбор хвостовых поверхностейнагрева.

Водянойэкономайзер служит для нагрева питательной воды за счет тепла уходящих газов.Он состоит из труб небольшого диаметра и по его этому поверхность их нагреваявляется недорогой и компактной. Водяной экономайзер устанавливается двухвидов: чугунный и стальной. К установки принимаем чугунный экономайзер, т.к.они применяются в котлах средней и большой мощности на Ризб = 1,4МПа. Чугунные экономайзеры собираются на месте монтажа из ребристых труб идеталей. Трубы изготавливаются двух размеров: 2м и 3м. в горизонтальном ряду устанавливаются от 2 до 9 труб. Блокиустанавливаются одноколенные и двухколенные. Несколько горизонтальных рядовтруб (до 8) образуют группы, которые компонуют одну колонну или две раздельныеметаллической перегородкой. Температура нагрева воды на выходе из экономайзерадолжна быть ниже температуры насыщения при данном давлении, не менее чем на 200С, во избежание парообразования в экономайзере и гидравлического удара междупролетами предусматривают разрыв высотой 550-<st1:metricconverter ProductID=«600 мм» w:st=«on»>600 мм</st1:metricconverter>, для помещенияоборудованных устройств, осмотра и ремонта экономайзера. Для нагревапитательной и питьевой воды.

Выбортемпературы уходящих газов. В практических условиях не всегда удается выбратьнам выгодную температуру уходящих газов на основе сопоставления различныхвариантов. Тогда остается один путь задаться этой температурой.

Длякотельных агрегатов с Д меньше либо равно 12 т/ч, оборудование хвостовойповерхности нагрева, температуру уходящих газов при сжигании природного газа tух.г. = 1700С.

3. Расчетная часть.

3.1. Конструктивные характеристикикотлоагрегата:

№

Параметры

Давление, МПа (кгс/м2)

1,39 (14)

Температура пара:

Насыщенный

Перегретый

194

225

Площадь поверхностей нагрева (м2)

Радиационной

Конвективной

116

Объем топочной камеры (м3)

17,2

Удельная нагрузка топочного объема (КВт/м3)

При сжигании газа

435

Полная поверхность стен топки (м2)

41,46

Лучевоспринимающая поверхность нагрева (м3)

38,95

Удельная нагрузка лучевоспринимающей поверхности нагрева при сжигании газа (м2)

88,5

Габаритные размеры котлоагрегата с лестницами и площадками (мм):

Длина

Ширина

Высота

6478

4300

5050

10.

КПД (%) при сжигании газа

92,04

11.

Тип топочного устройства: газомазутная (ГМ) горелка

ГМ-7

12.

Комплектация ГМ котлов:

1.

Водяной экономайзер ЭП

2.

Дымосос ДМ (об/мин)

3.

Вентилятор ВДН (об/мин)

2-236

1000

10 1000

3.2. Расчет объемов продуктовсгорания.

1. Характеристикаэнергетического топлива:

а) вид топлива: газгазопровода Гоголево-Полтава;

б) состав топлива: С Н4 = 85,8

С2Н6 = 0,2

С3Н8 = 0,1

С4Н10 = 0,1

С5Н12 и более тяжелые равны 0.

N2 = 13,7

СО2= 0,1

Низкаятеплота сгорания сухого газа:

Qнр=31 000.

Плотностьпри 00С и <st1:metricconverter ProductID=«760 мм» w:st=«on»>760 мм</st1:metricconverter>рт.ст.:

<img src="/cache/referats/28114/image004.gif" v:shapes="_x0000_i1028">нр=31 000

ρic=0,789 кг/м3.

Паропроизводительность10,0 т/ч.

Насыщенныйпар.

Температурапитательной воды 1000С.

2. Коэффициент избыткавоздуха <img src="/cache/referats/28114/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1029"> принимается взависимости от вида и способа сжигания топлива.

При сжигании газовоготоплива принимаем α=1,1.

3. Определяемтеоретический объем воздуха, необходимого для полного сгорания газовоготоплива.

V0 = 0,0476[0,5СО + 0,5СО + 0,5Н2 +1,5Н2S+∑

(m+ <img src="/cache/referats/28114/image008.gif" v:shapes="_x0000_i1030">)CmHn– O2 ];

V0 = 0,0476[(1 + <img src="/cache/referats/28114/image010.gif" v:shapes="_x0000_i1031">) *85,8 + (2 + <img src="/cache/referats/28114/image012.gif" v:shapes="_x0000_i1032">) *0,2 + (3 + <img src="/cache/referats/28114/image014.gif" v:shapes="_x0000_i1033">) *0,1 + (4 + <img src="/cache/referats/28114/image016.gif" v:shapes="_x0000_i1034">) *0,1]= 0, 0476 [171,6 +0,7 + 0,5 + 0,65]=8,26 (м3/м3);

4. Определяем объемтрехатомных газов (м3/м3).

VRO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1035"> = 0,01 (СО2 + СО + Н2S +∑

m* СmНn);

VRO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1036"> = 0,01(0,1 + [1 * 85,8 + 2 * 0,2 + 3 * 0,1 + 4 *0,1]) = (86,9 + 0,1)* 0,01 = 0,87 (м3/м3);

5. Определяемтеоретический объем азота в продуктах сгорания.

V<img src="/cache/referats/28114/image020.gif" v:shapes="_x0000_i1037">N<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1038"> = 0.79 V0 + <img src="/cache/referats/28114/image022.gif" v:shapes="_x0000_i1039">;<img src="/cache/referats/28114/image004.gif" v:shapes="_x0000_i1040">

V<img src="/cache/referats/28114/image020.gif" v:shapes="_x0000_i1041">N<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1042"> = 0.79 * 8,26 + <img src="/cache/referats/28114/image024.gif" v:shapes="_x0000_i1043"> = 6,66 (м3);

6. Определяемтеоретический объем водяных паров м3 /м3.

V0H<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1044">= 0,01(H2S + H2 + ∑<img src="/cache/referats/28114/image026.gif" v:shapes="_x0000_i1045"> +

0,124d г.тл) + 0,0161*V0;

V0H<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1046">= 0,01 (<img src="/cache/referats/28114/image028.gif" v:shapes="_x0000_i1047">* 85,8+ <img src="/cache/referats/28114/image030.gif" v:shapes="_x0000_i1048"><img src="/cache/referats/28114/image032.gif" v:shapes="_x0000_i1049">* 0,1 +<img src="/cache/referats/28114/image034.gif" v:shapes="_x0000_i1050">3 /м3)

7. Определяем среднийкоэффициент избытка воздуха в газоходах с учетом присосов воздуха по газоходамв следующем порядке:

а)доля присосов воздуха в газоходах

Δ

<img src="/cache/referats/28114/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1051"> - Δ<img src="/cache/referats/28114/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1052">т = 0,05

Δ

<img src="/cache/referats/28114/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1053"> Iконвективного пучка — Δ<img src="/cache/referats/28114/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1054"> Iк.п.= 0,05

Δ

<img src="/cache/referats/28114/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1055"> IIконвективного пучка — Δ<img src="/cache/referats/28114/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1056"> IIк.п= 0,1

Δ

<img src="/cache/referats/28114/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1057"> экономайзера - Δ<img src="/cache/referats/28114/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1058">эк. = 0,1

б)

коэффициент избытка воздуха загазоходами:

Для топки: <img src="/cache/referats/28114/image039.gif" v:shapes="_x0000_i1060">

Для Iконвективного пучка: <img src="/cache/referats/28114/image041.gif" v:shapes="_x0000_i1061">

Для IIконвективного пучка: <img src="/cache/referats/28114/image043.gif" v:shapes="_x0000_i1062">

Для экономайзера: <img src="/cache/referats/28114/image045.gif" v:shapes="_x0000_i1063">

в)средний коэффициент избытка воздуха в газоходах:

Для топки <img src="/cache/referats/28114/image049.gif" v:shapes="_x0000_i1065"><img src="/cache/referats/28114/image051.gif" v:shapes="_x0000_i1066">

Для Iк.п. <img src="/cache/referats/28114/image053.gif" v:shapes="_x0000_i1067"><img src="/cache/referats/28114/image055.gif" v:shapes="_x0000_i1068">

Для IIк.п. <img src="/cache/referats/28114/image057.gif" v:shapes="_x0000_i1069"><img src="/cache/referats/28114/image059.gif" v:shapes="_x0000_i1070">

Для экономайзера, <img src="/cache/referats/28114/image061.gif" v:shapes="_x0000_i1071"><img src="/cache/referats/28114/image063.gif" v:shapes="_x0000_i1072">

8.Определяем избыточноеколичество воздуха для каждого газохода, м3/м3.

Vв изб = Vо (<img src="/cache/referats/28114/image065.gif" v:shapes="_x0000_i1073"> -1);

Для топки: Vв изб… т =8,26 * 0,125 = 1,033 (м3/м3);

Для Iк.п. Vв изб Iкп =8,26 * 0,175 = 1,446 (м3/м3);

Для IIк.п. Vв избIIкп=8,26 * 0,25 = 2,064 (м3/м3);

Для экономайзера Vв изб.экон.= 8,26 * 0,35 = 2,89 (м3/м3).

9. Определяемдействительный объем азота в продуктах сгорания по газоходам, м3/м3.

VN<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1074"> =V0N<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1075"> +(<img src="/cache/referats/28114/image068.gif" v:shapes="_x0000_i1076">*V0

Для топки VN<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1077">т= 6,66 +(1,125 — 1)*8,26 = 7,69 (м3/м3);

Для Iк.п. VIкп N<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1078">=6,66+ (1,175 — 1)*8,26 = 8,11 (м3/м3);

Для IIк.п VIIкп N<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1079">=6,66+ (1,25 — 1)*8,26 = 8,73 (м3/м3);

Для экономайзера Vэкон. N<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1080">=6,66+ (1,35 — 1)*8,26 = 9,55 (м3/м3).

10. Определяемдействительный объем водяных паров в продуктах сгорания по газоходам, м3/м3.

VH<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1081">=VH<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1082">0+ 0,0161 (<img src="/cache/referats/28114/image068.gif" v:shapes="_x0000_i1083"> V0;

Для топки VН<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1084">От=1,864 + 0,0161*(1,125 — 1)*8,26 =1,881 (м3/м3)

Для Iк.п VIкп Н<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1085">О=1,864 +0,0161*(1,175 — 1)*8,26 = 1,887 (м3/м3)

Для IIк.п VIIкп Н<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1086">О=1,864 +0,0161*(1,25 — 1)*8,26 = 1,897 (м3/м3)

Для экономайзера Vэкон Н<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1087">О=1,864+0,0161*(1,35- 1)*8,26= 1,911 (м3/м3).

11.Определяемдействительные суммарные объемы продуктов сгорания по газоходам, м3/м3.

Vг= VRO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1088">+ VN<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1089"> +VH<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1090"> ;

Для топки Vгт=0,87 + 7,69 + 1,881 = 10,441 (м3/м3)

Для Iк.п VIкп г= 0,87 + 8,11 + 1,887 = 10,867 (м3/м3)

Для IIк.п VIIкп г= 0,87 + 8,73 + 1,897 = 11,497 (м3/м3)

Для экономайзера Vэкон г= 0,87 + 9,55 + 1,911 = 12,331 (м3/м3)

12. Определяем объемные долитрехатомных газов и водяных паров, а также суммарную объемную долю для каждогогазохода:

r

RO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1091">= <img src="/cache/referats/28114/image070.gif" v:shapes="_x0000_i1092"> rН<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1093">= <img src="/cache/referats/28114/image072.gif" v:shapes="_x0000_i1094"> ; rn = rRO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1095">+ rH<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1096">.

Для топки r

RO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1097">=<img src="/cache/referats/28114/image070.gif" v:shapes="_x0000_i1098">=<img src="/cache/referats/28114/image074.gif" v:shapes="_x0000_i1099">

r

Н<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1100">= <img src="/cache/referats/28114/image072.gif" v:shapes="_x0000_i1101">=<img src="/cache/referats/28114/image076.gif" v:shapes="_x0000_i1102">= 0,18;

r

n= rRO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1103">+ rH<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1104">.= 0,083 + 0,18 = 0,263

Для Iк.п r

RO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1105">=<img src="/cache/referats/28114/image070.gif" v:shapes="_x0000_i1106">=<img src="/cache/referats/28114/image078.gif" v:shapes="_x0000_i1107">

r

Н<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1108">= <img src="/cache/referats/28114/image072.gif" v:shapes="_x0000_i1109">=<img src="/cache/referats/28114/image080.gif" v:shapes="_x0000_i1110">= 0,17;

r

n= rRO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1111">+ rH<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1112">.= 0,08 + 0,17 = 0,25

Для IIк.п r

RO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1113">=<img src="/cache/referats/28114/image070.gif" v:shapes="_x0000_i1114">=<img src="/cache/referats/28114/image082.gif" v:shapes="_x0000_i1115">

r

Н<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1116">= <img src="/cache/referats/28114/image072.gif" v:shapes="_x0000_i1117">=<img src="/cache/referats/28114/image084.gif" v:shapes="_x0000_i1118">= 0,165;

r

n= rRO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1119">+ rH<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1120">.= 0,076 + 0,165 = 0,241

Для экономайзера r

RO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1121">=<img src="/cache/referats/28114/image070.gif" v:shapes="_x0000_i1122">=<img src="/cache/referats/28114/image086.gif" v:shapes="_x0000_i1123">

r

Н<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1124">= <img src="/cache/referats/28114/image072.gif" v:shapes="_x0000_i1125">=<img src="/cache/referats/28114/image088.gif" v:shapes="_x0000_i1126">= 0,155;

r

n= rRO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1127">+ rH<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1128">.= 0,071 + 0,155 = 0,226

13. Результаты расчетов сводим втаблицу.

Объемы продуктов сгорания. Табл.1

Табл.1

Величина и расчетная формула

Размерность

Теоретические объемы

V0= …; VRO<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1129">=…; V0N<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1130">=…; VH<img src="/cache/referats/28114/image018.gif" v:shapes="_x0000_i1131">0=…

топка

Iк.п<

еще рефераты

Еще работы по технике

Реферат по технике

Проектирование механизмов машинного агрегата двухпоршневого насоса двухстороннего действия

29 Августа 2013

Реферат по технике

Моделирование динамических режимов электромеханического преобразователя

29 Августа 2013

Реферат по технике

Электроснабжение комплекса томатного сока

29 Августа 2013

Реферат по технике

Конструкции из дерева и пластмасс

29 Августа 2013