6S.I.
ТЕПА
ДЕНН
Под редакцией В. И. Частухина
Допущено Министерством высшего и среднего
специального образования Украинской ССР
б качестве учебного пособия
для студентов вузов,
обучающихся по специальности
«Промышленная теплоэнергетика»
^l—,r-nj - Г—" •.^1.-.
^■Г>1 г Ту-; И УСС."
КИЕВ
ГОЛОВНОЕ ИЗДАТЕЛЬСТВО
ИЗДАТЕЛЬСКОГО ОБЪЕДИНЕНИЯ
«ВИЩА ШКОЛА»
1980

Глава 1
Xpf>.
ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ВЫБОР ИСХОДНЫХ
ДАННЫХ ДЛЯ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА .
1—1. МЕТОДИКА ТЕПЛОЗОГО РАСЧЕТА.
ОБЩИЕ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
Различают конструктивный и поЕе-
рочный тепловые расчеты. Их методика
в основном общая. Разница заключается
в целях расчета, искомых величинах
и последовательности его выполнения.
Целью конструктивного расчета
является разработка проекта нового
парогенератора на заданные
производительность, параметры пара и топливо.
Поверочный расчет выполняют для
существующего парогенератора. По
имеющимся конструктивным
характеристикам при заданных нагрузке и
топливе определяют температуры воды, пара,
воздуха и продуктов сгорания на
границах между поверхностями нагрева,
к. п. д. агрегата, расход топлива. В
результате поверочного расчета получают
исходные данные, необходимые для
выбора вспомогательного оборудования и
выполнения гидравлических,
аэродинамических и прочностных расчетов.
В пособии излагается методика
поверочного теплового расчета
парогенератора и конструктивного расчета его
отдельных элементов. Если условия
задания мало отличаются от условий, на
которые рассчитан типовой
парогенератор, то общая компоновка и основные
узлы типового парогенератора
сохраняются. В этом случае поверочным
расчетом определяют технические показатели
агрегата при работе с заданными
условиями и при необходимости намечают
мероприятия по реконструкции его
отдельных участков. Содержание
реконструкции определяется конструктивным
расчетом участков, подлежащих
реконструкции.
При разработке проекта
реконструкции парогенератора, например в связи
с увеличением его паропроизводитель-
ности, изменением параметров пара или
с переводом на другое топливо, может
потребоваться изменение целого ряда
элементов агрегата. Однако основные
части парогенератора и его общая
компоновка, как правило, сохраняются, а
реконструкцию тех элементов, которые
необходимо изменить, выполняют'так,
чтобы по возможности сохранялись
основные узлы и детали типового
парогенератора. В этом случае проводят
поверочный расчет тех элементов,
которые не изменяются, и конструктивный —
реконструируемых элементов.
'• Курсовой проект состоит из расчетно-
пояснительной. записки с тепловым
расчетом агрегата, компоновочных чертежей
парогенератора и некоторых отдельных
его узлов, выполняемых по заданию
руководителя. Расчетно-пояснительная
записка выполняется чернилами на
бумаге форматом А4 (297 X 210 мм).
В начале записки должна быть
помещена кратная техническая
характеристика парогенератора с описанием
циркуляционной системы и сепараиионных
устройств. Топка, перегреватель,
экономайзер и воздухоподогреватель
описываются кратко по ходу расчета.
Расчет выполняется методом
последовательного проведения расчетных
операций с пояснениями производимых
действий. Расчетные формулы сначала
записываются в общем виде, затем
подставляются числовые значения всех
входящих в них величин, после чего
приводится окончательный результат
вычисления.
При выполнении теплового расчета
значения ряда величин, например
коэффициентов избытка воздуха в
топке и газоходах, коэффициентов- тегг-
ловой эффективности и использования
конвективных поверхностей и других,
принимаются-.ориентировочные, с тремя-
четырьмя значащими цифрами. Поэтому
стремиться к повышению точности рас1
чета введением пяти- или шестизначных
величин, даже если они получены в
результате сложения большой величины
с малой, нецелесообразно. Полученные
величины следует округлять.
5

В процессе выполнения расчета
необходимо записывать и анализировать
единицы исходных и получаемых
величин, тщательно следя за тем, чтобы они
соответствовали принятой системе
единиц. Нужно твердо запомнить, что
единицы измерения в правой и левой
частях любых формул и уравнений
должны быть одинаковыми, а
операции сложения и вычитания можно
производить только с величинами,
имеющими одинаковые единицы.
Анализ единиц исходных и расчетных
величин дает возможность выявить ряд
ошибок, часто допускаемых при
выполнении расчетов.
Объемы и энтальпии воздуха и газов,
тепловой баланс парогенератора и теп-
ловосприятие отдельных участков и
газоходов принято рассчитывать на 1 кг
твердого или жидкого топлива (м3/кг,
кДж/кт) и на 1 м3 газообразного топлива
(м3/м3, кДжАг). В зтом случае объем
газа принимается приведенный к
нормальным условиям (р = 0,1 МПа, / =
= 0=С). При определении скорости
движения газов объем подсчитывают. с
учетом действительных давления и тел:пе-
ратурыв соответствующем газоходе,
отличающихся от нормальных условий [20J.
Обозначения используемых в пособии
величин в основном соответствуют [32].
Строчными буквами обозначаются
объемы, энтальпии, теплоемкости,
количества теплоты и другие, отнесенные к 1 кг
(1 м3) рабочего тела (вода, пар, воздух),
прописными — те же величины,
отнесенные к 1 кг (J м3) топлива. Например,
энтальпия 1 кг пара или боды — i кДж/кг,
1 М3 ВОЗЛХ'ХЯ — ' 1'п'"'- -'-
BfWnvv* • тт , ~1 К^Ж/КТ,
SJ ]КГ',"3)™пл„ва,_/кДж/кг
(КДЛ/М); ТеПЛОВОСПрияТИе пяггиыти, '
-поносителя т ? ?„Р девшего теп-
топлива. о&^Цет^Т?°8 СГОрання
.зу^о^оКаЙаГ°' "а0ЯТСЯ в™
пршер, энтальшя ' ™Я Справа' На"
ретевателя / "газов в газоходе пе-
обг'ел, продуктов сгоРа„Г vT? '"
индексы приМе„я,отсяР в Щ™
а) когда они относятся . х.-^.
- -пример содержав ■£ * "™-
азота в ^..6o4cW да- •;■
. Np: ..;,
мер теоретически „I T Нуль)» HanP""
воздуха Ко. и ^е°оходимый объем
^«1^ вх°1деаЧвеГ KaK0^H6° «ли-
сток или на выходеР^СЧИТЫВаел,ый Уча'
значения ставятся * НеГ° (ввеРхУ °бо-
или два штриха) н^ОТБСТСТВенно °Д"н
Ра газов на входе вНаП,риМ6р'
температуря а' на Bbivnf 0X0^ ПеРегревате-
п: '* а Быхо^е из него Q~
в пределах .расчетя „»„ е"
агрегата индексы укззыв"0'0 ЭЛ6Л,ента
мент, не ставятся. азь,ВаюЩ«е на эле-
^^^HS^LS^ ВКЛЮЧени»
хоподогревателейТд^ниееРмВня В°ЗДУ"
(ступени) расчета'™» ™ На части
нумеруются mr^t УП6НИ и Участки
Например, эн^ьпГ водГ'' ШЗДуХа)-
вится греческая буква л нТ
напор.-Т/ Д ~~ АС' .теыпеРатурный
1-2. РАСЧЕТНОЕ ЗАДАНИЕ
генератора заданного S РаСЧета паР°-
следующие 5S™ ™Па необхоДимы
ные: свеяения и исходные дан-
парог1нТР°аРорГ *—Ba™e серии)
^.^(кРг^0ИЗВ0ДИТеЛЬН0СТЬ
агрегата'
от паР"„Кв^"Р0ДУВКа в Ч««™
4. Давление шГа"°С-аГРе-Га1а''' %'
задвижки р„ Ша " паровой
/„.„5>СТеМПе"РаТура' "негретого „ара
тер7ист„Нк„Т°ПЛИВа И ег° °«08ные харак-
топ„„СПОС06 СЖИГа«™ ™™ и тип
=а9и .1и1:Со™гпо8ерхностей нагр-
_ Ш' ТемпеРатура уходящих газов е„,°с.
J f "°S£? " ИИН"иы СИ "«-'«ообра,не.
r,,.r^asrrLr™i
^*\

11. Теугература воздуха на входе в
воздухоподогреватель ^п. °С и на
выходе кз него гшп, °С.
Исходные данные 1—7 всегда известны
из задания на проектирование, а
данные 8—10 могут быть не указаны. В этом
случае их принимают самостоятельно.
Необходимые для расчета
конструктивные характеристики агрегата и его
элементов выбирают из чертежей и
технических условий на заданный
парогенератор, а также из заданных или
принятых самостоятельно топочного
устройства, экономайзера, воздухоподогревателя.
1—3. ВЫБОР ТИПА ТОПКИ
Выбор типа топки производится в тех
случаях, когда топка типового или
существующего парогенератора не
удовлетворяет условиям задания на
проектирование. В агрегатах малой и средней паро-
производительности применяются
слоевые и камерные топки.
Слоевые топки просты в эксплуатации,
могут устойчиво работать в большом
диапазоне нагрузок, стоимость
установки и эксплуатации их ниже, чем
камерных. Слоевые топки целесообразно
использовать в агрегатах паропроизво-
дительностью D < 35 т/ч при
сжигании грохоченых и рядовых углей .с
выходом летучих на горячую массу Уг >>
>• 20% и с содержанием мелочи 0—6 мм
не более 60%,. сортированных
антрацита б л и ц а 1—I. Рекомендуемые типы
слоевых топок
Вид

топлива

Антрацит АС
и AM

Каменные и
бурые
угли
Торф
куско-
ao.'i
' В
прямей!
1 лоснико
Паропронзводительностъ агрегата D,.
т/ч
2.5—4
Топки с

момеханическими
забрасывателями и
решеткой с
поворотными
колосниками (типа
ПМЗ-РПК)'
6.5
10—35
Топки с цепноЛ
'решеткой прямого хода и
самотечной подачей топлива
' Топки с
пневмомеханическими забрасывателями и
цепной решеткой обратного
хода
Топка
ПМЗ-РПК
Шахматные топки • с
наклонной решеткой
агрегатах пэропроизводмтельн
нотся топки с решетками из
в РПК н ручным забросом то
Топки с
пневматическими

забрасывателями и цепной
решеткой
прямого хода
Шахтко-цепная
топка
остью D < 2 т/ч
поворотных ко-,
плнва. , эт
лг-
тов и полуантрацитов, кускового торфа,
сланца и древесных отходов 132].
Не рекомендуется применять слоевые
топки для сжигания антрацитового
штыба, рядовых антрацитов, тощих
каменных углей, а также высоковлажных
бурых углей с Г> 3,4, фрезерного
торфа и отходов углеобогащения, так
как они не обеспечивают надежное и
экономичное сжигание топлива.
В.табл. 1—1 указаны рекомендуемые
типы слоевых топок в зависимости от
вида сжигаемого топлива и паропроиз-
водительности агрегата.
Камерные топки для сжигания
жидких и газообразных топлив
применяются в агрегатах любой паропроизводи-
тельности, а для сжигания пылевидных
твердых топлив — в агрегатах паропро-
изводительностью D >• 25 т/ч.
При выборе типа камерных топок в
зависимости от вида сжигаемого
топлива и' паропроизводительности агрегата
пользуются табл. 1—2 [32].
Таблица 1—2. Рекомендуемые типы
камерных топок для сжигания твердого топлива
Вид топлива
Антрациты и
тощие углн
Каменные угли
с выходом
летучих:
Vе < 25%
Vе > 25%
Бурые угли
Фрезерный
торф
То же
•Ос 1
-;-3t .-:
Паропро-
И380ДИ-
тсльность
агрегата
О. т/ч
>50
>50
>25
>25
2.5—25
\ '
Тип топки
и способ размола
топлива
Пылеугольная
с твердым или
жидким шлакоудалени-
ем н размолом
топлива в барабаино-
шаровой мельнице
Пылеугольная
с твердым шлако-
удалением и
размолом топлива в ба-
рабанно-шаровой
или среднеходнон
шаровой мельнице
Пылеугольная
с твердым ц:лг.кэ-
удалением и
размолом топлива в cpez-
неходной н.-н бкет-
вой) мель.-г ^г
Шахтко-ме.-аЧИ'-;_зг_я_
топка или" тс~кз
с мелющими венту-
ляГ-оаг-л с Tsczbai
шлакоудглг^ие* I
Пневматическая тег-1
ка ИКТИ аттгас-
Щерцзеза
1Иахтнс-*.е.-.!>1ичЕад
топы с тзерх^п
"^-.-.-•кэу-з.-гн'.гэ* «^
I

• -т. * t* i-rtu.Mrmi.j|unwin ODIDUK
ХВОСТОВЫХ ПОВЕРХНОСТЕЯ.
ТЕМПЕРАТУРЫ УХОДЯЩИХ ГАЗОВ
И ВОЗДУХА
Агрегаты паропроизводительностью
D < 10 т/ч поставляются котлострои-
тельными заводами без хвостовых
поверхностей нагрева. Вид последних и
их компоновка определяются при
разработке проекта установки
парогенератора.
Согласно [35] хвостовые поверхности
нагрева — экономайзеры и
воздухоподогреватели — должны иметь все
агрегаты паропроизводительностью D ;> 2,5 т/ч
при температуре газов за
испарительными пучками более 250° С.
В агрегатах малой паропроизводи-
тельности применяются как
комбинированные хвостовые поверхности,
состоящие из экономайзера и
воздухоподогревателя, так и один только
экономайзер или воздухоподогреватель. В
агрегатах паропроизводительностью D < 10
т/ч устанавливать комбинированные
хвостовые поверхности нагрева
нецелесообразно, так как их трудно компоновать
с маломощными парогенераторами, а их
установка повышает капитальные
затраты и усложняет эксплуатацию
агрегатов. Поэтому такие парогенераторы
обычно имеют лишь одну поверхность
, нагрева — экономайзер или
воздухоподогреватель. Воздухоподогреватель
устанавливают при сжигании
высоковлажных бурых углей марки Б1,
фрезерного торфа и древесных отходов,
когда подогрев воздуха необходим для
интенсификации и устойчивости
процесса горения и повышения к. п. д.
топки.
Применяются экономайзеры чугунные
ребристые системы ВТИ и стальные
гладкотрубные кипящего и некипящего
типов или комбинированные,
состоящие из чугунных ребристых труб в
нижней «холодной» части и стальных труб
в верхней части. Правилами
котлонадзора чугунные экономайзеры
разрешается применять при рабочем давлении в
барабане парогенератора р6 < 2,2 МПа.
Они просты и надежны в
эксплуатации, более устойчивы против
внутренней и внешней коррозии, чем
стальные.
Стальные экономайзеры в агрегатах
паропроизводительностью D < 10 т/ч
применяются г дко_ ^х можно
использовать в пароге- ^атс ах-, работающих на
азе, мл-. рой воды на чходе
1UU" С и выше или в качестве второй
(по ходу воды) ступени экономайзера,
если по расчету требуется установка
экономайзера кипящего типа.
Температуры уходящих газов и
подогрева воздуха должны быть увязаны
с заданным видом топлива, намеченным
типом топки, видом и компоновкой
хвостовых поверхностей нагрева
парогенератора.
При выборе температуры уходящих
газов следует учитывать возможность
коррозии низкотемпературных
поверхностей нагрева при конденсации на них
водяных паров, содержащихся в
дымовых газах. Интенсивность образования
влаги на низкотемпературных
поверхностях и их коррозия зависят от
содержания влаги и серы в топливе. Поэтому
при сжигании высоковлажных или
высокосернистых топлив температура
^уходящих газов выбирается более высокой.
Для парогенераторов с хвостовыми
поверхностями рекомендуемые
температуры уходящих газов указаны в табл.
1—3. Большие значения следует
принимать для агрегатов меньшей паропроиз-
водительности.
Если для предварительного
подогрева воздуха предусматривается у станов-"
• ка воздухоподогревателя со
.стеклянными трубами, то температуру
уходящих газов рекомендуется прй'йймать "на
20—25е С ниже значений, указанных,
в табл. 1—3.
В табл. 1—4 приведены
рекомендуемые температуры воздуха в зависимости
от типа топки, вида топлива и паропроиз-
водительности агрегата. Меньшие
значения следует принимать для агрегатов
меньшей паропроизводительности.
Температура подогрева воздуха
определяет компоновочную схему воздухопо-
Таблица 1— 3, Рекомендуемые температуры
уходящих газов '■&,
УХ'
Вад топлива
Твердое сухое
(Й7П<1.5)
То же,
влажное (Ц7П =
= 1.5-*-5)
То же, высоко-
влажиое (^п >
>5)
Мазут
Природный газ
Паропроизводительностъ
агрегата D. т/ч
<Ю 10—20 >20
140—160
150—170
160—ISO
160—ISO
150—170
130—150
140—160
150—170
140—150
130—150
120—140
130—150
140—160
130—150
120—140

догревателя и экономайзера. Если
температура горячего воздуха ниже 250° С
для влажных топлив (Wn > 3,6) и ниже
300е С для сухих, то рекомендуется
применять одноступенчатый подогрев
воздуха. В этом случае весь
воздухоподогреватель устанавливают после
экономайзера или до него, т. е. применяют
последовательную компоновку хвостовых
поверхностей.
Если температура горячего воздуха
выше указанных значений, то
применяют двухступенчатый подогрев воздуха.
В этом случае воздухоподогреватель
делят на две части (ступени) — первую,
Таблица 1—4. Рекомендуемые температуры
воздуха *в, ЭС, поступающего в топку
Тип топки
и вид топлива
Слоеиые топки
Тощие угли и
антрацит
Каменные угли
н бурые угли
марки Б2 и БЗ
Бурые угли
марки Б1
Торф и
древесные отходы
Камерные
топки
с твердым
шлакоудалением
Антрациты и
тощие угли
Каменные угли
маловлажные
(^п<1.5)
Каменные и
бурые угли
влажные (Wn =
= 1.5-*-5)
_Высоковлаж-
1ше бурыеГугли
-Ttf*>5}
Фрезерный
торф
Камерные
топки
с жидким
шлакоудалением
независимо
от вида
сжигаемого
топлива
Газомазутные
топки
Природный газ
н мазут
Доменный газ
Паропронзводнтельностъ
агрегата D. т/ч
<Ю
25—30
25—30
100—150
200—210
—
—
—
—
200—210
—
25—30
25—30
10—20
100—150
150—200
150—200
200—250
—
—
—
—
250—300
—
100—015
150—200
р.20
150—200
150—200
150—250
200—250
350—400
250—300
300—350
•
350—400
380—420
380—420
200—300
250—300
или входную по воздуху (называемую
«холодной»), и вторую, выходную
(называемую «горячей»). Первую ступень
воздухоподогревателя располагают .за
экономайзером, вторую — перед ним или
между его частями (ступенями). Такое
расположение хвостовых поверхностей
называется «в расегчкуъ
При компоновке хвостовых
поверхностей «в рассечку» деление
экономайзера на части (ступени) применяется для
парогенераторов, не имеющих развитых
испарительных пучков.
При расчете парогенератора,
имеющего хвостовые поверхности нагрева,
температуру горячего воздуха следует
выбирать, исходя из приведенных
рекомендаций и особенностей компоновки
экономайзера и воздухоподогревателя. Если
применяется одноступенчатая
компоновка, то температуру горячего воздуха
следует выбирать не более 260—300 С,
а при компоновке «в рассечку» — выше
указанных значений.
Температура воздуха на входе в
воздухоподогреватель £п обычно равна
температуре воздуха в котельной, т. е.
25—30 С. Однако при сжигании
высоковлажных (Wn > 3,6) и сернистых
топлив (например, сернистых мазутов),
дымовые газы которых имеют высокую
температуру точки росы, на трубах
воздухоподогревателя, омываемых холодным
воздухом, конденсируются водяные
пары и происходит интенсивная
коррозия металла. Для предотвращения
последней холодный воздух перед
стальным воздухоподогревателем следует
подогревать до 50—60е С при
сжигании высоковлажных твердых топлив
и до 80—90е С при сжиганий
мазутов.
Для предварительного подогрева
воздуха иногда используют паровые
калориферы или рециркуляцию части
горячего воздуха во всасывающий
патрубок вентилятора. Подогрев воздуха в
паровом калорифере и рециркуляция
горячего воздуха вызывают
понижение экономичности парогенератора за
счет повышения температуры
уходящих газов и поэтому применяются
редко.
В настоящее время получает
распространение предварительный подогрез
воздуха в воздухоподогревателёоо
стеклянными трубами. В этом^уЧт-:к:подо-,
грев воздуха/гуществля'ется T^f *i у.~т- о
— дящи'х газо^ в результате чё ёмп:
т -..г их -1жается, а эконом и-
-bei .pa повышается.

AJL1
Рис. 1—1. Схема парогенератора ТП-35У
В агрегатах промышленного типа для
уменьшения сернокислотной коррозии
воздухоподогреватель иногда
устанавливают перед экономайзером.
1—5. СОСТАВЛЕНИЕ СХЕМЫ
' ПАРОГЕНЕРАТОРА
Прежде чем приступить к тепловому
расчету, необходимо четко уяснить
общую компоновку всего парогенератора
и направление движения сред,
участвующих в теплообмене (дымовые газы,
вода, пар, воздух). Для этого
составляют схему парогенератора, на
которую наносят все его основные элементы
(топку, перегреватель, экономайзер,
воздухоподогреватель).
для парогенераторов с
горизонтальными газоходами (ДКВ, ДКВр, КЕ, ДЕ)
схему составляют в двух проекциях
(продольный и горизонтальный
разрезы), для остальных парогенераторов —
в одной проекции (продольный разрез).
На схеме указывают давление питатель
Вбгдук
'/////////////////Л
А-А
^шш^^шш^т..
6860
-8000
П.
Рис. 1—й. Схема парогенератора ДКВр
10

ной воды во входном коллекторе
экономайзера, давление в барабане и
давление пара в выходном коллекторе.
При использовании предварительного
подогрева воздуха перед стальным
воздухоподогревателем, например в
паровом калорифере или в
воздухоподогревателе со стеклянными трубами, на схеме
указывают принятый способ подогрева
и температуру воздуха после
подогревателя.
Если кет точных данных о давлении
в различных участках пароводяного
тракта парогенератора, ■ то его можно
определить ориентировочно, если
принять гидравлические сопротивления
экономайзера и перегревателя по 10% от
давления в барабане. В этом случае
давление в барабане pe s 1,1 рп, а
давление во входном коллекторе
экономайзера рэк £ё 1, 1 рб, где рп — давление
пара в выходном коллекторе,
указанное в задании на проектирование.
На рис. 1—1 и 1—2 даны примеры схем
парогенераторов ТП-35У и ДКВр.
Глава 2
ТОПЛИВО, ВОЗДУХ И ПРОДУКТЫ СГОРАНИЯ
»—1. ПЕРЕСЧЕТ СОСТАВА И ТЕПЛОТЫ
СГОРАНИЯ ТОПЛИВА
НА ЗАДАННЫЕ ЗНАЧЕНИЯ Wp и Ар
В приложении VI приведены
расчетные характеристики основных твердых,
жидких и газообразных энергетических
топлнв СССР. Указанные в таблицах
значения нельзя рассматривать как
постоянные и твердо установленные
нормативы. Это некоторые средние числа,
характеризующие топливо, состав и
качество которого изменяются в
зависимости от места, времени и способа добычи.
Содержание влаги в тзердом топливе и
мазуте зависит не только от
месторождения, вида и сорта топлива, но также и
от способа хранения и транспортировки,
времени года, климатических условий,
способа разогрева мазута при сливе и
других факторов, и может подвергаться
значительным изменениям. Зольность
твердого топлива также зависит от
целого ряда факторов, как, например,
способа добычи и обработки топлива
(грохочение и обогащение), способа и
длительности хранения и пр.
В ряде случаев содержание влаги и
золы в твердом топливе и мазуте может
значительно отличаться от средних
табличных значений. Поэтому взятые из
таблиц расчетные характеристики
твердых и жидких топлнв в некоторых
случаях приходится пересчитывать на
заданные значения влажности и зольности,
отличные от табличных. Пересчет
табличного элементарного состаза рабочей
массы топлива с влажностью W~zCu~ и с
ЗОЛЬНОСТЬЮ Л?абл НЭ рабочую МЭССу С
заданными значениями Wp и Ар
производят по формулам:
^ — WaCi ~
Н = Нтабл
100 — Ц7Р — Лр
юо-П,бл-л?абл
ЮО— R7P—/р
' ^абл
юо -П.*,-
(2-1)
(2-2)
и т. д.
Правильность пересчета состава
топлива проверяют суммированием всех
составляющих элементарного состава.
Величина допустимой погрешности не
должна превышать 0,5%.
Приведенные характеристики
топлива Лп, W* (% кг/МДж) определяют по
формулам:
а) приведенная зольность
Аг' = l&A^Ql; (2—3)
б) приведенная злажкость
W" = VPW'lQl. (2—4)
Пересчет табличного значения низшей
теплоты сгорания, кДж/кг (кДж/м) \
на рабочую массу с заданными значекк-
1 В таблицах расчетных хзсахтерксткх
топлива (табл. VI—I, VI—2) тепт -а с ..рааик
дается в МДж/кг (МДж/м?
11
1

ями Wp и Ар производят по формуле
QPH = (OS.™*. + 251^?абл) х
_100-1^-^ _251уР> (2_5)
При сжигании смеси двух твердых или
жидких топлив,' заданной массовыми
долями g' и g", теплоту сгорания 1 кг
смеси (кДж/кг) подсчитывают по формуле
QhP = 05 V + ОКУ- (2-6)
При сжигании смеси твердого или
жидкого топлива с газообразным расчет
ведется на 1 кг твердого или жидкого
топлива с учетом количества газа х (м3),
приходящегося на I кг топлива. В этом
случае условную теплоту сгорания смеси
топлив (кДж/кг) определяют по формуле
<2нр = <2нр'-г-*<2нр\ (2—7)
где Он' и Qh —соответственно низшая
теплота сгорания твердого или жидкого
топлива (кДж/кг) и газа (кДж/м3).
2—2. ВЫБОР КОЭФФИЦИЕНТА
ИЗБЫТКА ВОЗДУХА И ПРИСОСОВ
В ГАЗОХОДАХ ПАРОГЕНЕРАТОРА
При тепловом расчете коэффициент
избытка воздуха на выходе из топки
сц. и присосы воздуха в отдельных
элементах парогенератора принимают на
основе обобщенных данных
эксплуатации агрегатов, которые приведены в
табл. 2—1, 2—2 и 4—1 -f- 4—5 [32].
Значение расчетного коэффициента
избытка воздуха в отдельных сечениях
газохода парогенератора определяют
суммированием коэффициента избытка
воздуха в топке с присосами воздуха в
газоходах, расположенных между топкой
Таблица 2—1. Средние значения
прнсосов для систем пылеприготовления
и рассматриваемым сечением, т. е.
Характеристика пылесистемы
Шаровые барабанные мельницы:
с промежуточным бункером при
сушке горячим воздухом
то же, смесью воздуха и
топочных газоЕ
с прямым вдуванием
Молотковые мельницы:
при работе под разрежением
то же, под давлением горячего
воздуха
Среднеходозые валковые мельницы
при работе под разрежением
Мельницы-вентиляторы с подсуши-
ззющей трубой
Даплу
0,10
0,12
0,04
0,04
0
0,04
0,2—0,25
где ■' а
2Да —
а — «т + ХА«. (2—8)
расчетный коэффициент
избытка воздуха в
рассматриваемом элементе;
сумма присосов воздуха ео
всех газоходах,
расположенных между топкой и
рассматриваемым сечением
газохода.
2—3. РАСЧЕТ ОБЪЕМОВ ВОЗДУХА
И ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ ТОПЛИВА
Объемы, энтальпии воздуха и
продуктов сгорания определяют в расчете на
1 кг твердого или жидкого топлива или
на 1 м3 газообразного топлива. Расчеты
выполняют без учета химической и ме-
Таблица 2—2. Присосы воздуха
в топках и газоходах парогенераторов,
работающих под разряжением
при номинальной нагрузке
Участки газового тракта
Топки:
пылеугольные с твердым шлакоудале-
нием и металлической обшивкой
то же, без металлической обшивки
пылеугольные с жидким шлакоудале-
' нием и газомазутные с металлической
обшивкой
то же, без металлической обшивки
циклонные
Слоевые механические и полумехгни-
ческие
Слоевые ручные
Газоходы:
фестона и ширмового перегревателя
первого конвективного пучка
второго и третьего конвективных
пучков (на каждый пучок)
перегревателя
экономайзера стального
одноступенчатого
то же, двухступенчатого (на каждую
ступень)
экономайзера чугунного с обшивхсй
то же. без обшивки
Воздухоподогревателя стального
трубчатого одноступенчатого
то же, двухступенчатого (на каждую
ступень)
воздухоподогревателя со
стеклянными трубами
воздухоподогревателя пластинчатого
(на каждую ступень)
воздухоподогревателя
регенеративного
золоуловителя
Газопроводы от воздухоподогревателя
до. дымососа:
стальные на каждые 10 м длины
то же. кирпичные
до
0,07
0.10
.0.05
0,08
0.03
0,10
0.30
0
0.05
0,10
0.05
0,08
0,04
0,10
0,20
0.06
0,03
0,10
0,10
0,25
0,05
C.0I
0.05
12

ханической неполноты сгорания
топлива. Незначительная химическая
неполнота сгорания, соответствующая
принимаемым при выполнении теплового
расчета значениям q3, практически не
оказывает влияния на точность расчета.
Механический недожог учитывается
введением в расчет условного расхода
топлива В . Теоретически необходимый
объем воздуха при а = 1, м /кг (м /м ),
определяют по формулам:
а) для твердого и жидкого топлив
V0 = 0,0889 (Ср + 0,375S£P+K) +
4- 0,265HP — 0,0333Ор; (2—9)
б) для газообразного топлива
1/о = 0,0476 [0.5СО + 0,5Нг 4- 1,5H2S 4
+ 2 (т 4- 0,25л) СтН„ — Ог], (2—10)
где тип — числа атомов углерода и
водорода в химической формуле
углеводородов, входящих в состав топлива.
Теоретические объемы продуктов
сгорания при а = 1 в случае твердых и
жидких топлив, м3/кг (м3/м3),
вычисляют по формулам:
а) объем трехатомных газов
VR0. = 1,866 •
CP + 0,375SoPp+K
б) объем двухатомных газов (равен
теоретическому объему азота)
V°Ni = OJWl + 0,008NP; (2—12)-
в) объем водяных паров
VH,o = 0,lllHp-!-0,0124R^-f-
4-0,0161V6. (2—13)
Соответствующие формулы для случая
газообразных топлив (м3/м3) имеют вид:
• ^ro, = 0,01 (С02 + СО + H2S 4-
+ У:тСтНп); (2-14)
F°Nf = 0,797° 4- 0,01N2; (2—15)
Vh,o = 0,01 (H2S + H2 4- 20.5лСтН„ 4-
+ 0,124dr.„) 4-0,01617°, (2—16)
где <2Г.ТЛ — влагосодержание топлива,
отнесенное к 1 м3 сухого газа (г/м); при
/г.тл = 10е С можно считать, что dr.™ =
= 10 г/м3.
Объем воздуха при а > 1, м /кг
(м3/м3), будет
V = aV°.
(2-17)
100
; (2-П)
Объемы продуктов сгорания твердых,
жидких и газообразных топлив при
а> 1 отличаются от теоретических
на величину объемов воздуха и водяных
Таблица 2—3. Характеристика продуктов сгорания в поверхностях нагрева
(Vй = ... м3/кг, VRO
я.
Величина
Расчетный коэффициент избытка
воздуха в газоходе
V*Q.
1'К,= ^+(а*-ПУ»
1"н.о= V-'H:O-r-0.0161(a-
-l)V"
^ = ^0,.+ 4+^,0
^0, = ^RO/^
'нго = VH,o'vr.
r* = 'ro, + '"h.o
ц = lO/JPa^/Vp
lOM'VQP
,= ... м3/кг; V°Nj =
Едкинца
—
м3/кг
(м3/м3)
м3/кг
(mV)
м3/кг
(mV)
й3/кг
""' (м3/м3)
—
—
—
г/м3
% кг/МДж
. Топка,
фестон
.. . ь^/кг; VHj0 =
= ... м3/кг)
Участки конвективных поверхностей нагреаа
•/•''
j.
'
'
i
V
*
- '.
13

паров, поступающих в парогенератор с
избыточным воздухом.
Так как присосы воздуха не
содержат трехатомных газов, то объем этих
газов Kro, от коэффициента избытка
воздуха не зависит, во всех газоходах
остается постоянным и равен
теоретическому.
Объем двухатомных газов и водяных
паров, м3/кг (м /м3), определяют по
формулам:
VRt = V°Nt + (a-l)V°; (2-18)
I/Ht0 = V°Ht0 + 0,0161 (а — 1) К°. (2—19)
Суммарный объем дымовых газов при
а > 1, м3/кг (м3/м3), будет
Vc = VR0*+ VRl + VHfi. (2-20)
Объемные доли трехатомных газов»
равные парциальным давлениям газов
при общем давлении 0,1 МПа,
подсчитывают по формулам:
г*о, = VRO,/VF; (2-21)
гн,о = Vn,o/Vf; (2—22)
гп = /"ro. + ''н.о. (2—23.
При сжигании твердых топлив
концентрацию золы в дымовых газах (г/м3)
рассчитывают по формуле
ii=WApayjVr, (2—24)
где а.уц — доля золы топлиза, уносимая
газами (ее значения
приведены в табл. 4—1 -4- 4—4).
Расчеты по определению объемов
воздуха и продуктов сгорания
объемных долей трехатомных газов и
концентрации золы сводят в табл. 2—3. В
таблице последовательность и количество
расчетных участков конвективных
поверхностей должны соответствовать
компоновке поверхностей нагрева в
рассчитываемом парогенераторе.
Для перегревателя с пароохладителем,
установленным «в рассечку»,
рассчитывают два участка: до
пароохладителя и после него. При компоновке
хзостовых поверхностей «в рассечку»
каждую ступень экономайзера и
воздухоподогревателя рассчитывают-отдельно.
2—4. ЭНТАЛЬПИИ ВОЗДУХА
И ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
Энтальпии теоретического объема
воздуха и продуктов сгорания, отнесен-
ные к 1 кг или 1 м' сжигаемого топлива
при температуре ■& °С, кДж/кг (кДж/м3),
рассчитывают по формулам:
IB = V°(ct)B; (2-25)
П = ^ro, (-fl)Ro, -г- Vk (cfl)N, +
-f Ун,о №н,о, (2—26)
где (Ы)в, (cfl)ROl, (cfl)Nfl (^)н.о —
удельные энтальпии воздуха, трехатомных
газов, азота и водяных паров
соответственно, кДж/м3.
Удельные энтальпии воздуха
^продуктов сгорания указаны в табл. 2—4.
Удельную энтальпию сухих
трехатомных газов (ct^)ro, считают равной
удельной энтальпии двуокиси углерода (с&)сог-
Расчеты по определению энтальпий
теоретического объема воздуха и
продуктов сгорания топлива сводят в табл.
2—5.
Энтальпию продуктов сгорания на
1 кг или 1 м3 топлива при а > 1,
кДж/кг (кДж/м"), подсчитывают по
формуле
/г = /; + («-!)£ (2-27)
Если приведенная величина уноса зо-
А а
лы из топки р ^ - 103 > 1,5% кг/МДж,
<2нр
то' к энтальпии дымовых газов следует
добавить энтальпию золы (кДж/кг),
определяемую по формуле
/зл = (сЬ)3.-.А рАуя/100, (2—28)
Таблица 2—4. Энтальпии воздуха, газов
и золы
е. -с
30
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
lr.OO
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
(гОв
39
132
266
403
542
684
830
979
ИЗО
1281
1436
1595
1754
1931
2076
2239
2403
2566
2729
2897
3064
3239
3399
frftco,
1 t^'N,
кДж/мл
169
357
559
772
996
1222
1461
1704
1951
2202
2457
2717
2976
3240
3504
3767
4035
4303
4571
4843
5115
5387
130
260
392
527
664
£04
946
1093
1243
1394
1545
1695
1850
2009
2164
2323
2482
2642
2805
2964
3127
3290
«rf> н:о
151
304
463
626
794
967
1147
1335
1524
1725
1926
2131
2344
2558
2779
3001
3227
3458
3688
3926
4161
4399
С^)зл-
кДж/кг
81
169
264
360
458
561
663
768
874
984
1096
1206
1360
1571
1758
1830
2066
2184
2385
2512
2640
2760
i
4

Таблица 2—5. Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгораиня топлива.
т
а.
•а
i Темпер
•С
30
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1400
1600
1800
2000
2200
V* ш, ... и3
/'.-«'Чов
./ 3
^RO,—•••м
'RO, — VRO, (^RO,
кДж/кг (кДж/м3;
^--м3
'ы,- "n/^n.
^
I
"н,о=---"3
'н.0 - ^н,о <св>н,о
\
•
'г - 'RO, +
• •
■*■ 'n, f 'н&
-
._
ч
t. °с
Таблица 2—6. Энтальпии продуктов сгорания в газоходах, кДж/кг (кДж/м3)
Участки газового тракта н коэффициенты избытка воздуха
Д/
°=1
Д/
а11
д/
ат
д/
*л—I
Д/
' I
д/
100
200
/300
400
500
600
■ 700
800
900
1000
1100
1200
1400
16С0
1800
2000
2200
Примечания: I. Количество расчетных участков газового тракта должно соответстзовать
схеме заданного парогенератора.
2. п — последний участок газсасго тракта.
3. Энтальпии подсчитываются только в отмеченном диапазоне температур по газоходам.
I
1*

J- кг I ~м*/
Рис. 2— I. /^-диаграмма продуктов
сгорания
где (сФ)м — удельная энтальпия золы,
значения которой
приведены в табл. 2—4.
Расчеты по определению энтальпии
продуктов сгорания топлива при
различных температурах газов в разных
газоводах сводят в табл. 2—6. В таблице
отмечены пределы изменения
температур, при которых подсчитывают
энтальпию на различных участках газового
тракта. Около величины / записывают
величину Д/ — разность двух соседних
по вертикали значений / при одном
значении а.' Значениями Л/ пользуются
при определении расчетных значений
энтальпии или температур газов
методом линейной интерполяции.
По данным табл. - 2—6 на
миллиметровой бумаге строят график
зависимости энтальпии продуктов сгорания
топлива / от температуры ■&, так
называемую I ^-диаграмму(рис. 2—1). При
ее построении рекомендуются
следующие масштабы: для температуры
1 см = 100° С; для энтальпии (при
сжигании торфа и бурых углей) 1 см =
= 500 кДж/кг и 1 см = 1000 кДж/кг
(при сжигании остальных топлив).
«К
2,0
1.0
0.5
Рис. 3—
лоты с?
без хзсс
Если
зить s
центах
т. е.
Глава 3
ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ПАРОГЕНЕРАТОРА
3—1. РАСПОЛАГАЕМАЯ ТЕПЛОТА ТОПЛИВА
Тепловой баланс парогенератора
выражает количественное соотношение
между поступившей в агрегат теплотой,
называемой располагаемой теплотой
топлива Ql, и суммой полезно
использованной теплоты Qi и тепловых потерь
Qv Фз, Qt, Qs И <?бшл-
Располагаемую теплоту, отнесенную
к 1 кг твердого или жидкого топлива
(кДж/кг), определяют по формуле
Ql = Ql + Qb.bh + *и, (3-1)
а к 1 м3 газообр азного топлива (кДж/м )
■ по формуле
Ql = Ql (3-2)
Количество теплоты, внесенное
воздухом при подогреве его вне
парогенератора, кДж/кг (кДж/м3), например в
паровом калорифере перед
воздухоподогревателем, рассчитывают по формуле
<2в.в„=р"[(/а)' — 4а], (3—3)
где (3- = с£ — Да, — Даплу + Даэп —
отношение количества воздуха на входе
в воздухоподогреватель к теоретически
необходимому;
(К)' и /х.з—энтальпии теоретически
необходимого количества воздуха после
его подогрева в паровом калорифере и
холодного воздуха, кДж/кг (кДж/м3).
Физическую теплоту топлива /тл
(кДж/кг) учитывают при паровом
подогреве мазута:
<« - cj„ 0-4)
где гм — удельная теплоемкость мазута,
кДж/(кг • К); tu — температура
подогрева мазута (принимается равной 120—
130° С).
Удельную теплоемкость мазута
вычисляют по формуле
см = 1,74 + 0,0025^. (3—5)
3—2. СТАТЬИ ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА
Тепловой баланс составляют для
установившегося теплового состояния
парогенератора в расчете на 1 кг или на 1 м
сжигаемого топлива. Общее уравнение
теплового баланса, кДж/кг (кДж/м),,
имеет вид
Ql = Qi + Qz + <?з + Q* + Q5 + &шл.
(3-6)
TO у Г 21
вид
100 = с
При ■
полезне
прямы:
ti<2K 32 _
га^могс
^рдят :-
теплозо
^^серс пс
Расче
Ъ«рй иу
\топлизз
пр
стик
>j&x,
ерю
ния пас
графику
Поте;
находят
газоз,
холодке
'ух
КОЗ
где
при
и тем
Значенг
(табл. 2
/*.» — Э
димого
кДж/кг
ведены
2 8— ЗС39
16

:
■
47
^
—4—
—f—
J/
3.0
Z5
2.0
i,5
1,0
0,5
2 4 6 8 tO /S 20 W 60 SO
Jf,m/V
Рис. 3—1. График для определения потери
теплоты от наружного охлаждения парогенератора
без хвостовых поверхностей (/) и с хвостовыми
поверхностями (2)
Если статьи теплового баланса
выразить в относительных величинах
(процентах от располагаемой теплоты Qp),
т. е.
Qt = (Qr/Qp) " ЮО. (3-7)
то уравнение теплового баланса примет
вид
100 = qt 4- qz + <?3 + <?4+<73+'?бшл. (3—8)
При тепловом расчете парогенератора
полезно использованную теплоту Qx fa) t
прямым путем определить нельзя, так
Скак заранее неизвестно количество ежи-..
гае'мого топлива В. Поэтому Qj fa)
наедят как остаточный член уравнения
теплового баланса после определения
^в£§х потерь теплоты.
Расчетные потери теплоты от химиче-
"сквй и механической неполноты сгорания
'.топлива fa и qj, выраженные в процен-
<г&я, принимают из расчетных
характеристик топок (табл. 4—1 ч- 4—5), а
'потерю теплоты от наружного
охлаждения парогенератора (q-3) определяют по
графику на рис. 3—I [32].
--• Потерю теплоты с ух0?01?""-— ia3a.vm
■ находят по оа""чли энтальпий дымовых
газов, уходящих из парогенератора, и
'.илидного воздуха:
(/ух-вух^.вХЮО-?*)
<?2 = — г-тр , (3—9)
где /ух — энтальпия уходящих газов
при коэффициенте избытка воздуху ОуХ
и температуре йух, кДж/кг (кДж/м3).
Значение /ух находят из /fr-таблицы
(табл. 2—6) или /d-диаграммы (рис. 2—I);
/х.а — энтальпия теоретически
необходимого количества холодного воздуха,
кДж/кг (кДж/м3). Значения /°х.3
приведены в табл. 2—5. ,.
Потерю физической теплоты шлаков
<7бшл вводят в расчет для твердых топлив
при камерном их: сжигании с жидким
шлакоудалением и_. слоевом сжигании.
При камерном сжигании с сухим
шлакоудалением <7бшл учитывают только,
когда Ар > 2,5 - Ю-3 <&.
Потерю физической теплоты шлаков
рассчитывают по формуле
<7бшл —
Сшл (^)шл^Р
<2Рр
(3-Ю)
где ашл = 1 — аул — доля золы топлива
в шлаке. Долю золы топлива, уносимую
газами (Дун), берут из табл. 4—1 —■ 4—4;
(с$)шл — удельная энтальпия шлаков (ее
значения указаны в табл. 2—4).
Температуру шлаков при сухом шла-
коудалении принимают равной 600° С,
а при жидком шлакоудалении —
температуре жидкоплавкого состояния золы
t3 плюс 100° С. Значения t3 приведены в
таблице расчетных характеристик
твердых и жидких топлив (см. приложение VI).
Суммарную потерю теплоты в
парогенераторе подсчитывают по ^формуле
2 <?ПОТ = <?2 "Г- <?3 + Я* + <?5 + <?6ШЛ, (3—1 1)
а -к. п. д. парогенератора брутто — по
формуле
Ппг = Ql = 100 — 2 <7пот- (3-12)
Расчеты по определению теплового
баланса сводят в табл. 3—I.
Таблица 3—1. Тепловой баланс
парогенератора
Статьи теплового балансе
наименование
Потеря от
химической неполноты
сгорания топлива
Потеря от
механической неполноты
сгорания топлива
Потеря от
наружного охлаждения
парогенератора
Потеря с
уходящими газами
Потеря
Физической теплоты
шлака
Суммарная потеря
К- п. д.
парогенератора брутто
а
«П
S OJ
о =
Я*
Я*
Яь
Я»
Явшл
2<?пот
Ппг =
= ?1
ов
деле-
Cl 41
о с =
с с =
'J О =
По
расчетным
характеристикам
топки
То же
По
графику на рис.
3—1
По
формуле (3—9)
По
формуле (3—10)
По
формуле (3—11)
По
формуле (3—12)
И
г -
о а
к -
СП
2 в—ЗС89
17

3—3. КОЭФФИЦИЕНТ СОХРАНЕНИЯ
ТЕПЛОТЫ
Разбивка потери теплоты от
наружного охлаждения парогенератора по
отдельным его газоходам практически не
сказывается на ■ результатах расчета.
Поэтому данную потерю для всех
элементов парогенератора считают
одинаковой и учитывают коэффициентом
сохранения теплоты ф, который
определяют по формуле
ft
Ф=1
Чпг + ft
(3-13)
3—4. РАСХОД ТОПЛИВА
Расход топлива, подаваемого в топку,
кг/с (м^/с), рассчитывают по формуле
flfti — Ь.в)+Дпр ('кип — 'п.в>
в =
«ч
• 100,
р 'пг
(3-14)
где D—паропроизводительность
агрегата, кг/с; :'п — удельная энтальпия
пара при давлении и температуре в
выходном коллекторе парогенератора,
кДж/кг (для парогенераторов с
перегревателем in определяют по табл. VI—8, без
перегревателя — по табл. VI—7); :п.в —
удельная энтальпия питательной воды,
кДж/кг; 1кнп — удельная энтальпия воды
при температуре кипения и давлении в
барабане, кДж/кг; £>пр — расход воды
на продувку парогенератора (кг/с),
причем
Dnp = pD/100, (3—15)
где р — продувка, %.
Член £>пр (гкип — гп.в) в формуле
(3—14) не учитывают в случае, когда
продувка парогенератора меньше 2%.
Расчетный расход топлива с учетом
механической неполноты его сгорания
(кг/с) определяют по формуле
£р = £(1—«74/100). (3—16)
В дальнейшем во всех формулах для
определения суммарных объемов и
количеств теплоты фигурирует величина
Вр и поэтому при подсчете удельных
объемов и энтальпий поправку на
механический недожог топлива вносить не
требуется.
Систему пылеприготовления и топли-
воподачи рассчитывают по
действительному расходу топлива В, а тягу и дутье —
по расчетному расходу топлива £р.
о>
Глава 4-
ОСНОВНЫЕ КОНСТРУКТИВНЫЕ РАЗМЕРЫ ТОПКИ
4—1. ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ РАСЧЕТНАЯ
СХЕМА ТОПКИ
Исходные данные, указанные в
задании на проектирование, могут
отличаться от условий работы, на которые
рассчитан типовой парогенератор,
выбранный для выполнения проекта.
Поэтому в первую очередь необходимо
поверочным расчетом проверить,
соответствуют ли основные размеры топки
типового парогенератора условиям задания
на проектирование.
Для выполнения поверочного расчета
следует составить расчетную схему
топки парогенератора и указать на ней
границы внутреннего объема топочной
камеры, все поверхности нагрева и их
конструктивные характеристики (длина,
диаметр и шаг труб), расположение
горелок (если топка камерная) и основные
размеры и расположение решеток (если
топка слоевая).
При наличии экранов, закрытых
огнеупорными материалами, их также
необходимо показать на схеме с указанием
размеров. Если топка имеет камеру
догорания, ее тоже следует обозначить на
схеме.
Схему топки выполняют на
миллиметровой бумаге в масштабе 1 : 25 или 1 : 50
для агрегатов паропроизводительностью
D < 20 т/ч и 1 : 50 или 1 : 100 для
агрегатов большей паропроизводительности.
Примеры составления расчетных схем
слоевой и камерной топок
парогенератора показаны на рис. 4—1 и 4—2.
4—2. РАСЧЕТ РАЗМЕРОВ ТОПКИ
При поверочном расчете, используя
составленную схему топки, определяют
ее активный объем Vt, а если топка
IS

V//'//№<'/",. •»''//////,
Щ
V I ^ »• • ■ ■'. |-,-,-f-|- .У Г.Ъ-*.ГТТ.
!. T ♦4"t-i.i.» I .' »+.»т
23
Si
rV.V.Yi-
A'? +0
n
+
+ ;
тят//»,.,.',,;^
Рис.4—I. Схема слоевой топки
парогенератора
Pi.c. 4—2. Сл
хема камерной топки парогенератова

y^~w-.
b'l,
Рис. 4—3. Границы расчетного объема топки
слоевая, н площадь зеркала горения R.
Значения тепловых напряжений объема
топки qv (кВт/м3) и площади зеркала
горения <7я (кВт/м2) рассчитывают по
формулам:
qv = BQpjV,; (4-1)
qR = BQ'/R, (4—2)
где В — расход топлива, кг/с.
Объем топочной камеры
подсчитывают по составленной схеме топки и в
соответствии с рис. 4—3. Границами объема
топки (на рис. 4—3 указаны штриховой
линией) являются осевые плоскости
экранных труб или обращенные в топку
поверхности защитного огнеупорного
слоя, г'ь местах, не защищенных
экранами,-1- стены топочной камеры. В
выходном сечении ее объем ограничивается
поверхностью, проходящей через оси
труб первого ряда фестона или трубного
пучка. Объем, занимаемый ширмами,
расположенными в районе выходного
окна топки, включается в объем топки
в том случае, если шаг ширм > 700 мм.
Границей объема нижней части топки
служит поверхность слоя топлива (для
слоевых топок), плоскость пода (для
газомазутных топок и топок с жидким
шлакоудалением), условная плоскость
середины холодной воронки (для пыле-
угольных топок с твердым
шлакоудалением).
Среднюю толщину слоя топлива и шла-
,ка на цепной колосниковой решетке
принимают равной: для сортированных
Таблица 4—I. Расчетные характеристики слоевых топок с неподвижной решеткой
и ручным забросом топлива
Характеристики режима работы
«именование
Допустимое тепловое
напряжение площади
зеркала горения
Допустимое тепловое
напряжение объема топки
Коэффициент избытка
воздуха на выходе из топки
Потеря теплоты от
механической неполноты
сгорания топлива
Потеря теплоты от
химической неполноты
сгорания топлива
л^гя золы топлива, уно-
с<ос2я газами
^ааление воздуха под ре-
.зегчои
t


значение
4R
4v
а
Я*
Яз
°УК
Р
Примечание. При испс
.-1Г~пП:ие значения qv, a q
r мож:-
Еди-
кВт/м:
кВт/м3
—
%
%
—
даПа
зльзован!
ю увели
Бурые
марки Б2
(!»'Р =
=30-*-40%)
800
230—400
1.6
6—7
о
0.2
100
•ш рещето*
чить на 1С
угли
марки БЗ
(WP <
< 30%)
930
230—400
1.6
7—8
9
0.2
100
с с качаюи
— 15%.
к
марки
Д и Г
(Лп < 1.21
1050
230—400
1.5
5—6
о
0.15
80
ХНЫИСЯ КО
аменные угли
марки
Д и Г
(Ип > 1.21
930
230—400
1.5
6—7
2
0.15
80
посниками
марки T
1050
230—400
1,6
5—6
1—2
0,12
80
следует i

Антрациты
АС и AM
1050
230—400
1.7
8—10
1
0,15
80
1ринимать
23

Рис. 4—4. К определению площади зеркала гарегня слоезсг trio
антрацитов 100—150 мм, для каменных
! углей 150—200 мм, для бурых углей
! 300 мм, для торфа 400 мм. В ручных топ-
! ках с решеткой, имеющей поворотные
; колосники (топка РПК), толщину слоя
| топлива и шлака принимают равной:
для антрацитов 100—120 мм, для камен-
j ных углей 120—150 мм, для бурых
j углей 150—200 мм.
■В топках с механическими
забрасывателями толщина слоя топлива мала и
при определении объема топки ее не
учитывают. В активный объем топок систе-
Таблица 4—2. Расчетные характеристики слей hi i i мсхаиизнроЕге^ топок
Тип топки
С
пневмомеханическими
забрасывателями и
неподвижной
решеткой
■
Вид топлива
Донецкий антрацит
АС и AM
Каменные угли
типов:
кузнецких Г и Д
(Лп = 0.3)
донецких Г и Д
(Лп = 0.8)
кузнецкого ГСС
(Лп = 0.4)
Бурые угли типов:
ирша-бородинского
(И?п=2.1;
Лп = 0.4)
артемовского
(В7Я = 1.7;
Лп = 1)
веселовского
(Wn = 2;
Ап = 1.6)
харакорского
{Wn = 3.2;
Лп = 0,7)
- з
СИ
as'a"
*! °
£2 =
1.6—1.7
1.4-1.5
1.4-1.5
1.4-1.5
1.4-1.5
1.4—1.5
1.4—1.5
1.4-1.5
Допустимы
напр»
площади зерквла
горения flyj,
kDt/m»
930—1200
930—1200
930—1200
930—1200
930—1200
930—1200
930—1200
930—1200
е ieu-шшые
IS
с as
23С—SD
23С—353
22G—3SD
23G—35Э
22C—350
233—350
23C—350
2SC—350
Потери =E=-i
Ш
0.5—1
0.5—1
0.5—1
0.5—1
0,5—1
0.5—1
0.5—1
0.5-1
lz
-.ii
•- -г i
• г -
-A-li
z - ■
- ;
; : I
-i—:
: - -
i!
il
o.i
0.07—0.16
0.06—0.13
0.07—0,16
0.1—0,22
0.C7—0.15
0.C6—0.13
0,07-0.15
:
Дпвленпе воздуха
под решеткоЛ р. даПа
100
80
80
80
80
80
80
£0
Nrbi Ш^нншеза вкл-сяггт сбъем эжектор-
ной вороекн. Объе* £1л=?ы между
трубами »уд*я н фронт^рь стеной в
активный объем топки ?Е.-хч2Ют при
ширине ее ве менее 0,5 ic-/
Площадь зеркала :^о~ня слоевой
топки passa произведем-- нктивной
ширины ре^пЕгтка ВЛ на j-~v=y зеркала
горения L^ |рнс 4—4). Ахгивную ширину
колосыазээаон решета принимают
равной ргесюанию мсЕГ» боковыми
панелями каг боковыми глнзми, при
наличии баковых экрансЕ — уежду плоскос-
21
\

Тип топки
С
пневмомеханическими
забрасывателями и
неподвижной
решеткой
С цепной
решеткой прямого
хода
С
пневматическими
забрасывателями и
цепной решеткой
прямого хода
С
пневмомеханическими
забрасывателями
и цепной
решеткой обратного
хода
Нахтио- цепная
Шахтная с
наклонной
решеткой
Вид топлива
Бурые угли типов:
подмосковного
(Wn =3,1;
Лп=2.1)
Донен^нй антрацит
АС и AM (АП = 2)
Х_^
Каменные угли
типов:
кузнецких Г и Д
(Лп = 0.33)
донецких Г н Д
Ип = 0,8)
Бурые угли типов:
артемовского
(Wn = 1.8; Ап = 1)
веселовского
(Wn = 2;АП = 1.6)
Каменные угли
. типов: .
кузнецких Г н Д
{АП = 0,3)
донецких Г и Д
Ип = 0,8)
сучаиского
(Ап = 1,4)
кузнецкого ГСС
(Ап = 0,4)
Бурые угли типов:
ирша-бородинского
(Е7П = 2.1;
Ап = 1.1)
артемовского
(Wn = 1.8;
Лп = 1)
веселовского
{Wn = 2;
Ап = 1.6)
харанорского
(Wa = 3.3;
Ап = 0,7)
подмосковного
(В7П = 3,1;
Лп = 2,1)
торф кусковый
(R7P = 45-r-50%;
АП = 0.7)
торф кусковый
(U?P=40%;
Лп = 0,6)
3
з **
1§
S х
а
t- a
= = 2
5.x с
1.4-1,5
1,5-1,6
1.3-1.4
1.3—1,4
1.3-1.4
1.3-1.4
1.3—1.4
1.3—1,4
1.3-1,4
1.3-1.4
1.3-1.4
1.3—1.4
•
1.3-1,4
1,3-1.4
1.3-1,4
1.3
1.4
Продолжеии
Допустимые тепловые
напряжения
«;
а
X
с
ь -С
5s
о X. н
С L. Г
~*
800—1000
930—1200
1200
1200
1600
1600
1400—1700
1400—1700
1400—1600
1400—1600
1400—1700
U00—I700
1400—1700
1400—1700
1200—1400
1700—2200
1300
:L
о-
~
о
ь
(3 и
is
230—350
300—450
300—450
300—450.
300—450
300—450
300—450
300—450
300—450
300—450
300—450
300—450
300—450
300—450
300—450
300—450
230—350
Потери теплоты
=
с
■= Р
Sb
?н5?
;0
= 11
0.5—1
0.5
1.5
2,5
3
4,5
0.5—1
0.5—1
0.5—1
0.5—1
0.5—1
0.5—1
0,5—1
0,5—1
0.5—1
1
2
•=к
° £■
r Р.
at
I?*
« 9 .
"U НИИ
III/OUOII
XOH 10
7,5—9
10—13,5
3—5.5
3,5—6
4—5,5
5,5-7,5
3—5,5
3,5—6
5.5—7,5
5—11
3—5
4—5,5
5.5—7,5
4—7
5.5—7
2
2
е табл. 4—2
X
5 Г
с s
О <в
1- п
се
я "-
О м
Доля а
уносим
0,05—0,11
0.1
0,09—0,2
0.08—0.17
0,09—0,2
0.07—0.15
0.09—0.2
0.0Й—0.17
0.05—0.11
0,08—0.2
0.12—0.27
0.09—0,2
0,07—0,12
0,09—0,2
0.05—0.11
—
—
о
с
ее я
ХС
>»s
<<
= о
5 н
Si.
80
100
80
80
80
80
50
50
t
50
50
50
50
50
50
50
100
60
Примечания: 1. Меньшие значения с^ — для агрегатов паропроизводительностью D > 10 т/ч.
2. Для qt и ауИ меньшие значения соответствуют случаю острого дутья и воз.
врата уноса в топку, большие — отсутствию средств уменьшения уноса.
22

тями, проходящими через оси экранных
труб.
Активная-: длина зеркала горения
равна: для ручных топок и топок с
забрасывателями и неподвижной решеткой —
длине колосниковой решетки; для топок
с цепной решеткой — длине
колосникового полотна от регулирующего шибера
до шлакоснимателя.
Полученное по расчету значение
теплового напряжения объема топки qv,
а для слоевой топки и значение теплового
напряжения площади зеркала горения
<7я сравнивают с максимально
допустимыми значениями, указанными в табл.
4—1 ~ 4—5.
Для обеспечения нормального
режима работы топки с нормативными
потерями теплоты от химического и
механического недожогов расчетные значения
qv и с7д, характеризующие тепловой
режим работы топки, не должны
превышать допустимых. Приведенные в табл.
4—1 -=г 4—5 значения qv и q^ являются
максимально допустимыми по условиям
горения топлива. Поэтому, если
расчетные значения qv и q% ' получаются ниже
табличных, но конструкция топки
Таблица 4—3.
Расчетные характеристики камерных топок с твердым шлакоудалеиием
при сжигании пылевидного топлива
Топливо
Коэффициент
!; избытка
воздуха
на выходе
КЗ ТОПКИ
Допустимое тепловое
напряжение объема топки
qv (кЗт/м1) для агрегатов
паропронзводительностъю
D. т/ч
23
Зо
sn
75
Потеря теплоты от недожога
механического ст., (%)
для агрегатов
паропроизводителькостью D. т/ч
25
35
" 50


ческого ?з.
%
Доля
золы

топлива,

уносимая

газами.
аун'
Антрацитовый штыб
Полуантрацнты
Тошие угли
Каменные угли
Отходные
углеобогащения "
Бурые угли
Фрезерный торф
1.2—1,25 1
1,2—1.15 !
1.2
1.2
1.2
1,2
1.2
180
200
230
260
260
280
260
170
180
200
210
200
250
210
150
170
180
190
190
210
190
140
150
170
180
170
190
170
7
5
3
5
5
. 3 '
3
7
5
3
3
4
1.5—22
1,5—22
6
4
2
2—3
3
1—2=
1—2г.
6
4
2
1—5=
2—З2
0.5—1-
0.5—I2
0
0
0
0,5
0,5
0,5
0.5
0,95
0,95
0.95
0,95
0.95
0.95
0,95
1 Большее значение — при транспортировке пыли в топку горячим воздухом.
5 Меньшие значения — для малозольных топлив (при Ап < 1,5).
Таблица 4—4. Расчетные характеристики однокамерных открытых н полуоткрытых топок
с жидким шлакоудалеиием
Величина
наименование
Коэффициент
избытка воздуха на
выходе из топки J
Допустимое
тепловое напряжение
объема топки
Потеря теплоты
от химического
недожога
Потеря теплоты
от механического
недожога
Доля золы
топлива, уносимая
газами
1 Большие зн

обозначение
ат
4v
Яз
Я*
аун
ачения
Единица
кВт/м3
%
%
—
— при трг
Открытые топки
liypue
уели
1.2
210
0.5
0,5
0,7—0,8
шспортирс
с;
2
о =
1.2
185
0.5
0,5
0,8
эвке
= 5
О с.
1.2—
1.25
185
0
1.5
0.8
пыли в т
<
<
1.2-
1.25
145
0
4.0
0.85
опку гор
Полуоткрытые (с пережимом) топки
Вурые
углн
1.2
230
0.5
0.5
0.6—0,7
ячим возд
Каменные
углн
1.2
200
0.5
0,5
0,7—0,8
ухом.
5 =
6 2
1.2—
1.25
200 •
0
1.0
0,8
AIU и ПА
1.2—
1,25 '
170
0
4.0
0.85
23

Таблица 4—5. Расчетные характеристики
* камерных топок лля сжигания
горючих газов и мазутов
.1
Топливе
Мазут
Природный.
попутный и
коксовый
газы
Доменный
газ
1 Меньш
ропроизводит

Коэффициент
избытка
воздуха
на выходе
из топки
ат
1.1-1.I51
1.1-1.151
1.1-1.151

Допустимое
тепловоз

напряжение
объема
топка qv,
кВт/м"
290
350—460
230
Потеря
теплоты
от
химического
недожога
ТОПЛИВА
0.5
0.5
1.4
ие значения — для агрегатов па-
ельностью D > 50 т/ч.
Примечания: 1. Потеря теплоты от
механическог
на и ее мож1
пок, длитель
характеристю
о недожога топлива незначитель-
-ю не учитывать.
2. Для газомазутных то-
ное время работающих иа мазуте,
■си топок принимаются по мазуту.
характеристике топлива соответствует,
проводить реконструкцию типовой
топки лишь с целью уменьшения ее
размеров не следует.
Если же расчетные значения qv или
<7я превышают допустимые, необходимо
по величинам допустимых тепловых
напряжений объема топки и площади
зеркала горения (табл. 4—1 -f- 4—5),
используя формулы (4—1) и (4—2),
определить минимально необходимые размеры
топки (Vmin и .ftmin). которые будут
исходными для выполнения проекта
реконструкции топки. Реконструкцию топки
следует выполнять с минимально
возможными изменениями и наименьшими
капитальными затратами.
В приложении III даны указания по
конструктивному выполнению топок
различных типов и приведены
типоразмеры решеток слоевых топок, пыле-
угольных и газомазутных горелок,
серийно выпускаемых отечественной
промышленностью.
Глава 5
РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА В ТОПКЕ
5—1. МЕТОДИКА РАСЧЕТА И ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯ
Температурный режим топкиУТепло-
та, выделяемая при сжигании топлива,
передается лучевоспринимающим
поверхностям нагрева в топке и
продуктам сгорания топлива. Если бы в
топке отсутствовал теплообмен между
топочными газами и ее лучевосприни-
мающими поверхностями (экраны,
фестон, обмуровка), т. е. горение протекало
бы адиабатически, то вся теплота,
выделяемая при горении, затрачивалась бы
только на нагревание продуктов
сгорания топлива. В этом случае топочные
газы имели бы максимально возможную
температуру, называемую
теоретической, или адиабатической, температурой
горения Фа.
Температурный режим реальной
топки определяется совместно
протекающими процессами горения топлива и
лучистого теплообмена. В результате
теплоотдачи температура газов в любом
участке топки всегда ниже
адиабатической.
Зона максимальных температур,
положение которой влияет на условия
лучистого теплообмена,- расположена
в ядре горения. Положение ядра
горения в свою очередь зависит от типа и
конструкции топки, топлива и способа
его сжигания. Под действием процессов
теплообмена температура газов по мере
их движения понижается и на выходе
из топки равна Фт.
Температурой газов на выходе из
топки считают температуру в выходном
окне топки, перед трубами фестона.
Только при очень редком расположении труб,
когда шаг их по ширине газохода sx >
> 4d и одновременно по его глубине
s2 > 6d, в качестве расчетной
принимают температуру газов за этими трубами.
При этом полную п.-'ошадь поверхности
разреженных рядов труб включают в
площадь лучевоспринимающей
поверхности.
Для парогенератора с камерой
догорания температурой газов на выходе
из топки считают температуру их за
камерой догорания.
Методика расчета. Передача теплоты
в топке происходит в основном излуче-
24

нием. Доля конвективного теплообмена
относительно мала, и им при расчете
топки пренебрегают. Теплообмен от
газов к лучевоспринимающим
поверхностям нагрева в топке протекает
одновременно с горением топлива. Поэтому
состав топочной среды, ее температура и
излучающая способность зависят от
вида топлива, способа его сжигания и
изменяются по длине факела. Все это
чрезвычайно усложняет процесс теплообмена и
затрудняет создание аналитического
метода расчета теплообмена в топке.
Разработанный советскими учеными
метод расчета теплообмена в топке
основывается на совместном использовании
аналитического и эмпирического
исследований с применением теории подобия ч
для анализа процессов в топке.
Исходной для расчета теплообмена является
формула, которая связывает
безразмерную температуру газов на выходе из
топки 6Т с критерием лучистого
теплообмена Больцмана Во, степенью
черноты топки ат и параметром М,
учитывающим характер распределения
температуры по высоте топки:
е" -_ Гт = Во°-6
Т. Ма°/ + Вои'6
(5-1)
где Т-с — абсолютная температура газов
на выходе из топки, К;
Та — температура газов, которая
была бы при их адиабатическом
сгорании, К.
Критерий Во определяется
выражением
Во =
<pSpVc(
Р ""ср
°Ч?ср'сгП
(5-2)
где ф — коэффициент сохранения
теплоты, определяемый по
формуле (3—13);
Вр — расчетный расход топлива
(кг/с), определяемый по
формуле (3—16);
Vccp — средняя суммарная удельная
теплоемкость продуктов
сгорания топлива, кДж/(кг - К);
F„ — площадь стен топки,- м2;
о = 5,67 • 10-м — коэффициент
излучения абсолютно
черного тела, кВт/(м2 • К4);
фср — среднее значение
коэффициента тепловой
эффективности экранов.
Значение критерия Больцмана. при
сжигании смеси твердых или жидких
топлив определяют по суммарному
расходу топлив и объему продуктов
сгорания, приходящемуся на 1 кг смеси
топлив.
5—2. ПОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ
При поверочном расчете топки по ее
тепловым и конструктивным
характеристикам определяют температуру
газов на выходе из топки &'т, СС. Расчет
выполняют по формуле (5—1),
преобразованной к виду
дт =
5.67^/^7^ \0-6
273.
(5-3)
Методика и расчетные соотношения
для определения величин, входящих
в формулу (5—3), и конструктивных
характеристик топки, необходимых для
подсчета этих величин, приведены ниже.
Полная и лучевоспринимающая
поверхности топки. Полная площадь стен
топки Fci есть суммарная площадь всех
поверхностей, ограничивающих
активный объем топочной камеры
(экранированных и неэкранированных стен,
свода, выходного окна, пода или верхней
половины холодной воронки); и
площади зеркала горения, если топка слоевая.
При наличии экрана двухстороннего
облучения к фактическому значению
суммарной площади всех поверхностей,
ограничивающих активный объем
топки, добавляют удвоенное произведение
расстояния между осями крайних труб
этого экрана на освещенную длину труб.
Площадь суммарной лучевосприни-
мающей поверхности топки
рассчитывают суммированием площадей луче-
воспринимающих поверхностей
отдельных участков:
^ = 2#л. (5-4)
Под площадью лучевоспринимающей
поверхности участка Нп (м2) понимают
площадь непрерывной плоскости,
которая по тепловосприятию эквивалентна
действительной незагрязненной и
незакрытой огнеупорными материалами
площади поверхности экрана:
# л = F п.**, (5—5)
где Fa.n—площадь, занятая лучевос-
принимающей
поверхностью, м2;
х— фактор формы, или угловой
коэффициент лучевоспрн-
нимающей поверхности
данного участка.
25

X
йи
йв
0.7
0.6
0.5
4V
0,1
0.2
W
\\\
\\
"\\
V
\
к
i'
\
i
YV
V
*
1
\
\
\\
■
1
M
\\
\'
\\
n\
i4
i
!
1
j
^ 1
ь.
f
c^chidx&f i
1
A
I
^
*
Pi:**
\
N
4-<
\
N
\
%
5
/~*-
N
ч„
N.
1 *
^
-,
/ V 2
с V
Vrf
X
rt?
flfl
0,7
5,5
s
vjj ф ф ^
V/sss//.v//S'///M/////////, ,
^
л
1
V*
!
1 !
!
:
Jv у
fT) (Tl d*"
&\ M f
vJJ w ч
J
л t
J J
1
IX.
i X,
1
1
1
X
$/С
w
OJ
Ufi
0,1
0j6
0Д
0.4
03
^
^^^5^J
о
N
^
h^:
!
\
6,
А Л /\ гЫ
?«Ш
ф ф ф ф
>
V
\
«»
\
\
^n
ччХч
I iN
V
sJ Ч
\
Ч1
\
1 v
<f
*■•>
«ylT^
j-
\
.
N
/ 2 5 4 SB (tyd I 2 3 4 S б 'f/d
в v- г
Рис. 5—1. Графики для определения угловых коэффициентов гладкотрубных
однорядного (а), двухрядного (б) экранов и z-рядных пучков {в — коридорного, г — шахматного):
J — с учетом излучения обмуровки при е >'l.4d; 2 — то же. при с = 0,8d; 3 — то же. при е =
=» O.Sd; 4 — то же. при е = 0; 5 — бы учета излучения обмуровки при е > 0.5d
Площадь, занятая лучевоспринимаю-
щей поверхностью, Fnji есть
произведение расстояния между осями крайних
труб лучевоспринимающей
поверхности b на освещенную длину труб
данной поверхности /, т. е.
/п.л = Ы. (5-6)
Среднюю освещенную длину труб
экрана / определяют по действительной
конфигурации труб и действительным ее
Размерам согласно чертежу и эскизу.
Расчетную ширину экрана Ь, равную
расстоянию между осями крайних труб
эк-ана на данном участке,
подсчитывают по формуле
b = s(z-l),
где s — шаг труб, м; z — количество
труб в экране, шт.
. Способ определения освещенной
длины труб для различных практических
случаев показан на рис. 4—3. Для экрана
двухстороннего облучения Fn.A — 2Ы.
Из Fn-л. исключают площади
незащищенных трубами участков стен, если
площадь каждого из них больше 1 м2
(например, амбразуры горелок, лазы).
Угловой коэффициент х
гладкотрубных экранов можно определить, исполь-
26

зуя графики на рис. 5—1. Для настенных
экранов коэффициент х принимают с
учетом излучения" обмуровки, а для
экраноз двухстороннего облучения —
без учета этого излучения. Для заши-
пованных и плавниковых экранов, а
также экранов, закрытых огнеупорными
материалами, угловой коэффициентх = 1.
Лучевоспринимающие поверхности,
расположенные в выходном окне топки
и за ним (ширмы, фестон, перегреватель,
испарительный пучок), полностью
поглощают падающий на выходное окно
лучистый тепловой поток. Поэтому при
определении площади лучевоспринимаю-
щей поверхности топки в этом сечении
считают, что угловой коэффициент х =
= 1, и площадь лучевоспринимающей
поверхности в данном сечении
вычисляют по формуле
Ял.в.о = fM = ab, (5—7)
где а и b — размеры выходного окна
топки, м.
За расчетную ширину выходного окна
топки принимают фактическую ширину
окна, измеренную между плоскостями
осей труб боковых экранов или между
плоскостями боковых стен топки, если
боковые экраны в области выходного
окна отсутствуют.
При определении Ял учитывают
площади всех лучевоспринимающих
участков топки: экранов (в том числе и
закрытых хромитной обмазкой и
шамотом), выходного окна, а при размещении
в топке настенного радиационного
перегревателя — и его
лучевоспринимающей поверхности. Площади
лучевоспринимающих поверхностей экранов и
выходного окна камеры догорания
включают в площадь лучевоспринимающей
поверхности всей топки.
Конструктивные характеристики
экранов выбирают из чертежей или из
технических данных парогенератора.
Расчеты по определению площадей
полной и лучевоспринимающей
поверхностей топки сводят в табл. 5—1. „ '
Отношение площади суммарной
лучевоспринимающей поверхности топки.
#л к полной площади ее стен F„
называется степенью экранирования топки:
X = Hl/F„. (5—8)
Коэффициент загрязнения и
закрытия экранов. В процессе эксплуатации
экраны топки загрязняются золой,
которая, имея низкую теплопроводность,
уменьшает тепловосприятие экранов.
Кроме того, часть экранов обычно,
выполняется ошипованной и закрытой
огнеупорной массой, что также
уменьшает их эффективность.
Снижение тепловосприятия
вследствие загрязнения или закрытия огнеупор-
Т'аблица 5—1. Расчет полной площади стен топочной камеры (^ст) и суммарной
лучевоспринимающей поверхности топки (Йл)
Показатели
наименование
Полная площадь стены и выходного
окна
Расстояние между осями крайних труб
Освещенная длина труб
Площадь, занятая
лучевоспринимающей поверхностью:
суммарная
покрытая торкретом
открытая
Наружный диаметр труб
Шаг труб
Расстояние от оси труб до кладки
(стены)
Отношение
То же
Угловой коэффициент
Площадь лучевоспринимающей
поверхности открытых экранов
Площадь лучевоспринимающей
поверхности экранов, покрытых торкретом
обозначение
Ь
'сев
F
/>акр
•откр
d
S
е
s/d
e/d
X
"л-откр
"л.закр
3
<
М2
м
м
м!
м2
м!
мм
мм
мм
мг
м*
Стены топки
Фроптомал и соод
№
3
с
о
1
к
с;
<
%
под, холодная
иоронка
-
Выходное окно
топки
Суммарное значение
-
27

ной массой поверхности экранов
учитывают коэффициентом £, значения
которого указаны в табл. 5—2 £321.
Коэффициент £ для ошипованных и
покрытых огнеупорной массой экранов
топок с жидким шлакоудалением
рассчитывают по формуле
С = 6^0,53-0,25^-), (5-9)
где £? — температура плавления
шлака, -°С; Ъ — опытный коэффициент (для
однокамерных топок 6=1, для
полуоткрытых 6 = 1,2).
Если температура плавления шлака
неизиестна, то ее значение принимают
на 50е ниже средней температуры жидко-
плавкого состояния золы топлива t3.
Коэффициент тепловой эффективности
лучевоспринимающих поверхностей
топки. Коэффициентом тепловой
эффективности лучевоспринимающеи поверхности
•ф называется отношение количества
Таблица 5—2. Условные коэффициенты
загрязнения и закрытия экранов
Тип экранов
Открытые глад-
котрубные и
плавниковые
экраны
Ошипованные
экраны,
покрытые
огнеупорной массой в
топках с
твердым
шлакоудалением
Экраны,
закрытые . шамотным
кирпичом
Примечай
топки на разлив
коэффициент заг
лива. которое б
ности экранов.
Вид топлива
Газообразное
топливо
Мазут
АШ и ПА. тощие
и каменные угли,
бурые угли
(Wn < 3,4),
фрезерный торф
Бурые угли [Wn >
>3.4) при газовой
сушке и прямом
вдувании
Экибастузский
уголь
(#я„< 15%)
Все топлива при
слоевом сжигании
Все топлива
То же
и е. При периодичес
ных топливах (пыль,
рязнения принимаете
олее сильно загрязш

Коэффициент
0,65
0,55
0.45
0,55
0,35—0.40
0,60
0,20
0,10
кой работе
мазут, газ)
я для топ-
!ет поверх-
лучистой теплоты, воспринятой
лучевоспринимающеи поверхностью данного
участка, к падающему на участок
тепловому потоку:
•ф = С{#л«/^ erf-
Для неэкранированных участков стен
топки -ф = 0. Среднее значение
коэффициента тепловой эффективности всей
топки рассчитывают с учетом всех
экранированных и неэкранированных ее
участков, т. е.
«cp-StfW*. (5-10)
Площадь суммарной эффективной
лучевоспринимающеи поверхности 2£#л
топки, имеющей открытые гладкотруб-
ные экраны и экраны, закрытые
огнеупорными материалами, равна
2 С-^л = Соткр X ^л.откр + Сзакр Zi "л.закр!
(5-11)
где £отхр и £,акр — условные
коэффициенты, учитывающие снижение тепловос-
приятия вследствие загрязнения или
закрытия лучевоспринимающих
поверхностей (их значения приведены в
табл. 5—2);
2#.roTKp и 2#л.заКр — площади
суммарных лучевоспринимающих
поверхностей открытых и закрытых экранов. Для
топки, не имеющей закрытых экранов,
второй член в правой части формулы
(5—11) равен нулю.
Учет характера распределения
температуры, в топке. Для учета характера
распределения температуры в топке
служит параметр М, значение, которого
зависит от относительного
местоположения максимума температуры пламени.
При сжигании газа и мазута
М = 0.54 — 0,2хт. (5—12)
При камерном сжигании
высокореакционных топлив и слоевом сжигании
всех топлив
М = 0,59 — 0,5*т. (5—13)
При камерном сжигании
малореакционных твердых топлив (АШ и Т),
а также каменных углей с повышенной
зольностью (типа экибастузского)
М = 0,56 — 0,5хт- (5—14)
Коэффициент хг в формулах (5—12) —
(5—14) характеризует относительное
положение максимума температуры
топочных газов.
Для топок с горизонтальным
развитием факела (топки парогенераторов
ДКВ и ДКВр с низкой компоновкой,
КЕ, ДЕ), а также для топок с V-образ-
ным факелом хт = 0,3 [1]. Для слоевых
топок с вертикальным ходом газов при
28

y>-^>y>v>
&Г*\ s
Рис. 5—2. К определению относительного уровня расположения горелок в камерных топках
сжигании топлив в тонком слое (топки
с забрасывателями) хг = 0,1- При
сжигании топлив в толстом слое на
неподвижном или подвижном колосниковом
полотне хт = 0,14 [2].
Для камерных топок с горизонтальным
расположением горелок и верхнем
отводе газов из топки значение хг
определяют по формуле
хт = хг + Дх, (5—15)
где хг = hrIHr — относительный
уровень расположения горелок; Лг —
высота расположения осей горелок от пода
топки или середины холодной воронки,
м (рис. 5—2);
Ят — общая высота топки от пода или
от середины холодной воронки до
середины выходного окна, м; Д*—
поправка, учитывающая смещение
максимума температуры в топке
относительно уровня расположения горелок.
В случае шахтно-мельничных топок
с открытыми или эжекционными
амбразурами ЦКТИ Дх = 0; при установке
рассекателей, направляющих основную
часть потока вниз, Ах =—0,15.
Для пылеугольных топок значение
Дх равно:
при горизонтальном расположении
вихревых горелок Дх = 0;
тоже, прямоточных горелок Дх = 0,1;.
при повороте горелок на 20е вниз
Дх = —0,1, а вверх Дх = 0,1.
Для газомазутных топок при паропро-
нзводительности агрегата D > 35 т/ч
Дх = 0, при D < 35 т/ч Дх = 0,15.
Для инвертных топок при
размещении пылеугольных горелок на потолке
и нижнем отводе газов из топки хт =
= 0,25 ~- 0,3.
Полезное тепловыделение в топке.
Адиабатическая температура горения
топлива. Полезное тепловыделение в
топке QT, кДж/кг (кДж/м3), состоит из
располагаемой теплоты топлива Q£ с
учетом потерь в топочной камере и теплоты,
вносимой в топку воздухом QB. При
предварительном подогреве воздуха вне
парогенератора значение QT должно
быть уменьшено на количество теплоты,
полученной воздухом в паровом
калорифере QB.B„ [формула (3—3)], поскольку
оно входит в QB:
„ 100 •
<2т '
QI
Яз — Я*— <7би
+
(5-16)
100 — с*
+ QB — Qb.bh.
Количество теплоты, вносимое
воздухом QB, кДж/кг (кДж/м3), состоит из
теплоты воздуха, организованно
подаваемого в топку, и теплоты присосов
воздуха через неплотности в топке и пыле-
прнготовительной установке:
QB = («г — Дат — Даплу) /в -f
+ (Дат + Даплу) /пРс- (5—17)
Значения присосов воздуха в топке
Дат и пылеприготовительной установке
Д«плУ указаны в табл. 2—1 и 2—2.
Энтальпии теоретически необходимых
количеств воздуха /в и 1°прс находят
по /д-таблице (табл. 2—4) методом ли-'
нейной интерполяции.
Адиабатическую температуру горения
т>и определяют по значению полезного
тепловыделения в топке QT, используя
/ft-таблицу (табл. 2—6), также методом
линейной интерполяции или по /д-диа-
грамме (рис. 2—1).
Средняя теплоемкость продуктов
сгорания. Степень черноты топки. Средняя
суммарная теплоемкость продуктов
сгорания Vccp и степень черноты топки
ат зависят от искомой температуры на
выходе из топки #т. Поэтому для
29
;^i #у^Д-гг-^'А.

0.2 0,3 ОМ 0.5 0.6 0.7 Ofi 0,
0,1 0,2 0,3
0.7 0,8 0,3
Рис. 5—3. Номограмма для определения степени
черноты камерных и слоевых топок
определения этих величин
предварительно, с последующим уточнением,
принимают искомую температуру газов на
выходе из топки Ьт. Ориентировочное
значение температуры газов на выходе из
топки можно взять из табл. 5—3.
Средняя суммарная теплоемкость
продуктов сгорания топлива, кДж/(кг - К)
или кДж/(м3 - К), равна
1/сср.=
<?т-/т
(5-18)
где /т — энтальпия продуктов
сгорания топлива при температуре и избытке
воздуха на выходе из топки, кДж/кг
(кДж/м3).
При поверочном расчете теплообмена
в топке значения ^т находят из /0-
таблицы методом линейной
интерполяции или из /d-диаграммы по
предварительно принятой температуре газов
на выходе из топки.
Степень черноты топки ст определяют
из номограммы на рис. 5—3 или по
следующим формулам, на основании
которых построена номограмма:
для слоевых и факельно-слоевых топок
Дф + (1 — Дф) р
ат =
1-(1-Сф)(1-р)(1-Ч>ср)
; (5—19)
для камерных топок
Дф
вт =
где
Яф + П-Дф)^-' (5-2°)
отношение площади зеркала
горения слоевой топки к
площади ее стен, причем
р = R/F„ (для камерных топок р = 0);
(5-21;
Ч\:р — среднее . значение коэффици -
ента тепловой эффективности
лучевоспринимающих
поверхностей, определяемое по
формуле (5—10):
сф — эффективная степень
черноты факела.
Эффективная степень черноты факела
зависит от вида сжигаемого топлива.
При слоевом и камерном сжигании
твердых топлив образуется пламя,
состоящее из газообразных продуктов
сгорания топлива, в объеме которых
распределены твердые частицы золы и кокса.
Эффективную степень черноты
факела при сжигании твердых топлив,
которая, зависит от "" излучательнон
способности трехатомных газов (R02 и
НоО) и твердых частиц золы и кокса,
рассчитывают по формуле
—kps
«ф=1
(5-22)
или находят по графику на рис. 5—4.
В формуле (5—22) е — основание
натуральных логарифмов; kps —
суммарная сила поглощения топочного объема;
k — коэффициент ослабления лучей
топочной средой; р — давление в топке,
МПа (для агрегатов, работающих без
наддува, /5=0,1 МПа); s — эффектнв-
Таблица 5—3. Ориентировочные значения
температуры газоз на выхоае из топки (*т , JC
Тип толки и зяд сжигаемого
топлива
Слоевые и фскельно-слоевые
топки
Антрациты АС и AM
Каменные угли
Бурые угли умеренной
влажности (U7n < 1,5)
Бурые угли апажные
(Wn >1.5)
Торф и древесные отходы
Пылеугольные топки
Антрациты, полуантрациты и
тощие угли
Каменные угли
Bvpue угли умеренной
влажности (Wn> 1,5)
Бурые угли влажные (Wn >
> 1.5)
Фрезерный торф
Вихревая топка
Фрезерный торф
Топки для газа и мазута
Мазут
Природный газ
Доменный газ
.
Парэпроизро-
днтельностг,
агрегата £>.
т/ч
< 20 i20
950
950
920
900
■ 850
870
1000
1050
950
1000
1000
970
950
900
1000
1000
980
950
920
900
1050
1010
1000
30

[tV 0,S dS 0.7 0,8 1,0 lfi 1.8 2,0 3,0
Kps
Рис. 5—4. Номограмма для определения степени
черноты продуктов сгорания топлива
ная толщина излучающего слоя (м),
определяемая по формуле
s = 3,&VT/F„, (5-23)
где VT и FCT — активный объем и площадь
стен топки.
Коэффициент ослабления лучей
топочной средой, 1/(м • МПа), рассчитывают
при температуре газов на выходе из топ.
ки т>т по формуле
k = &ис + &ЗЛ1Изл + бкокс^г-С5—24)
Среднюю концентрацию золы в газах
(.1ЗЛ определяют по формуле (2—24).
Значение kK0KC, = 10. Безразмерные
параметры хх и х2, учитывающие влияние
концентрации коксовых частиц в
факеле, зависят от вида топлива (хх) и
способа его сжигания (х2). Для
низкореакционных топлив (АШ, ПА, Т) хх = 1;
для. высокореакционных (каменные и
бурые угли, торф) хх = 0,5. При
камерном сжигании топлив х, = 0,1; при
слоевом — х2 = 0,03.
Коэффициент ослабления лучей
несветящейся частью топочной среды,
состоящей из трехатомных газов, равен
кис = гпкр, (5-25)
где гп = гЯОг + rHjo — суммарная
объемная доля трехатомных газов (ее
значения приведены в табл. 2—3); kr —
коэффициент ослабления лучен
трехатомными газами, 1/(м • МПа),
определяемый по формуле
\ 3,16 УР^ /
х(. -0,37^1) (5-26)
или по номограмме на рис. 5—5. В
любом случае kc определяют по значению
предварительно принятой температуры
газов на выходе из топки т}т. Суммарное^
парциальное давление трехатомных
газов
V Рп=Ргп>
где р — давление в топке, МПа.
Коэффициент ослабления лучей
эоловыми частицами, 1 /(м • МПа),
рассчитывают по формуле
kM = 3# 44 (5-27)
или находят по графикам на рис. 5—6.
В формуле (5—27) <2М — среднее
значение эффективного диаметра золовых
частиц (мкм), указанное в табл. 5—4 [24].
, • При сжигании жидких топлив
'И природного газа
происходит частичное термическое разложение
некоторого количества углеводородов
с образованием сажистых частиц.
Следовательно, топка заполнена
светящимся пламенем, состоящим из продуктов
сгорания и сажистых частиц, и
несветящимися газообразными продуктами.
Суммарная излучательная
способность газо-мазутного факела
определяется излучательной способностью
светящейся части пламени, излучение
которой создают раскаленные сажистые
Таблица 5—4. Средние значения
эффективного диаметра золовых частиц
Тип топкн
Пыле-
угольная

Циклонная
Слоевая
Тип
мельинцы
Шаровая
барабанная
Среднеходная,
быстроходная
и молотковая
Вид топлива
Все
топлива
Все
топлива, кроме
торфа
Торф
Пыль
Дроблекха
Все топлива

Средний
диаметр
золовой

частицы (*3л-
мкм
13
16
24
16
20
20
31

Рис. 5—5. Номограмма для определения коэффициента ослабления лучен трехатомными газами
частицы и трехатомные газы, и
несветящейся части пламени, излучение
которой вызывается трехатомными газами.
"'Эффективная степень черноты
газомазутного факела равна
яф = тасв -f- (1 — т) аг, (5—28)
где Ос и аР — степень черноты, какой
обладал бы факел при заполнении
есей топки .соответственно только
светящимся пламенем или только
несветящимися трехатомными газами; т —
коэффициент, учитывающий заполнение
объема топки светящимся пламенем.
Значение коэффициента т зависит от
теплового напряжения объема топки и
вида сжигаемого топлива. При
тепловом напряжении топки в целом qv =
= BQh < 400 кВт/м3 независимо от
нагрузки т = 0,1 для газа и т = 0,55
для жидкого топлива. При qv > 1200
кВт/м3 т — 0,6 для газа и т. = 1 для
мазута. При 400 кВт/м3 < qv < 1200
кВт/м3 значение т находят линейной
интерполяцией.
Степень черноты светящейся и
несветящейся частей газо-мазутного пламени
определяют по формулам:
дсв=1_е-^5; (5-29)
аг= 1—е-*ис°5 (5—30)
или по графику на рис. 5—4.
Коэффициент ослабления лучей
несветящимися газами kHC рассчитывают
по формулам (5—25) и (5—26), а коэф-
32

;*«***;
*w
CW
ifa
i..\ -
л/мг
0,0k
\
\
Y
xJN
•
sJ
\?
-
"—»
f
f4
^
..
•
w
"^
•
■^i^^"***
"TV
—1
• - .-
i»
«-Z^l —
■"■'
«oa, ею,- воо
woo
1200 - 0°.C
- Рис. 5—6. Графики для определения
коэффициента ослабления лучей •■ золо^ымй^' .частицами:
/ — при сжигании пыли в циклонных точках; 2 —
при сжигании .углей, размолотых в шарозых
барабанных мельницах: 3 — при сжигании углей,
размолотых в среднеходных и. молотковых мельницах н
мельницах-вентиляторах: 4 — При сжигании топлива
в слоевых .топках и дроблении в циклонных топках:
5 — прн сжнганн торфа в камерных топках
• фициент ослаблений лучей светящейся
• частью газр-мазутного; пяаэден некоторый ''
складывается из коэффициентов рслаб*, ,
ления- лучей несветящимися "трехатом- ■•*■'
ными газами кИС и светящимися' сажис-;
, тыми частицами &саж, равен ,~L -••- *
. .. - i —*>. _
V* &св = £нс + %саж.' ' (5—31)
причём коэффициент .ослабления лучей-
сажистыми частями, . 1/(м • МПа;,
г;
\l j ftc« =0,3(2-сч) (1,61^-0.5
£
я
х
ср
нр
(5-32)
где Ср и' Нр.— соответственно
содержание углерода и водорода в топливе. Для
' газообразного топлива
Ср
5
0
я ■»
0
| -
|.:
;
с
■
. г
Нр
'"44
•
= 0,12.У;-?-СтНп = 0,12х
•■-х(4-СН4 + -|-С^+-|-С=Н^
ю
■м"ю] t
(5—33)
и '
Э)
1).:
ь-
где тип — количество атомов углерода
и водорода в топливе. Углеводороды,
более тяжелые чем С4Н10, суммируют с
CjHiq. При а7 > 2 принимают &Саж' =
= 0.
Расчет теплообмена в топке по
монограммам. Температуру газов на'выходе
из точки Фт можно определить,
используя номограммы на рис. 5—7 и 5—8', что
упрощает расчет и сокращает объем
вычислений.
Определяют Ъ? по значению степени
чеоноты факела с$, подсчитанному для
3 - 3-30S9
.33
предварительно1'" й^нятвй»^емп^ату=г ;.ф/?;
$~т, ..среднему: ;значению* коэффициента1"" ""■
тепловой эффективности лучевосприни-
мающих поверхностей tycp, тепловой
нагрузки стен топки BpQJFcr (кВт/м2);,
параметру Мм характеризующему
распределение-температуры, в топке, и
адиабатической температуре горения
топлива рг. При расчете слоевой топки
используют также значение р = Rzr/F^- ?
Последовательность., Определения fi; .~фт
обозначена '-на' ншвррйммах штрихово'й ;
ЛИНИеИ. ;• ::^>:;; ,<!',- ;•' ■•-.
Проверка прав^льндсти' определения-^
ftT и ^соответствия' условиям
эксплуатации. Средняя '.сумыйркад. ,тепЛоемкость:
продуктов сгораний^УСср-Н.^степень чер-'
ноты факеда 'с$.#аСсЧит$в£Лись jio-^tffe
варительной принятой "температуре та-
зоз. на выходе из топки Ьт. Правильность .
определения^Сср и аф оценивают по рас-'
хождению значений температуры Ьт,
•принятой предварительно и", полученной,
в результате расчета. При расхождении •'
Не более чем на± 100° С о'шибка в
определении Усср и аф так мала, что
практически не 'влияет на точность р-асчета Фт.
• Если же рпредеденндя пб расисту тем-,
пература газов^на^^ыкоде': из топки;-6тг.
личается от-' предварительно принятой •
более чем на ± КХГ СГт/О^Тайденную в .
результате расчета температуру Ф,
следует' принять, за исходную, затем
уточнить значения Vccp n аф при
расчете по формулёДЭ^З) тищщ при.расч&те
по -номограммам;* и определить новое
значение Фт. . ■ -
Полученную^ из' расчета температуру
газов на выходе из топки нужно
проверить на устойчивость горе*ния топлиза
и отсутствие шлакования поверхностей,,
расположенных .в выходном окнетопкк:-
Таблица 5 — 5. Минимально допустимые
температуры газов.на выходе из топки прн
слоевом и камерном сжигании твердых
'■.' k топлир,;,9С
н
1—у-Т^-Т"
Топливо
Антргиит н тскне утлн
Кгиекнхе угли с У < .
< 20%
То же. с Уг>20%
Бурые угли
Кусковой торф
Орезерный торф
Тня тс.-.чи |
слое-
. вая
£:о
sC
750
720
каи»;.-'с-я 1
с-- 1 с г.е-
«pt- 1 ?ежа-
Jli) > MOW
--Л
Ч "
\ -
.820
-s:o
ш
m
ы
«-•

:г;. ;—~. Нгк-гтсмгз Z..-.F. расчета теплообмена в слоезых топках

\
\
\
\
N
* f
-^
•z.
-»■
3
/л
У.
У
/
'■*
/
\
\
%
fy
j"*^
<
к
fe
у
У
У
7
/
7
\
\
Ч5,
\
л
-
$*
\
\
^
\
I
! „
1
О
У/
■"л?*^
£
V"
4/т
У,
/
1 /
Г
w
/
'
*
\ "«-ъ
L
\
\
V
\
,*
^
^
Уу
4,
У/
W,
$/]
■1
1
1 (
\
К
\
*5*
у/>
/
*-~/
У
C4J
*/
1,
/_,
i
//
/
УЛ
4
',
/,
/
V
1
1
' 1
/
,
\
"Л
\4
Л
<ф
\
л
V 1
V
ш$
5
^
^
\J
)\
^
vr
^Г1
^Шл\
у/ШШ
y////\ik
mm
щ
1
1
J
г
%
-<«у
/1
1
н
т
/1
1/
J 1
1
/L
/<_
г
_v
t
Л
/
—~
/'
У
У
/
/
/
г
/
/,
г
г
У
/
. f
. ._
У
и^
>—_ —
поо
__г
\0»
40 %
ь<>
Soo
3SO
woo
I05Q-
~~
IfJU
iflfifl
IZOJU-
(300
1
" 1
1
\kOjL~j[
"~T50d
~foo
c?
«•
-
4V.
■
Li
■
i
J_
.
/2оо то t6oo юсо
1000
0
0
^
ч
,/
^
^
с
■>>
ы
1
,2
^
Л^
N;
0
•^
^$
-~-»
4N
J
^
»,
N1
&
^
ч
""■S-
Ы
V *■
N1
К
N
N
f
0.5
^
с
^cp
-0.1
0J
~^1
—-^-
1.
.1
^h"
s
s
&
?\
\
Ц
\
\
/
^
^v
N
N
\
uf
Рис. 5—8. Номограмма для расчета теплообмена в камерных топках
3*

•в
ол
Ofi
^<7
;
i
Оси горелок
(1
1.2
0.6
ом
1
!
/f\
/
i
I/—
/\
-\-
" *Ow
и
1,2
0.6
0,1
.Граница 'ошипобки
i
ft
\
0 0,2 0,4 0.6 0.S ЦИШ О \0,2 0.4 0,6 OJS h\Hm
a ' 6
0 ■ 0,2 Ofi fii C.8 h/Hm
6
Рис. 5—9. Графики для определения коэффициентов распределения телловссприятии по высоте
газомазутных (с) и пылеугольных топок с твердым (б) и жидким (в) шлакоудалением:
для бурых углей и фрезерного торфа
Для обеспечения надежной и
бесперебойной работы парогенератора при
сжигании твердого топлива необходимо,
чтобы температура газов на выходе из
топки не выходила за определенные
пределы. Нижний предел ее определяется,
из условии сохранения устойчивости
горения топлива: при низкой температуре
в топке затрудняется воспламенение
топлива, ухудшается выгорание частиц
топлива в объеме факела. В табл. 5—5
указаны минимально допустимые
температуры газов на выходе из топки при
слоевом и камерном сжигании твердых
топлив.
Максимальная температура газов на
•выходе из топки ограничивается
необходимостью предотвращения
шлакования поверхностей нагрева,
расположенных в выходном окне топки (экран,
фестон, конвективный пучок). При
сжигании твердых топлив температура
газсв на выходе из топки не должна
превышать средних температур начала
деформации золы tlt но быть не более
1100° С. Для топлив, указанных в табл.
5—6, при сжигании которых по опытным
данным допустимые температуры газов
на выходе из топки существенно
отличаются от средних температур начала
Таблица 5—6. Максимально допустимые
температуры газов на выходе из топки
Топливо
Антрацитовый штыб, полуант-
раш'.т, тошие угли
Кизеловский уголь (Г, отсев)
Донецкий уголь (ГСШ)
Подмосковный уголь (Б)
Кемеровский уголь (СС)
Ангренскнй уголь (Б)
Какско-ачинские угли (нрша-бо-
родннский, назаровский)
Сланцы северо-западных
месторождении
Фрезерный торф
Температура
газов. °С
1050
1050
1000
1000
1050
950
950
900
950
деформации золы, максимально
допустимая температура газов на выходе из
топки должна соответствовать данным
табл. 5—6 [321.
Для топок, в которых сжигаются
жидкие и газообразные то пли за, названные
ограничения температуры дымовых
газов на выходе из топки снимаются, так
как устойчивость горения этих топлив
очень высока", а возможность
шлакования отсутствует. Некоторые
ограничения накладываются условиями
эксплуатации конвективных поверхностей
нагрева. Не рекомендуется, чтобы
температура газов на выходе из'топки была
более 1200* С для мазута и 1250° С для
газа. Для парогенераторов с развитыми
конвективными пучками эта
температура может быть повышена на 50° С.
Если найденная из расчета
температура газов на выходе из топки Фт
выходит за допустимые пределы по
условиям устойчивого горения или
шлакования, необходимо проделать
конструктивно-поверочный расчет теплообмена в
топке.
Тепловосприятие топки. Общее тепло-
восприятие топки в расчете на 1 кг(м)
топлива, кДж/кг (кДж/м3), определяют
по формуле
<Й = <р(<Эт —£), (5-34)
а среднюю часовую удельную тепловую
нагрузку лучевоспринимающих поверх-
Таблица 5—7. Значения коэффициента
распределения тепловосприятия между
стенами топки
Стена топки
Задняя, при фронтовом
расположении горелок
То же, при открытых амбразурах
шахтно-мельничных топок
Любая (в остальных случаях)
■Пет
1.1
1.2
1.0
36

костей топки (кВт/м2) — по формуле
<£р = BpQl/Hl (5-35)
Распределение удельной тепловой
нагрузки по высоте и стенкам топочной
камеры (кВт/м2) описывается уравнением
Ял = Пв1!^, (5—36)
где т]в — коэффициент распределения
тепловой нагрузки по высоте топки,
определяемый по графикам на рис. 5—9;
т]ст — коэффициент распределения теп-
ловосприятия между стенами топки
(его значения приведены в табл. 5—7
(321).
5—3. КОНСТРУКТИВНО-ПОВЕРОЧНЫЙ
РАСЧЕТ
Методика расчета.
Конструктивно-поверочный расчет теплообмена в топке
•выполняют в том случае, если топка
типового парогенератора не соответствует
заданным условиям (например, виду
топлива, паропрсизводительности
агрегата) и необходима ее существенная
реконструкция, а также тогда, когда
поверочным расчетом топки установлено,
что температурный режим ее не
удовлетворяет условиям устойчивого горения
или-шлакования фестона.
Констру ктивно-поверочный расчет
производят после определения основных
размеров топки, включая объем,
площадь решетки и основные габаритные
размеры. Целью данного расчета
является определение лучевоспринимающей
поверхности топки, обеспечивающей
охлаждение топочных газов до
определенной температуры, принятой по
условиям оптимального теплового режима
работы топки, указанным выше.
При принятой температуре газов ка
выходе из топки среднее значение
коэффициента тепловой эффективности
экранов рассчитывают по формуле
В От
** = 5.67 • W-"F^MT;tI X
X P'^-Z^-f (5-37,
Для определения величин, входящих
в формулу (5—37), следует
воспользоваться указаниями и" формулами,
приведенными в поверочном расчете
теплообмена в топке.
Степень черноты топки ат зависит от
i|;cp. Поэтому необходимо,
предварительно выбрав значение -фср, по нему
определить ст. Полученное в результате
расчета значение грср не должно отличаться"
от предварительно выбранного более
чем на гь5%, в противном случае
следует выбрать новое значение "фср' и
повторить расчет.
Значение грср можно определить
также по номограммам на рис. 5—7 и 5—8.
В этом случае не требуется
предварительно выбирать значение грСр. что
упрощает расчет.
Коэффициент тепловой эффективности
лучевоспринимающнх поверхностей
топки грСр связан с суммарной эффективной
лучевоспринимающей поверхностью
выражением (5—10), из которого можно
найти последнюю (с учетом загрязнения
и закрытия труб):
2№ = *cp^«. (5-38)
Размещение экранов в топке. По
рассчитанному значению эффективной
лучевоспринимающей поверхности топки
корректируют ее экранирование. Если
значение %£.НЛ, подсчитанное по
конструктивным характеристикам топки,
больше полученного в результате
расчета, необходимо уменьшить
эффективную лучевоспринимающую поверхность
топки, если меньше — увеличить.
Наиболее простым способом изменения
эффективной лучевоспринимающей
поверхности топки является закрытие
части экранных труб огнеупорными
материалами, если требуется уменьшить 2£#л,
и снятие огнеупорных- материалов с
закрытых участков, если требуется
.увеличить ££#л.
В слоевых топках в первую очередь
закрывают экраны сводов над решеткой,
затем экраны фронтовой стены и. нижней
части боковых стен. В камерных топках
с фронтовым расположением горелок
сначала закрывают пояс на фронтовой
и бокозы.х стенах на уровне
расположения горелок, затем — заднюю стену.
В топках с тзердым шлакоудалением
холодную воронку не закрывают.
Снятие огнеупорных матер налов с
экранов производят в обратном порядке.
Если изменение степени закрытия
экраноз не обеспечивает получение
требуемого по расчету значения
лучевоспринимающей поверхности,
необходимо произзести реконструкцию системы
экранирования топки.
В некоторых случаях, например при
капитальной реконструкции топки в
связи с переводом ее на сжигание
другого вида топлива, систему
экранирования топки выполняют заново, в
соответствии с полученным по расчету
37

значением эффективной лучевосприни-
мающей поверхности топки 2£//л.
После выполнения реконструкции
экранов определяют значение лучевос-
принимающей поверхности топки Нл и
средний коэффициент тепловой
эффективности лучевоспринимающих поверх-
6—1. ОСНОВНЫЕ РАС
Конвективными называются такие
поверхности парогенератора, в которых
процесс передачи теплоты
осуществляется путем конвективного теплообмена,
т. е. это испарительные пучки и
перегреватели, расположенные за фестоном,
воздухоподогреватели и экономайзеры.
Ширмовые перегреватели и
расположенные непосредственно за фестоном участки
конвективных перегревателей получают
теплоту не только путем
конвективного теплообмена, но и теплоту прямого
излучения топки, т. е.- это радиаци-
онно-конвективные поверхности нагрева.
При расчете радиационно-конвективных
поверхностей используют методику
расчета конвективных поверхностей
нагрева с учетом тепловосприятия прямого
излучения топки.
В данной главе излагается общая
методика расчета конвективных
поверхностей нагрева парогенератора. В
последующих главах даются рекомендации и
приводятся формулы для расчета
конвективных испарительных поверхностей
(гл. 7), перегревателей (гл. 8),
экономайзеров и воздухоподогревателей
(гл. 9).
При установившемся тепловом
состоянии количество теплоты, отданное
греющим теплоносителем (газами), равно
количеству теплоты, воспринятому
нагреваемым теплоносителем (водой,
паром, воздухом). Для любой
конвективной поверхности количество теплоты,
отданное газами, кДж/кг (кДж/м3),
равно
дг = ф(/'-/" + Да/;рс), (6-1)
где ф — коэффициент сохранения
теплоты; /' и /" — энтальпии газов на входе
в поверхность нагрева и выходе из нее,
кДж/кг (кДж/м3); Да — присос воздуха
на рассчитываемом участке газохода;
ностей "фср-vЗатем поверочным расчетом
по формуле (5—3) или с использованием
графиков на рис. 5—7 и 5—8
определяют окончательное значение
температуры газов на выходе из топки й"г, которая
должна удовлетворять условиям
устойчивого горения и шлакования топлива.
-1ЫЕ СООТНОШЕНИЯ
/"пРс — энтальпия теоретически
необходимого количества воздуха при
температуре присасываемого воздуха /прс,
кДж/кг (кДж/м3), определяемая из I-&-
та блицы или по формуле /прс =
= V°r t
Для воздухоподогревателя
температуру присасываемого воздуха считают
равной средней температуре воздуха
(в пределах рассчитываемого участка
воздухоподогревателя), для всех
остальных газоходов — температуре холодного
воздуха. Средняя удельная
теплоемкость воздуха св = 1,3 кДж/(м3 -К).
В конвективных-поверхностях
теплота от газов к нагреваемому
теплоносителю (вода, пар, воздух), кДж/кг
(кДж/м3), передается в процессе
теплоотдачи конвекцией и определяется из
уравнения теплопередачи
QT = kHbt/W3Bp), (6-2)
где k — коэффициент теплопередачи
рассчитываемого участка, Вт/(м2 • К),
определяемый по формулам, которые
приводятся ниже; At — средний
температурный напор (°С), также
определяемый по формулам, приводимым ниже;
Вр — расчетный расход топлива, кг/с;
Н — расчетная площадь конвективной
поверхности нагрева, м2.
В конвективных пучках расчетную
площадь поверхности принимают
равной площади поверхности труб с
газовой стороны, за исключением трубчатых
воздухоподогревателей, площадь
поверхности которых есть среднее
арифметическое значение площадей
поверхностей по воздушной и газозой сторонам.
Площадь поверхности нагрева
регенеративного воздухоподогревателя равна
двухсторонней площади поверхности всех
пластин набивки.
Глава 6
РАСЧЕТ КОНВЕКТИВНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

«A-
«A
6—2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ
Основные расчетные соотношения.
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 • К),
для плоских поверхностей нагрева и глад-
котрубных пучков парогенератора можно
определить по формуле
k= !
\lax -Ь б=т/лст + 6зА» + бнАн + Ucu '
(6-3)
где \1аг и 1/сс2 — термические
сопротивления теплоотдачи
от газов к стенке и от
стенки к обогреваемой
среде, м2 • К/Вт;
бст/Хст — термическое
сопротивление стенки/
м2 - К/Вт;
термическое
сопротивление слоя
загрязнений со стороны
греющего теплоносителя
(газов), м2 • К/Вт;
- термическое
сопротивление слоя
загрязнений со стороны
нагреваемого
теплоносителя (вода, пар,
воздух), м2 - К/Вт.
■ Термическое сопротивление
металлической стенки бст/л-ст очень мало, и
поэтому при расчете коэффициента
теплопередачи его не учитывают. -
В последнее время все шире
используются воздухоподогреватели с
неметаллическими поверхностями нагрева
(например со стеклянными трубами).
Термическое сопротивление стенки этих
воздухоподогревателей существенно и
его необходимо учитывать при
определении коэффициента теплопередачи k.
Из всех загрязнений, которые могут
образовываться со стороны
нагреваемого теплоносителя (вода, пар, воздух),
только накипь внутри кипятильных
труб может ухудшать процесс
теплопередачи. Правилами технической
эксплуатации предусматривается безнакипный
режим работы парогенераторов.
Поэтому при расчете коэффициента
теплопередачи термическое сопротивление
загрязнений со стороны нагреваемого
теплоносителя 6н/л.н не учитывают.
Что касается испарительных и эко-
номайзерных поверхностей, то
вследствие больших значений коэффициента
теплоотдачи сс2 термическое
сопротивление 1/а, ничтожно мало и его не
учитывают.
Термическое сопротивление слоя-
загрязнений с газовой стороны 63А.3,
называемое коэффициентом загрязнения е,
зависит от ряда факторов: скорости
течения газов, диаметра и
расположения труб и т. д. Для случаев, когда
зависимость е от определяющих факторов
изучена недостаточно, коэффициент
загрязнения в явном виде в расчет не
вводят. В этих случаях коэффициент
теплопередачи определяют с учетом
коэффициента тепловой эффективности
поверхности ijj, представляющего собой
отношение коэффициентов теплопередачи
загрязненных и чистых труб, полученных
экспериментальным путем.
Значения коэффициентов
загрязнения е и тепловой эффективности гр для
различных поверхностей нагрева
парогенератора приводятся ниже.
Коэффициент теплопередачи k g
учетом коэффициента загрязнения е
определяют только в поперечно-омываемых
шахматных пучках при сжигании
твердых топлив по формулам:
а) для перегревателей;'1
k = ,„ °* .— ; (6—4)
б) для экономайзеров и испарительных
поверхностей нагрева
k =
Коэффициент теплопередачи k с учетом
коэффициента тепловой эффективности
•ф рассчитывают в коридорных пучках
при сжигании твердых топлив, во всех
гладкотрубных пучках (шахматных и
коридорных) при сжигании газа и
мазута, а также во всех гладкотрубных
продольно-омываемых пучках при
сжигании всех видов топлив по формулам:
а) для перегревателей
й = -ф-
°А
«T*iT • <6"6)
б) для экономайзеров и
испарительных поверхностей нагрева
k = $av >a. • (6—7)
Коэффициент загрязнения s (м2 • К/Вт)
поперечно-омываемых шахматных
пучков при сжигании твердых топлив
рассчитывают по формуле
е = еоС^Сфр + Де, (6—8)
где г0 — исходный коэффициент
загрязнения, определяемый по графику на
рис. 6—1, a; Cd — поправка на диаметр
(d) труб, определяемая по графику на
рис. 6—1, б; СфР — поправка на фракци-
39

0,006 '
■ .о
о '
Поверхность нагрева
Фестон, испгрнтелькые пучки и
перегреЕатели
Вторые ступени экономайзеров,
одноступенчатые экономайзеры
(при Ъ' > 400° С)
Первые ступени экономайзеров,
одноступенчатые экономайзеры
(при Ь' «г 400е С)
Поправка Де
Р
и. i °
«£ =
? —х
°*5 &
о а: с
0,003
0,002
0,001
Г)СЗ
ОЧИСТКИ
поверхности
0,005
0,004
0.002
2 4 '6 8 10 12 W,m/c
Рис. 6—1. Графики для определения
коэффициентов загрязнения шахматных гладкотрубных
пучков при сжигании твердых топлив:
а — исходный коэффициент загрязнения е0: б — по»
—•■ правка на диаметр труб С.
онный состав золы (для углей СфР = 1;
для торфа СфР = 0,7); As — поправка,
значения которой указаны в табл. 6—1
[32].
Значения коэффициентов тепловой
эффективности поверхности нагрева для
всех продольно-омываемых пучков, для
поперечно-омываемых коридорных
пучков при сжигании твердых топлив и для
всех гладкотрубных пучков при
сжигании газа и мазута приведены в табл. 6—2.
Коэффициенты .теплоотдачи от газов
к стенке а1У Вт/(м2 • К), и от стенки к
пару а2, Вт/(м2 • К), входящие в
формулы (6—4) — (6—7), определяют с
учетом рекомендаций, излагаемых ниже.
г При смешанном
поперечно-продольном омывании гладкотрубных пучков
(рис. 6—2) коэффициент теплопередачи
определяют отдельно для поперечно- и
продольно-омываемых участков по
средним скоростям, найденным для каждого
участка в отдельности.- Коэффициент
теплопередачи поверхности нагрева
рассчитывают по формулам (6—4) — (6—7)
соответственно типам омываемых участ-
Таблица 6— 1. Значения поправки Ле к
коэффициенту загрязнения (для шахматных
пучков при сжигании твердых топлив)
или по коэффициенту тепловой
эффективности. Коэффициенты теплопередачи
усредняют по формуле
k н
l поп''поп
4- Ь Н
~ прод^прод
# поп + Яг
(6-9)
Воздухоподогреватели
рассчитывают по коэффициенту использования
£вп, учитывающему совместное влияние
загрязнения труб, неполноты омывания
поверхности газами и воздухом и
перетоков воздуха в трубных решетках.
Значения 1вп приведены в табл. 6—3.
Коэффициент теплопередачи стальных
трубчатых и пластинчатых
Боздухоподогревателей определяют по формуле
£вп '
а-1 -г-«,
(6-10)
где а.г и а2 — коэффициенты
теплоотдачи от газа к стенке и от стенки к
воздуху, Вт/(м2 • К), определяемые по
рекомендациям, изложенным ниже.
Коэффициент теплопередачи
воздухоподогревателей с неметаллическими по-
Таблица 6—2. Значения коэффициентов
тепловой эффективности поверхности
гладкотрубных пучковл}>
Поверхность иагрева
Вид топлива


фициент i\>
Коридорные пучки,
перегреватели и гладкотрубные
экономайзеры при
поперечном омывании,
шахматные и коридорные
пучки при продольном
омывании
Шахматные и
коридорные фестоны,
испарительные пучки, перегреватели
Гладкотрубные
экономайзеры агрегатов малой
мощности (при
температуре воды на входе не
выше 100° С)
Вторые ступени
экономайзеров агрегатов
средней мощности и
одноступенчатые экономайзеры
(при Ф' > 400е С)
Первые ступени
экономайзеров и
одноступенчатые экономайзеры (при
ф' < 400= С)
АШ, тощие
угли,
фрезерный торф

Подмосковный уголь
Каменные и
бурые угли
Мазут
Газ
Мазут
Газ
Мазут
Газ
Мазут
Газ
0,55
0,65
0.6
0,6
0,8
0,5
0,8
0,6
0,8
0,55
0,85
Примечания: 1. При систематической
очистке поверхностей нггрева (обдувка, обмывка,
дробеочистка) ф можно увеличить на 0,05.
2. При сжигании газа после мазута
значение ф принимается средним между значениями
для газа и мазута; при сжигании газа после
твердого топлиза — по твердому топливу.
3. При сжигании смеси топлив значение ф
принимается по более загрязняющему топливу.
40

\\ч\\у
v\\V\4\\^\'.VN'.4\'^4*-^'-vA^>V\\V%
Рис. 6—2. К расчету сложноомывае.мых поверхностей
верхностями нагрева, например
воздухоподогревателей со стеклянными
трубами, рассчитывают с учетом
термического сопротивления стенки бстДст по
формуле.
-вп сь + аг -f- а^бстЛет
Отечественная промышленность
выпускает трубы для
воздухоподогревателей из термостойкого стекла марки 13 В
с коэффициентом теплопроводности "к =
= 0,93 4-1,16 Вт/(м • К).
В формуле (6—11) толщина стенки
трубы бет выражена в метрах.
Коэффициент теплопередачи чугунных
ребристых и ребристо-зубчатых
воздухоподогревателей, выпускаемых отечест-
Таблица 6—3. Значения коэффициентов
использования воздухоподогревателей £вп
Вид топлива
Воздухоподогреватели
трубчатые без

промежуточных трубных
досок

нижние

ступени

верхние

ступени


тинчатые

чугунные


ристые
АШ, фрезерный
торф
Мазут
Древесное топливо
Все остальные
топлива
0.80
0.70
0.8С
0,85
0,75
0,75
0,85
0,85
0,85
0,60
0,70
0,85
0,75
0,60
0,70
0.50
Примечания: I. Для трубчатых
воздухоподогревателей с промежуточными
досками коэффициент ;вп снижается на 0,1 при
одной доске и на 0,15—при двух.
2. Значения коэффициентов использования
воздухоподогревателей при сжигании мазута
даны для случая, когда температура воздуха
на входе в воздухоподогреватель ниже 80 СС.
Если температура воздуха будет выше 801 С,
то значения коэффициентов £вп при сжигании
мазута увеличиваются на 0,1-
3. При горизонтальном расположении труб
воздухоподогревателя значения свп уменьшаются
на 0.05.
венной промышленностью, отнесенный
к полной площади поверхности
подогревателя с газовой стороны И,
определяют по формуле
k = tB
а|пра2пр
, (6-12)
.=8П (Я/г/вн)а1пр-Ьа,пр
где а1пр и а-2Пр — приведенные
коэффициенты теплоотдачи чистых труб с
газовой (а) и воздушной (б и в) сторон,
кВт/(м2 • К), определяемое по
номограмме на рис. 6—3, причем сс1пр = аиСф;.
Н1Нт — отношение площади полной
поверхности с наружной (газовой)
стороны к пблной площади поверхности с
внутренней стороны.
Коэффициент теплопередачи чугунных
ребристых экономайзеров ВТИ и ЦККБ
с учетом коэффициента тепловой эффек:
тивности определяется из номограммы
на рис. 6—4 по формуле k = &нСе.
Кривая для экономайзера ВТИ
построена с учетом эффекта систематической
обдувки. Без обдувки коэффициент
теплопередачи уменьшается на 20%.
Коэффициенты теплоотдачи от газов
к стенке «J и от стенки к нагреваемому
теплоносителю а,. Коэффициент
теплоотдачи от газов к стенке, Вт/(мг • К),
для конвективных пучков определяют
по формуле
ссх = Е (сск-f-ссл), (6—13)
где ак — коэффициент теплоотдачи
конвекцией, Вт/(м2 • К); ссл —
коэффициент теплоотдачи излучением газового
объема в трубном пучке, Вт/(м2 • К);
Е — коэффициент использования
конвективного пучка, учитывающий
уменьшение тепловосприятия поверхности
нагреза вследствие неравномерного
смывания ее газами и частичного
перетекания газов мимо пучка.
Для поперечно-омываемых пучкоз
парогенераторов с П-образной компокоз-
кой и гладкотрубных экскомайзерез
коэффициент |=1. Для кокзекткзкьас
пучков парогенераторов с дзи:-ке:-::чем
41

<£ta„BaJ(Mf-K)
<*2пр,Вт[Ь?к)
S5\ ~~
11 /J 15 Wj.m/c
6
Рис. 6—3. Номограмма для определения приведенных коэффициентов теплоотдачи чугунных
ребристых и ребристо-зубчатых воздухоподогревателей:
а — с газовой стороны (<*inp == an^(b): ^ — с возДУшкоя стороны для ребристого воздухоподогревателя;
в — то же. для ребристого зубчатого
газов в горизонтальной плоскости
(ДКВр, ДЕ, КЕ) Е = 0,9 -г- 0,95. Для
смешанно-омываемых пучков \ = 0,95.
При определении коэффициента
теплопередачи воздухоподогревателей
неравномерное обтекание поверхности газами
и их перетекание учитывают, вводя
коэффициент ism а излучением продуктов
сгорания пренебрегают. Поэтому для
воздухоподогревателя коэффициент
теплоотдачи от газов к стенке ах = ак.
Коэффициент теплоотдачи от стенки
к нагреваемому теплоносителю (вода,
пар, воздух) ее, учитывают только при
Ки,Вт[(м2к)
С*
1,1
1,0
0,9
г 9 ю
W:>hl/C
100
200 зоо wo i>;c
Рис. 6—4. Номограмма для определения
коэффициента теплопередачи чугунных ребристых
~у" экономайзеров ВТИ и ЦККБ (k = £UCV)
а.
расчете коэффициента теплопередачи
воздухоподогревателя .и перегревателя.
В воздухоподогревателе и
перегревателе лучистый тепловой поток от стенки
к воздуху или пару ничтожно малый,,
поэтому при расчете сс2 принимают во
внимание лишь конвективное тепловос-
приятие, т. е. аг — ак.
Коэффициент теплоотдачи
конвекцией. Согласно теории конвективного
теплообмена коэффициент теплоотдачи
конвекцией ак, Вт/(м2 • К), при
вынужденном движении газа и воздуха
определяют по формуле
[ = ^1C24-(-^)mpr". (6-I4)
где Рг — критерий Прандля,
характеризующий физические езойстза
теплоносителя; w — скорость потока, м/с; X —
коэффициент теплопроводности при
средней температуре потока, Вт/(м - К);
v — коэффициент кинематической
вязкости при средней температуре потока,
м?/с; d — определяющий линейный
размер, м; k, т, п — коэффициенты,
численные значения которых зависят от
расположения труб в пучке, вида
поверхности и характера ее омывания; Clt C2 —
поправки, учитывающие влияние
конкретных условий на коэффициент
теплоотдачи конвекцией.
В целях упрощения расчетов по
формуле (6—14) для различных поверхнос-
42

НО
<;
0.9
0.8
0.7
па
-
/
/
1
s№
/
/
7'>
\f/
/
v\
в s,/d
Рис. 6—5. Номограмма для определения коэффициента теплоотдачи конвекцией при
поперечном омывании шахматных гладкотрубных пучков (о^ = анС2С5Сф)
теи нагрева парогенератора построены
графики, с помощью которых можно
определять коэффициенты теплоотдачи
конвекцией. Для газового и воздушного
потоков при определении коэффициента
теплоотдачи конвекцией используют
следующие формулы и номограммы:
а) при поперечном омывании
шахматных гладкотрубчатых пучков —
формулу ак = (ZhCsCzCq и номограмму на
рис. 6—5;
б) при таком же омывании коридорных
пучков — формулу ак = сснС5СгСф и
номограмму на рис. 6—6;
в) при продольном омывании пучков
в случае охлаждения газов (воздуха) —
формулу ак = аиС:Сф, в случае
нагревания воздуха — формулу ак = анС[Сф
и номограмму на рис. 6—7.
В этих формулах и на рис. 6—5 -г- 6—
7 приняты следующие обозначения:
ан — номинальный коэффициент
теплоотдачи, определяемый по скорости
потока газа (воздуха) w и диаметру труб
пучка d; Cs — поправка на геометрию
пучка, зависящая от относительных
продольного <?! = sjd и поперечного а, =
= s.2ld шагов; Сг — поправка на'
количество рядов z труб по ходу газов; С, —
поправка на относительную длину
пучка l/d3; Сф, Сф — поправки на
физические характеристики потока при
изменении температуры и состава
теплоносителя.
При определении Сф и Сф температуру
газоз и зоздуха принимают равной
среднеарифметической температуре
потока в пределах рассчитываемой поверх-
43

омывании коридорных гладкотрубных пучков (ак = анСгС$Сф)
Номинальный коэффициент
теплоотдачи ан определяют по основному полю
номограммы'в зависимости от средних
для всего рассчитываемого участка
давления пара р, его температуры t и
скорости w. Средние значения давления и
температуры пара в перегревателе или
его части берут равными полусумме
давлений и температур на входе и выходе.
При нахождении скорости пара его
удельный объем определяют по средним
значениям давления и температуры.
Поправка Сd учитывает влияние
внутреннего диаметра (ds„) трубы
перегревателя.
Расчетная скорость и определяющий
линейный размер. Номинальный
коэффициент теплоотдачи конвекцией ан,
определяемый по основному полю
номограмм, зависит от скорости потока газов,
воздуха или пара w и определяющего
линейного размера d.
Расчетную скорость (м/с) рабочего
тела определяют по формуле
w = VJF, (6—16)
ности, а температуру стенки
воздухоподогревателя — среднеарифметической
температуре воздуха и газов.
Коэффициент теплоотдачи пучков, в
которых трубы частично расположены
в шахматном порядке, а частично — в
коридорном, вычисляют отдельно для
каждой части (при средних значениях
температуры и скорости для всего
пучка) и усредняют пропорционально
площадям поверхностей нагрева обоих
частей по формуле
„ ашг.\-"ша.х "т* ^оо^кор ,с , с»
ак = л—-iTfr • (6~15)
"шах ~ ''кор
Если площадь поверхности нагрева
труб, расположенных в шахматном
(коридорном) порядке, превышает 85%
площади всей поверхности нагрева, то
пучок рассчитывают как шахматный
(коридорный).
Коэффициент теплоотдачи от стенки
к пару в трубах перегревателя ее,
рассчитывают по формуле а2 = auCd,
используя номограмму на рис. 6—8.
44

о1„,вл/Ух)
где F — площадь живого сечения, м2;
Vc — средний объемный секундный
расход среды (м3/с), определяемый по
формулам:
а) для дымовых газов
б) для воздуха
в) для пара
/273 + Ъсгр
273
/273 4- '„р
273
Vc = Dvcp,
(6-17)
(6-18)
(6-19)
где Яр —• расчетный расход топлива,
кг/с; D — расход пара, кг/с; V: — объем
газов в пределах рассчитываемого
участка, определяемый по среднему
значению коэффициента избытка воздуха,
м3/кг (м3/м3); vcp — средний удельный
объем пара, м3/кг; Р — отношение
действительного количества воздуха в рас-
к
1.5
м
/.2
'.'
10
1.3
1.2
и
1.0
0,9
0.8
0.7
U
1.0
0.9
0.8
SO
to
20
JO кО Lld}
\
\
■
'
\^
V
\\
\
\\
\\
ш
\\\\\ \
р,
V
N
)зду
Дымодые
\
х \
ч \
-
газы
^^Ь^
llNS
N\l \j
,
N..
-s.
200
kOO 600 800 i>'C
'*V/(foi„
„
с
■
L±J~~
' r-~
r 1
1
■300
400
l
500
~^Vr
WO ISO 200 100 t'C
Рис. 6—7. Номограмма для определения
коэффициента теплоотдачи при продольном омыва-
нии пучков:
при охлаждении газов н воздуха (ак = анС^Сф): при
нагревании воздуха (ак = aHCiCJ
считываемом участке воздушного
тракта к теоретически необходимому,
определяемое по формулам (9—2), 9—3); V0 —
теоретически неооходимыиооъем воздуха
на 1 кг или на 1 м3 топлива, м3/кг (м3/м3);
45

\
N
\
\
у
\
^
\
^
\
\
\
Y
о
V
\
4 ^
1
T
A
D
T
л
Ч
N
чН
!
1 i 1
I 1
О 1
Nl
\MX
i\
\ 1
■^-LT^
1 i""
^
H-U
ЧЧ-U?
=»^L
Id
*Г"
•-in
N^Xj--r47jCr~-
1
Ci—
i
i
i
1
1
>K
N. t>
^
^^
<I>^x^K:^4ri
^llPi^S.
M<Ssl
-~4n^irb---Lj^^j^
B-^^^^^^^^^^
Ttt-
j
--
\
cf
.
a
f
/ /
w
*Y-//k
6A
^^
1 ,/ш?\
-LJ^
x^T
№
/
t
' Jl
1
/
/
/
h
I
w//
/У/А
У///&
i
i
!
1
i I
1 1
2000 1500 WOO 900 600 700 600 500 </00
tf— средняя температура воздуха в
рассчитываемой части
воздухоподогревателя, СС; i3£p—средняя температура
потока газов, °С.
Среднюю температуру потоков газов,
воздуха и пара принимают равной
среднеарифметической в пределах
рассчитываемого участка.
Площадь живого сечения F (м2),
равную разности между полной площадью
поперечного сечения газохода в свету
и частью этой площади, занятой
трубами, рассчитывают по формулам:
а) при поперечном омывании гладко-
трубных пучков
F =ab — ZjdJ; (6—20)
б) при продольном омывании пучков
н течении среды между трубами
F = ab — znd2j4. (6—21)
При течении среды внутри труб
F = аиЙн/4. (6—22)
В формулах (6—20) — (6—22) а и Ь —
поперечные размеры газохода (между
внутренними его стенами), м; zx —
количество труб в одном ряду; z —
количество труб в пучке; <2Н и dBR— наружный
и внутренний диаметры труб, м; I —
омываемая длина труб, м. При изогнутых
трубах за величину I принимают
проекцию труб (рис. 6—9).
Для пучков, омываемых косым
потоком (рис. 6—10), расчетную скорость
вычисляют по сечению F ,
проходящему через оси труб.
Если в газоходе имеются участки с
одинаковым характером-омывания
поверхности нагрева, но с различными
живыми сечениями, то в расчет
ввода 200
V
0,9
03
7.S Ю
р, МПа
VI
\
1 ч
1
!
i
1
1
U
к
i
i
i
i
i ;
!
! 1
! 1
i i
1 1
i I
10
20 JO 40 SO
60
70 80
dg„,im
Рис. 6—8. Номограмма для определения
коэффициента теплоотдачи при продольном омывании
перегретым паром (Ох= otHQ)
Рис. 6—9. К
расчету плошади
живого сечения
газохода при
омывании пучка
с изогнутыми
трубами
Рис. 6—10.
К расчету
площади живого
сечения газохода
при косом
омывании пучка
дят среднюю площадь сечения газохода
где Нг, #2 — площади поверхностей
нагрева участков с живыми сечениями
Fv F*, м2.
46

*■'
Рис. 6—11. К расчету площади
живого сечения при плавном
изменении сечения газохода
В случае плавного изменения
сечения (рис. 6—II) среднюю площадь
сечения газохода определяют по формуле
F - 2F'F" (6-24)
•Гер — р. + р. ' v >
где F' и F" — площадь входного и
выходного сечений газохода, м2.
При расхождении в площади сечений
не более чем на 25% можно
производить арифметическое усреднение
сечений. Определяющий линейный размер
d принимают в зависимости от вида
поверхности нагрева и способа ее омыва-
ния. При поперечном омывании гладко-
трубных пучков определяющим
линейным размером считают наружный
диаметр трубы dH, при течении среды
внутри труб—внутренний диаметр трубы dBH.
При наличии в газоходе нескольких
участков с одинаковым характером омы-
вания и различным диаметром труб
расчет ведут по усредненному диаметру
пропорционально площадям их
поверхностей нагрева. При этом усредняют
величину lid, а расчетный диаметр (м)
определяют по формуле
где Ни Н2,... — площади поверхностей
нагрева частей пучка (м2) с диаметрами
труб dj, dz, .... м.
При продольном омывании пучка за
определяющий линейный размер
принимают эквивалентный диаметр,
определяемый по формуле
dH,8/nJfM
d3 = 4F/a,
(6—26)
WO 500 700 900 200
Рис. 6—12. Номограмма для определения
коэффициента теплоотдачи излучением:
для ипыленного потока ал — оно:
для незапыленного потока ал = аноСг)
г де F — площадь живого сечения
газохода, м2; и — омываемый периметр труб,
составляющих поверхность
теплообмена, м.
Для газохода, заполненного трубами,
ш • (6—27)
d =
zjidu
— d„
"Коэффициент теплоотдачи излучением
продуктов сгорания. Излучение
продуктов сгорания топлива в расчете
учитывают при температуре газового потока
выше 350° С. Излучением продуктов
сгорания при расчете
воздухоподогревателей пренебрегают. В расчет принимают
излучение трехатомных газов (С02,
SO,, H20 и другие), а при камерном
сжигании твердых топлив — и взвешенных
в потоке частиц золы.
Коэффициент теплоотдачи излучением
ал, Вт/(м2 - К), который зависит от
состава и степени черноты излучающей
среды а, ее абсолютной температуры Т,
степени черноты загрязненной лучевос-
принимающей поверхности а3 и ее
абсолютной температуры Т3,
рассчитывают по формуле
ссл = 5,67 • 10
,-8 Сз +
* уз Л
• (Г3/Г)"
1 — TJT
а.
(6—28)
Для запыленного газового потока
показатель степени п = 4, для
незапыленного газового потока (при отсутствии
золы) п — 3,6.
47

По формуле (6—28) построена
номограмма (рис. 6—12) для нахождения
коэффициента теплоотдачи излучением.
При использовании номограммы
коэффициент теплоотдачи излучением
определяют с помощью следующих формул:
а) для запыленного потока (при
пылевидном сжигании твердых топлив)
ал = ана; (6-29)
б) для незапыленного потока (при
сжигании газа и мазута и слоевом
сжигании твердых топлив)
ал = с.наСе. (6—30)
В формулах (6—29) и (6—30) ан —
номинальная величина коэффициента
теплоотдачи излучением, Вт/(м2 • К)
[определяется по основному полю
номограммы на рис. 6—121; Сг — поправка,
вводимая в случае отсутствия" золовых
частиц в продуктах сгорания,
определяемая по вспомогательному полю
номограммы на рис. 6—12; а — степень
черноты излучающей среды,
определяемая по формуле
а=1— е-кР5 (6—31)
или по номограмме на рис. 5—4 после
вычисления величины kps. Суммарная
оптическая толщина запыленного
газового потока (при пылевидном сжигании
твердых топлив)
kps = {krrn -f- АзлЦзл). (6—32)
В формулах (6—31) и (6—32) приняты
те же обозначения, что и в формулах
(5—22) и (5—25).
Для незапыленного газового потока
(при сжигании газа и мазута, слоевом
и факельно-слоевом сжигании твердых
топлив) из уравнения (6—32)
исключается член, учитывающий ослабление
лучей золовыми частицами, т. е. AMluM =0.
Коэффициент ослабления лучей
трехатомными газами kp определяют по
формуле (5—26) или по номограмме на
рис. 5—5. коэффициент ослабления лучей
золовыми частицами &M — по формуле
(5—27) или по кривым на рис. 5—6.
Температуру излучающей среды при
определении kr, k^ и ав принимают
равной средней арифметической между
температурой газов на входе и выходе из
данного участка, давление р для
агрегатов без наддува — равным 0,1 МПа.
Оптическую толщину (м) излучающего
слоя газа в межтрубном пространстве
-лгдкотрубных пучков вычисляют по
ссрмуле
где slt s2 — поперечный и продольный
Шаги труб, м; d — их диаметр, м. При
течении внутри труб s = dBH.
При определении "коэффициента
теплоотдачи излучением по номограмме
температуру стенки трубы /ст,
воспринимающей теплоту излучения, принимают
равной средней температуре осевших
на трубе загрязнений.
Среднюю температуру загрязненной
стенки рассчитывают по формуле
t„ = / -f At, (6-34) л
где / — средняя температура среды,
протекающей в трубах, °С; At —
температурный перепад между температурой
загрязнения стенки и температурой
среды в трубе (°С),- значение которого
зависит от вида сжигаемого топлива, типа
поверхности нагрева и температуры
газового потока.
При сжигании газа для всех
поверхностей нагрева At = 25° С. При
сжигании твердых и жидких топлив для
фестонов At = 80° С, для испарительных
пучков, а также одноступенчатых
экономайзеров (при •&' > 400° С) и вторых
(высокотемпературных) ступеней
двухступенчатых экономайзеров At = 60° С; для
одноступенчатых экономайзеров (при
■&' < 400° С) и первых ступеней
двухступенчатых экономайзеров Дг = 25°С.
Для ширм и конвективных
перегревателей ,при сжигании твердых и жидких
топлив At определяют по формуле
At = (е + -5г) -7Г ®* + Ы <6-35)
где QK, <2Л — конвективная и лучистая
теплоты, воспринятые поверхностью
нагрева, определяемые по формулам (V—7)
и (V—8) для ширмового перегревателя •
и по формуле (8—1) для конвективного
перегревателя, кДж/кг (кДж/м3); Н —
площадь поверхности нагрева, м2; а2 —
коэффициент теплоотдачи от стенки
к пару, определяемый по номограмме на
рис. 6—7; е — коэффициент
загрязнения, значение которого находят так:
для ширм — согласно § V—3; для
шахматных перегревателей при сжигании
твердого топлива — по формуле (6—8);
для коридорных перегревателей
при.сжигании твердого топлива е = 0,004 м2 X
X К/Вт; для шахматных и коридорных
перегревателей при сжигании мазута
е = 0,003 м2 • К/Вт.
Газовые объемы, находящиеся перед -
конвективными пучками или между
ними (рис. 6—13), излучают тепловой
поток на поверхности, расположенные за
48

Рис. 6—13. К учету излучения
газовых объемов
ними. При высоких температурах
газового потока значение этого излучения
велико и его нужно учитывать в
расчете.
Излучение газовых объемов можно
приближенно учесть, увеличив
расчетное значение коэффициента
теплопередачи излучением пучка ап с
использованием следующей формулы:
(6—36)
где /п и /об — глубина (по ходу газов)
рассчитываемого пучка и газового
объема, м; Тк — температура газов в объеме
камеры (перед пакетом).
Коэффициент А — 0,3 при сжигании
газа и мазута; 0,4 — при сжигании
каменных углей и АШ и 0,5 — при
сжигании бурых'углей, сланцев и
фрезерного торфа Л
Теплота излучения" газового объема,
переданная трубному пучку,
расположенному перед объемом, незначительна
и при расчете ее не учитывают. Также
не учитывают излучение на трубчатый
воздухоподогреватель и
низкотемпературную ступень экономайзера.
6—3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ТЕМПЕРАТУРНОГО НАПОРА
Температурный напор есть средняя
по всей поверхности нагрева разность
температур сред, участвующих в
теплообмене. Величина температурного
напора зависит от взаимного направления
движения сред, если в. пределах
поверхности нагрева их температуры
изменяются. Если температура одной среды в
пределах поверхности нагрева не
изменяется (парообразующие поверхности
нагрева), то температурный напор от
взаимного направления движения сред
не зависит.
4 8—3089
j a
Рис. 6—14. Схемы включения участков
поверхностей иагрева
Для прямо- и противотока и для любых
схем включения при постоянстве
температуры одной из сред температурный
напор определяют как среднелогариф-
мическую разность температур сред:
дг= Ы6-дгм (6_37)
где Д£б — разность температур сред на
том конце поверхности нагрева, где она
наибольшая, °С;
Д£и — разность температур сред на
другом конце поверхности нагрева, где
она наименьшая, °С.
Для испарительных поверхностей
нагрева . температура воды является
постоянной величиной, равной
температуре насыщения tH, °C. В этом случае
наибольший перепад температур А(б =
= Ф\— tH, а наименьший Д£м = Ф" — *„•
В тех случаях, когда Д£б/Д*м < 1, 7,
температурный напор можно с доста-

Ч> 0.9Z 0?Ч 0.% 0$8 1,0 0,2 0,к 0.6 ОД ЦО 1,2 !,</ 1,6 1.8 2,0
Рис.
2.2
6—15. Номограмма для определения температурного напора прн последовательно-смешанном
токе теплоносителей (рис. 6—14, а)
точной точностью считать
среднеарифметической разностью температур:
At^^±
(6—38)
В современных парогенераторах
находят применение поверхности 'нагрева
со схемами включения, отличными от
чистого противо- и прямотока.
Например, в перегревателях используют схемы
с последовательно- и параллельно-сме-,
шанными токами (см. рис. 8—1, в, г), в
змеевиковых экономайзерах — с
параллельно-смешанным током, в
воздухоподогревателях — с перекрестным
током теплоносителей.
Как известно, наибольший
температурный напор достигается при
противотоке. Поэтому для сложных схем
включения поверхностей нагрева
температурный напор принимают равным ■
At = ipAtnpT, (6—39)
где Д/прт — условное значение
температурного напора, определяемое по
формуле (6—37) в предположении, что вся
поверхность нагрева включена по про-
тивоточной схеме;
\р — коэффициент перехода от про-
тивоточной схемы к более сложной,
значения которого зависят от схемы
включения поверхностей нагрева.
В схемах с
последовательно-смешанным током два участка поверхности
нагрева включены последовательно по
обеим средам: при этом один из участков
включен по противоточной схеме,
другой— по прямоточной (рис. 6—14, с).
Коэффициенту для таких схем
определяют по номограмме на рис. 6—15*в
зависимости от значений следующих
безразмерных параметров:
А
И
прм
р =
R =
где #Прм и Н — площади поверхностей
нагрева прямоточного участка, и полная,
м2; й' и f — начальные температуры
газов и нагреваемой среды; т: и т2 —
полные перепады температур сред (°С),
определяемые согласно рис. 6—14,'а.
В схемах с параллельно-смешанным
током все участки поверхности нагрева
включены параллельно по газам и
последовательно по нагреваемым средам
(рис. 6—14, б). Коэффициент^для таких
схем находят по номограмме на рис.
6—16 в зависимости от значений двух
вспомогательных параметров:
Р =
У — С
R =
Ч
где хб — полный, перепад температур
той среды, для которой он больше, °С;
тм — полный перепад температур той
среды, для которой он меньше, °С.
К схемам с перекрестным током
относят такие, в которых направления
потоков обеих сред взаимно
перекрещиваются и количество ходов одного из
теплоносителей не превышает четырех
(рис. 6—14, в). При большом количестве
ходов их рассматривают как противо-
точные. Коэффициент ур для схем с
перекрестным током определяют по
номограмме на рис. 6 — 17 в зависимости
50

Рис. 6—16. Номограмма для определения температурного напора при параллельно-смешанном
токе теплоносителей:
1 —оба хода многоходовое среды прямоточные (схема 1 на рис. 6 —14. б): 2 —три хода
многоходовой среды, из них два прямоточные н один протнвоточный (схема И на рнс. 6 —14. б); 3 —два хода
многоходовой среды, из них один .противотсчный и один прямоточный (схема Ш на рис. 6.14. б): 4 — трн хода
многоходовой среды, из ннх два протнвоточные н одни прямоточный (схема IV на рис. 6 — 14. б); S — оба
хода многоходовой среды протнвоточные (схема V на рис. 6 —14, б)
Рис. 6—17. Номограмма для определения температурного напора при перекрестном токе
теплоносителей:
/—однократный г.ерекрест (схема I нз рнс. 6 —14. в): 2 — двухкратный перекрест (схема II на рнс. б —14. в):
.7 —трехкратный перекрест (схема Hi на рис. 6 —14. с): •} — четырехкратный перекрест (схема IV на
рнс. б— 14, в)
4'

от значений тех же параметров R и
R, что и при параллельно-смешанном
, токе.
Для экономайзеров кипящего типа,
включенных по противотоку, при паро-
содержании пароводяной смеси на
выходе х < 30% температурный напор
находят подстановкой вместо конечной
Фестон и испарительные пучки
непосредственно соединены с барабаном и
определяют общую компоновочную
схему парогенератора. Их реконструкция
с изменением площади поверхностей нг-
грева или конструктивных
характеристик связана с большими трудностями и
значительными капитальными
затратами. Поэтому при выполнении проекта
установки или реконструкции
парогенератора фестон и испарительные пучки
обычно не изменяют, а производят их
поверочный расчет, в результате
которого определяют параметры газов за
рассчитываемой поверхностью. Если
перед фестоном или испарительным
пучком расположен
конвективно-радиационный перегреватель, например ширмо-
вый, то его рассчитывают до расчета
испарительных поверхностей нагрева.
Расчет испарительных поверхностей
выполняют совместным решением двух
уравнений: уравнения теплового потока
от газов к рассчитываемой поверхности
(6—1) и уравнения теплопередачи (6—2).
Температура и энтальпия газов до
рассчитываемой поверхности известны из
расчета предыдущего участка.
Температуру воды в трубах принимают
постоянной, равной температуре насыщения при
давлении в барабане парогенератора.
Так как количество неизвестных,
входящих в расчетные уравнения, больше
количества уравнений, расчет ведут
методом повторных приближений. В
начале расчета предварительно выбирают
температуру газов за рассчитываемой
поверхностью ($"), уточняя ее в
процессе расчета.
Поверочный расчет фестона и
испарительных пучков выполняют в
следующем порядке:
1. По чертежу и техническим
характеристикам парогенератора составляют
температуры воды условной температуры:
/уел = /кяп -Г 0,12 (4 — Гк„„), (6—40)
где /кип и 1КИП — температура и
удельная энтальпия кипящей воды при
давлении в барабане, °С и кДж/кг; /Зк —
удельная энтальпия пароводяной смеси
на выходе из экономайзера, кДж/кг.
расчетную схему и таблицу
конструктивных размеров и характеристик
поверхностей нагрева фестона и испарительных
пучков (табл. 7—1). Наименование рас-
Та блица 7—1. Конструктивные размеры и
характеристики поверхностей нагрева фестона
и испарительных пучков
Показатели
наименования
Диаметр труб
наружный
Количество труб в
ряду
Количество рядоз
труб
Общее количество
труб в рассчитываемом
участке
Средняя длина труб
Расчетная плошадь
позерхности нагрева
Расположение труб
(шахматное,
коридорное)
Шаг труб:
поперек движения
газоз
здоль движения
газоз
Относительный шаг
труб:
поперечный
продольный
Размеры сечения
газохода поперек
движения газов
Площадь живого
сечения для прохода
газов
Примечание. 1
графы только для тех
которые имеются у рг
ратора. Если испарит
не делится, то в грзф
заполняется только пе


значение
d
h
z1
7
'ср
Н
—
h
s»
sjd
s,/d
A
В
F

Единица
1
м
шт.
шт.
шт.
м
м*
—
мм
мм
—
—
м
м
мг

Фестон
.
Испа-
' ри»
тель-
пучки
1
11
3 таблице заполняются
поверхностей нагрева,
ссчитызаемого парогене-
гльный пучок на части
г «Испарительные пучки»
рвын столбец.
Глава 7.
РАСЧЕТ ФЕСТОНА И ИСПАРИТЕЛЬНЫХ ПУЧКОВ
52

четных участков и порядок их
расположения в таблице должны
соответствовать расчетной схеме
парогенератора.
В случае, если в пучке длина и
количество труб по рядам существенно
различны, среднюю длину труб пучка
определяют по формуле
/ср = лЛ + я^Ч---- ^ (7_ ^
где пх, п2,„. — количество труб с
длиной /t, /2...; г — общее количество труб
в пучке.
Расчетную площадь поверхности
нагрева фестона и трубных пучков находят
по формуле
Н == ndHzlcp. (7—2)
При определении Н учитывают только
поверхность, омываемую газами.
2. Предварительно задаются
температурой газов на выходе из
рассчитываемого участка; ее можно принять, исходя
из температурного перепада газового
потока Дд = Ь' — Ъ", ориентировочные
значения которого следующие: для
фестона с количеством рядов труб не
больше трех ДО = 20 ~г 60е С; больше трех
ДО = 40 -т- 80° С; для фестона и
испарительного пучка, расположенного
непосредственно за фестоном, ДО = 80 —
-г- 200° С; для испарительных пучков,
расположенных до перегревателя с
количеством рядов труб не больше трех
(например, для агрегатов ДКВр) ДО =
= 60 ~ 120° С; больше трех ДО = 100—
-i- 300° С;
для испарительных пучков за
перегревателем -ДО = 150 -ь 600° С;
для -испарительных пучков агрегатов,
не имеющих перегревателей, ДО =
= 500 -=- 700° С.
В первом приближении меньшие
значения принимают для парогенераторов с
развитыми хвостовыми поверхностями.
Заметим, что в некоторых случаях
температурный перепад ДО, полученный по
расчету, может выходить за
вышеуказанные пределы.
3. По /О-таблице (табл. 2—6) или
/О-диаграмме (рис. 2—1) находят
энтальпию газов за рассчитываемым
участком /", соответствующую
предварительно принятой температуре О". При
использовании /О-таблицы /"
определяют методом линейной
интерполяции.
4. По формуле (6—1) рассчитызают
количество теплоты, отданное газами
конвективной поверхности нагрева, Q?.
5. Используя методику и расчетные
соотношения, приведенные в гл. 6,
определяют коэффициент теплопередачи k
и средний температурный напор At.
6. По уравнению теплопередачи (6—2)
рассчитывают значение конвективного
тепловосприятия газохода QT. Если в
зоне рассчитываемого газохода
находятся дополнительные поверхности
нагрева (например настенные экраны),
площадь которых не менее 5% основной,
то при определении суммарного
конвективного тепловосприятия по уравнению
(6—2) учитывают также тепловосприя-
тие дополнительной поверхности
Здоп = £доПЯдопДгдоп/(Ю3£р). (7—3)
Коэффициент теплопередачи и
средний температурный напор для
дополнительной поверхности принимают
такими же, как и для основной,
независимо от их конструктивного
выполнения.
Правильность расчета оценивают по
величине расхождения (%) тепловоспри-
ятий, определенных по формуле (6—1)
и уравнению (6—2):
AQ в &-QT . ЮО. (7-4)
Если расхождение AQ не превышает
2% для испарительных пучков и 5%
для фестона, то расчет не уточняют, а
предварительно принятую температуру
газов на выходе из рассчитываемого
участка считают окончательной. При
больших расхождениях принимают
новое значение температуры газов на
выходе из рассчитываемой поверхности
нагрева и расчет повторяют, добиваясь
необходимой сходимости Qr и QT.
Если при первом приближении
значение QT будет больше, чем Qp, то
конечную температуру для второго
приближения выбирают такой, чтобы разница
между температурами дымовых газов на
входе и выходе из рассчитываемого
участка была больше, чем при первом
приближении, и наоборот.
Для второго приближения
целесообразно выбирать значение температуры,
отличающееся от принятого при первом
приближении не более чем на 50° С.
В этом случае ввиду малого изменения
коэффициента теплопередачи
пересчитывать его не следует. Нужно
пересчитать только значения температурного
напора и заново выполнить расчеты пс
формуле (6—1) и уравнению (6—2).
Если и после второго приближения
расхождение между Q? и QT окажется
53

(1,к№[>
Q.kujkJkz
Рис. 7—1. Графическое определение
температуры газов на выходе из рассчитываемой
поверхности нагрева
больше указанного предела, следует
задаться новым значением Ь" и повторить
расчет. Искомую температуру можно
найти графически — путем v линейной
интерполяции (рис. 7—1).
Если расчетное значение
температуры отличается от того, по-" которому
определен коэффициент теплопередачи,
не более чем на 50° С, то для окончания
расчета необходимо по данной
температуре уточнить только значение тепло-
восприятия и определить температуру
тепловоспринимающей среды,
используя формулу (6—1). При большем
расхождении необходимо по найденной
температуре повторить расчет, включая
определение коэффициента теплопередачи
и температурного напора.
Окончательными считаются
температура и теплозсслриятие, входящие в
формулу (6—1).
Глава 8
РАСЧЕТ ПЕРЕГРЕВАТЕЛЕЙ
В данной главе излагается методика
расчета конвективных перегревателей,
широко используемых в
парогенераторах малой и средней мощности.
Методика поверочного и конструктивного
расчетов радиационных и радиационко-
конвективных перегревателей, которые
применяются ограниченно, изложена в
приложении V.
Последовательность расчета
перегревателей определяется их
расположением в парогенераторе. Если в
парогенераторе имеется только конвективный
перегреватель, то его рассчитывают
после расчета той поверхности нагрева
(фестон, испарительный пучок), за
которой установлен перегреватель. Если в.
парогенераторе используются
различные типы перегревателей (радиационный
или ширмовый и конвективный), то их
рассчитывают по ходу газов: сначала
радиационный или
радиационно-конвективный (ширмовый) перегреватель,
затем — конвективный. Если между
радиационным или ширмовым и
конвективным перегревателями расположена
испарительная поверхность (например,
фестон), то конвективный перегреватель
рассчитывают после расчета этой
поверхности.
Современные парогенераторы
снабжаются типовыми перегревателями,
конструкция которых обычно предусмат-
■ ривает возможность изменения
поверхности нагрева в зависимости от
характеристики сжигаемого топлива. Поэтому при
разработке проекта установки
парогенератора для работы в условиях, отличных
от нормативных, или при его
реконструкции в первую очередь поверочным
расчетом устанавливают возможность
использования типового перегревателя для
работы в новых условиях.
Если условия задания на
проектирование значительно отличаются от
технических характеристик типового
парогенератора, то для достижения
заданной температуры перегрева пара
типовой перегреватель следует
конструктивно изменить, используя для этой цели
конструктивный расчет перегревателя.
При двухступенчатом перегревателе
и температуре перегрева пара больше
400° С выходную по пару ступень
выполняют из жаропрочной стали и эту
ступень целесообразно не изменять, а
сделать только поверочный расчет данной
ступени и конструктивный — входной,
выполняемой из углеродистой стали.
S—1. СОСТАВЛЕНИЕ
РАСЧЕТНОЙ СХЕМЫ
В зависимости от схемы включения
перегревателя, его конструктивных
характеристик, наличия пароохладителя
и его расположения перегреватель
рассчитывают целиком, т. е. без" деления
54

•//W/Г///, >-///■•//•//• /////.'/"f
C\ C\ C\
*' 001 *" ■
J'
J L
]" .
4/S//M//'Mf'MMWM//S/.
О,-
'//f/W/f' w//////// ■////////
i'
f
6
l>"
QXIT^Q.,
f///r/f/,
Рис. 8—1. Схемы включения конвективных перегревателей
на части (ступени) или раздельно по
ступеням.
Перегреватели маломощных
промышленных парогенераторов типов КРШ,
ВВД, ДКВ, ДКВр, ДЕ..КЕ с
температурой перегретого пара ниже 400° С,
которые обычно выполняются
одноступенчатыми и не имеют регуляторов
перегрева (рис. 8—1, а), рассчитывают без
деления на части.
Агрегаты паропроизводительностью
D > 20 т/ч с температурой перегретого
пара выше 400° С обычно имеют сложные
схемы включения конвективных
перегревателей и снабжаются
пароохладителем для регулирования перегрева пара.
Перегреватель без пароохладителя или
перегреватель с пароохладителем на
стороне насыщенного или перегретого пара
в зависимости от схемы включения
рассчитывают без деления на части или по
частям. Если перегреватель в целом
включен по одной из типовых расчетных
схем, т. е. по схеме с противотоком
(рис. 8—1, а) или с прямотоком (рис. 8—
1, б), по схеме с
последовательно-смешанным током (рис. 8—1, в) или с
параллельно-смешанным током (рис. 8—1, г), то
расчет производят без деления
перегревателя на части. Перегреватель, схема
включения которого не соответствует ни
одной из типовых, следует рассчитывать
раздельно по ступеням. Пример такого
перегревателя показан на рис. 8—1. д.
Входная по пару ступень включена здесь
по схеме с параллельно-смешанным
током, а выходная — с последовательно-
смешанным током. Следовательно, в
целом перегреватель нельзя -отнести^ни к
одной из типовых схем.
При размещении пароохладителя «в
рассечку» между ступенями
перегревателя (рис. 8—1, е) независимо от схемы
движения пара и газов расчет
перегревателя следует вести раздельно по
ступеням, т.е. до пароохладителя и после него.
Выяснив способ расчета перегревателя
(целиком или раздельно, по ступеням),
необходимо составить расчетную схему
перегревателя, на которой следует
показать расположение поверхности
нагрева, коллекторы, тип и место установки
пароохладителя и давления пара на
границах расчетных участков.
Давление пара на границе между
ступенями оценивают приближенно как
среднеарифметическое давление во
входном и выходном коллекторах
перегревателя.
Перегреватель разбивают на участки,
отличающиеся друг от друга по
следующим геометрическим
характеристикам: диаметру труб и их расположению
(шахматное или коридорное);
поперечному или продольному шагу (sx, sj;
числу включенных параллельно (по
пару) труб т; живому сечению для
прохода пара /.
В соответствии с указаниями,
данными в § 6— 2, производят определение
площадей живых сечений для пара и
газа и их усреднение. Конструктивные
размеры и характеристики заносят
в табл. 8—1.
55

8—2. ОСНОВНЫЕ УРАВНЕНИЯ
И РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯ
Общее количество теплоты, кДж/кг
(кДж/м3), затрачиваемое на перегрев
пара в перегревателе или в ступени,
можно найти из формулы
Qm=D(fa — i'n)/Bp, (8—1)
где in и i„ — удельные энтальпии пара
на выходе из поверхности нагрева и
входе в нее, кДж/кг.
Если во входной коллектор
перегревателя или ступени поступает влажный
пар из барабана, его удельную
энтальпию определяют по формуле
i'n = xi"+(l— х)Г, (8—2)
где V и i" — удельные энтальпии кипя-
шей воды и сухого насыщенного пара
при давлении во входном коллекторе
перегревателя, кДж/кг; х — паросодер-
жание пара перед перегревателем. Для
агрегатов промышленного типа паропро-
изводительностью D < 20 т/ч х =
= 0,96 -г- 0,98, при D > 20 т/ч х =
= 0,98 ~ 0,99.
При наличии пароохладителя для
регулирования температуры перегретого
пара перепад энтальпий в перегревателе
следует принимать с учетом тепловос-
Пр1спТИЯ паР°0Хлаяителя Aino = 60 vf-
~ 80 кДж/кг. При установке
поверхностного пароохладителя на стороне
насыщенного пара начальную удельную
энтальпию пара подсчитывают по
формуле г
i'„ = xi* + (1 _ х) I' _ д£-по_ (8_3)
При установке пароохладителя на
стороне перегретого пара удельная
энтальпия пара на выходе из поверхности
нагрева перегревателя должна быть
больше удельной энтальпии, вычисленной
по заданной или принятой температуре
пара, на значение тепловосприятия
пароохладителя, т. е.
*'л = (Озад "Г Д'по (8—4)
Соответственно, выше заданной в
начале расчета или принятой
предварительно будет и температура пара на.
выходе из поверхности нагрева (перед
па роохладител ем).
В перегревателе с пароохладителем,
•установленным между ступенями «в
рассечку», тепловосприятие
пароохладителя^ следует учитывать при расчете
первой (по пару) ступени перегревателя
путем увеличения удельной энтальпии пара
-на выходе из первой ступени на Д/по.
Теплота, полученная конвекцией.
Если перегреватель (ступень), установлен-
с
Показател!-
какмековакие
.
Наружный диаметр
Внут^енни;"' диаметр труб
Количество труб в ряду (поперек
газохода)
Количество рядов по ходу газов
Средний поперечный шаг
» продольный »
Расположение груб (шахматное,
коридорное'.
Характер омывания (поперечное,
продольное, смешанное)
Площадь полной поверхности нагрева
То же. лучевое принимающей
поверхности
Площадь живого сечения на входе
То Же. на выходе
Средняя плошлдь живого сечення
газохода
Толщина излучающего слоя
Количество чмеезиков, включенных
параллельно (по пару)
Жнзое сечение для прохода пар*
Площадь дополнительной
поверхности нагрева в газоходе
Ъ
я
X
л
S
э
d
dr-„
h
с2
Sl
h
н
F'
F"
^cp
s
m
>
"поп
3
S3
О!
MM
шт.
MM
MM
M*
vi2
M*
M*
M*
Номера rryncHei
l ступень
о
>,
-
й
г
>,
= g
1
>,
J
ы -
i перегревателя
у-.асткоь по ходу парь
II ступень
6
э*
i
»
Z
= g
>
(-
°-
*?
А -о
и
■
к
р
п
У
л
П(
П(
Q
к.
м-
Не
KI-
(5-
ст
ри

селе
пе
пе
ло
где
ки
пс.
по
пер
ни;
теп
Qk.:
ной
МОЕ
Qk.,
где
ле
сту
сое
или
ног
56

ный за фестоном, имеет угловой
коэффициент х<1, то поверхность
перегревателя получает теплоту конвекцией от
газов, омывающих трубы перегревателя
(Фк.пе)» и теплоту прямого излучения
ТОПКИ Qjune), Т. е.
Qne = <2к.пе + фл.пе- (8—5)
В этом случае теплота, воспринятая
конвекцией, кДж/кг (кДж/м3), будет
равна
<2к.пе = D (Сп — i'n)/Bp — Q„.ne. (8—6)
Если перегреватель установлен за
испарительным пучком или фестоном с
угловым коэффициентом х — 1, то
теплота прямого излучения топки полностью
поглощается поверхностью нагрева,
расположенной перед перегревателем, и
&.пе = 0.
Лучистую теплоту, полученную
перегревателем, установленным за фестоном,
кДж/кг (кДж/м3), рассчитывают по
формуле
&.пе = <?л (1 ~ Xj F'JB^, (8-7)
где <7л — удельная лучистая тепловая
нагрузка в сечении выходного окна
топки (кВт/м2), определяемая по формуле
(5—36); x^ — угловой коэффициент
фестона, определяемый по графикам на
рис. 5—1; Fne — площадь поперечного
сечения газохода перед
перегревателем, м2.
Если между топкой и конвективным
перегревателем расположены ширмовый
перегреватель и фестон, то лучистую
теплоту определяют по формуле
<2л.пе = <2л.В6Л1 — *ф), (8—8)
где фллых — теплота излучения из
топки и ширм на поверхности нагрева,
расположенные за ширмами, определяемая
по формуле (V—11) приложения V.
Энтальпия и температура газов за
перегревателем (ступенью). В
уравнении теплового баланса конвективная
теплота, воспринятая перегревателем
Ск-ге. приравнивается теплоте,
отданной поверхности нагрева газохода
дымовыми газами Qr:
<2к.пе = Qr = <Р (/пе - /пе + Д«0. (8—9)
где /пе и /пе — энтальпии газов в
начале и конце газохода перегревателя или
ступени, кДж/кг (кДж/м3); Да —
присос возд>ха ь газоходе перегревателя
или стхпени; /^ — энтальпия
холодного воздуха прнсоссз, кДжкг (кДж/м3).
Если в газоходе перегревателя
расположены различные дополнительные
небольшие поверхности нагрева (например
перепускные трубы кипятильного пучка,
отводящие трубы экономайзера) и
площадь их больше 5% площади
поверхности перегревателя Ипе, то их тепловосприя-
тие ($доп необходимо учитывать при
расчете. В этом случае уравнение теплового
баланса газохода принимает вид
Vf == Чк.пе "т* Удоп = ф {.'пе 'пе "7"
+ Да/прс). (8—10)
Для оценки тепловосприятия
дополнительной поверхности коэффициент
теплопередачи ее независимо от
конструктивного выполнения принимают таким
же, как и для основной поверхности
перегревателя. В этом случае тепловос-
приятие дополнительной поверхности
можно определить, используя формулу
Qaon ==■ Q-лме —jr. Jj , (8— 1 1)
шпе пе
где Нае — площадь поверхности
нагрева перегревателя или рассчитываемой
ступени, м2; НЯоп — то же,
дополнительной поверхности, м2; Atne —
температурный напор для
перегревателя, СС.
Температура газового потока,
омывающего дополнительную поверхность и
перегреватель, одинакова, а
температура среды внутри дополнительной
поверхности ниже температуры
перегретого пара. Поэтому отношение
AtRon/At > 1. Значение Ataon/Atne
ориентировочно можно принять равным
1,15—1,25, если дополнительная
поверхность является испарительной, и
1,2—1,3, если дополнительной
поверхностью являются трубы экономайзера.
Большие значения следует принимать
при давлении пара р > 3 МПа.
При расчете перегревателя энтальпия
газов перед поверхностью нагрева (/яе)
обычно известна из расчета предыдущей
поверхности нагрева. Используя
уравнение теплового баланса (8—10),
можно определить энтальпию газов на
выходе из перегревателя
Г„ = Гж - Qkm + Qfl0n + AaCc. №- :
с помощью которой по /О-таблиие v.-.v
/^-диаграмме можно найти темпс^гт\э>
газов. Для перегревателя, в газох-де
которого дополнительных поверх:-.~ста"
не имеется или их поверхность :-.=--
мала, Q:;n = 0.
57

S—3. ПОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ
ПЕРЕГРЕВАТЕЛЯ ИЛИ СТУПЕНИ
Перед началом поверочного расчета
температура и энтальпия газов перед
перегревателем или ступенью известны
из расчета предыдущей поверхности
нагрева. Известны также параметры пара
на одном конце рассчитываемого
участка. При поверочном расчете первой
ступени перегревателя (по ходу пара)
параметры пара на входе в ступень^прини-
мают равными параметрам пара на
выходе из барабана парогенератора. При
поверочном расчете второй ступени
параметры пара на выходе из ступени
указаны в задании на
проектирование. Неизвестны параметры газов за
ступенью и параметры пара между
ступенями.
В уравнениях, которые
используются при поверочном расчете
перегревателя, неизвестных больше, чем уравнений.
Поэтому расчет производят методом
приближений, предварительно
задаваясь одной из неизвестных величин, т. е.
температурой газов или пара.
Рекомендации, приведенные ниже, даются
для случая, если предварительно
принята температура пара между
ступенями.
-"В первом приближении неизвестную
> температуру можно ориентировочно
определить, исходя из предположения о
том, что перепад температуры пара в
ступени А^ст является частью
температурного перепада всего перегревателя
Afne, пропорциональной отношению
площадей поверхности нагрева ступени Н„
и всего перегревателя Япе, т. е.
М„ = AtmH„/Hm. (8—13)
Например, ориентировочное значение
температуры пара перед выходной сту-.
пенью находят так:
U\ = tne A^II ст,
где tm — температура пара в выходном
коллекторе парогенератора, °С.
Поверочный расчет ступени
перегревателя рекомендуется выполнять в
следующем порядке:
1) предварительно принимают
неизвестную температуру пара;
2) из уравнений (8—1) — (8—7)
находят общее и конвективное количество
тед.-оты, ".слученное от пара в рассчн-
ТЗхЗЗ-АГОМ УЧ'СТКе;
з ургзнен: я г—12) определяют
зг~2.т-—ю ггзсз зз рассчитываемой
ступенью /пе> по значению которой
находят температуру газов;
4) в соответствии с указаниями гл.
6 вычисляют коэффициент
теплопередачи k и средний температурный
напор At для рассчитываемой
поверхности;
5) по уравнению теплопередачи (6—2)
определяют тепловосприятие
перегревателя в процессе конвективного
теплообмена QT;
6) проверяют правильность
предварительно принятой температуры пара.
Для проверки правильности
предварительно принятой температуры пара
тепловосприятие перегревателя,
найденное по уравнению теплопередачи (6—
2), сравнивают с тепловосприятием,
рассчитанным по формуле (8—6).
Расчет считается законченным, если
сравниваемые значения отличаются
между собой не более чем на 2% для
перегревателя с пароохладителем и не более
чем на 3% для перегревателя без
пароохладителя. Если расхождение тепло-
восприятий, подсчитанных по
уравнению (6—2) и формуле (8—6),. будет
больше, следует принять новое
значение температуры пара и повторить
расчет.
Если при повторном расчете
температура газов за перегревателем
отличается от принятой или полученной при
первом расчете не более чем на 50е С,
то коэффициент теплопередачи k ввиду
его малого изменения пересчитывать не
следует. Температурный напор • при
любом изменении температуры
газов пересчитывать нужно
обязательно.
Если и после второго приближения
расхождение между сравниваемыми
значениями тепловосприятий окажется
больше допустимого, то расчетную
температуру пара, не делая следующего
приближения, находят путем линейной
интерполяции. Если расчетное
значение температуры, определенное путем
интерполяции, отличается от того, по
которому вычислен коэффициент
теплопередачи, более чем на 50° С, то
необходимо по этой температуре
пересчитать как коэффициент теплопередачи,
так и температурный напор.
За расчетное тепловосприятие
перегревателя принимают значение,
вычисленное по формуле (8—6).
По условиям жаропрочности труб из
углеродистой стали, используемых для
изготовления первой ступени
перегревателя, температура пара на выходе
58

из этой ступени не должна превышать
400° С. Если определившаяся из
расчета температура пара будет больше
указанной, то для ее снижения
необходимо уменьшить площадь поверхности
нагрева первой ступени перегревателя,
соответственно увеличив площадь
поверхности нагрева второй ступени
(выходной по пару), изготовляемой из
жаростойкой стали.
8—4. КОНСТРУКТИВНЫЙ РАСЧЕТ
ПЕРЕГРЕВАТЕЛЯ ИЛИ СТУПЕНИ
Конструктивный расчет
перегревателя или ступени выполняют по
параметрам газов на входе в рассчитываемый
участок, известным из расчета
предыдущей поверхности нагрева, и по
заданным или принятым параметрам пара
на границах рассчитываемого участка.
Расчет рекомендуется выполнять в
следующем- порядке:
1) из уравнений (8—1)—(8—7)
находят общее и конвективное количество
теплоты, полученное паром;
2) из уравнения (8—12) определяют
энтальпию газов за рассчитываемой
ступенью /пе и по ее значению
температуру газов Sns;
3) принимают основные
конструктивные характеристики перегревателя
(диаметры труб, шаги между трубами, их
расположение в пучке) и по указаниям
гл. 6 вычисляют коэффициент
теплопередачи k и средний температурный
напор t\t;
4) по уравнению теплопередачи (6—2)
определяют значение площади
поверхности нагрева рассчитываемого участка
и разрабатывают его конструкцию.
В соответствии с предварительным
выбором хвостовых поверхностей,
произведенным в начале расчета
парогенератора (см. § 1—4), составляют их
расчетную схему. Схему разбивают на
расчетные участки (ступени) и обозначают
их. Нумерацию участков производят по
Если при выполнении
конструктивного расчета перегревателя или его
ступени приняты конструктивные
характеристики перегревателя
рассчитываемого парогенератора, то значение
площади поверхности нагрева,
полученное при расчете, сравнивают со
значением площади поверхности нагрева
соответствующего участка имеющегося
перегревателя. При расхождении между
этими значениями не больше 3% можно
соответствующий участок перегревателя
рассчитываемого парогенератора
оставить без изменения. Если же указанное
расхождение будет больше допустимого, "
то в перегреватель вносят необходимые
изменения, по возможности сохраняя
его компоновку и основные
конструктивные элементы (камеры, размеры труб
и их размещение, устройства для
регулирования температуры перегретого
пара и др.). Площадь поверхности
нагрева можно уменьшить за счет
укорочения змеевиков перегревателя,
например, путем вырезки лишних участков :
у всех труб секции. Изменение длины
только части змеевиков вызывает
тепловую и гидродинамическую
неравномерность работы различных змеевиков, что
недопустимо.
Увеличение площади поверхности
нагрева конвективного перегревателя
потребует его капитальной реконструкции,
что трудно осуществить, особенно в
парогенераторах малой - мощности. На- •
дежкым и легко осуществимым способом
повышения температуры перегретого
пара при реконструкции парогенераторов
малой и средней мощности является
установка дополнительного радиацион-.
ного или радиациокноШШййЖ5йв«(^^р^
перегревателя, оггисап'ие--?г,,бШЙ?Г6^Ь~1-
чета которых даны в яр-иложении V.
ходу движения нагреваемого
теплоносителя (вода, воздух). На схеме
указывают все параметры газов, воды и воздуха,
известные до начала расчета хвостозых
поверхностей. Если рассчитываемый
парогенератор имеет хвостовые
поверхности, то по чертежам и технической доку-
Глава 9
РАСЧЕТ ХВОСТОВЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ
9—1. РАСЧЕТНАЯ СХЕМА И ХАРАКТЕР РАСЧЕТА
59

Таблица 9—1. Конструктивные
характеристики стального трубчатого экономайзера
(ступени)
Показатели
нацменованне
Диаметр труб:
наружный
внутренний
Расположение труб
(шахматное,
коридорное)
Количество труб в
горизонтальном ряду
Количество
горизонтальных рядов труб
Шаг труб:
по ширине (поперек
потока газов)
по высоте (вдоль
потока газов)
Относительный шаг
труб:
поперечный
продольный
Площадь
поверхности нагрева
Размеры сечения
газохода поперек
движения газов
Площадь живого
сечения для. прохода
газов
Количество
параллельно включенных
труб (по воде)
Площадь живого
сечения для прохода
воды
I1
|S
d
4,н
—
Ч
Ч
*i
h
hid
hid
H
A
В
F
z0
/
С
|
tu
MM
MM
—
ШТ.
ШТ.
MM
MM
—
—
Ы*
M
M
M*
ШТ.
M*

Ступень
I
II
с
Таблица 9—2. Конструктивные размеры и
характеристики чугунного ребристого
экономайзера (ступени)
Показатели
наименование
Характеристика
одной трубы:
длина
плошадь
поверхности нагрева с
газовой стороны
площадь живого
сечения для
прохода газов
Количество труб в
горизонтальном
ряду
Количество
горизонтальных рядов
труб
и
=
||
L
И'
f
Ч
Ч
I
S
1
ез
=
5
м
м2
и1
шт.
шт.
Примечание
По
чертежу
парогенератора,
техническим

характеристикам
экономайзера
Продолжение табл. 9—2
Показатели
наименование
Площадь
поверхности нагрева с
газовой стороны
Площадь живого
сечения для
прохода газов
То же. для
прохода воды
31
О с
о =
о =
н
F
f
NIC
£
я
=
л
III
~
<
tu
м»
м2
м*
Примечание
Таблица 9—3. Конструктивные
характеристики стального трубчатого (с
вертикальными трубами) воздухоподогревателя
(ступени)
Показатели
наименование


значение
B1IHH
if
•3
Сту-
пень
I
II
Диаметр труб
наружный
внутренний
Длина труб
Расположение
(коридорное
ное)
труб
шахмат-
Количестзо ходов по
воздуху
Количество труб в
ряду поперек движения
воздуха
Количество рядов
труб вдоль движения
воздуха
Шаг труб:
поперечный (поперек
потока воздуха)
продольный (вдоль
потока воздуха)
Относительный шаг:
поперечный
продольный
Количество
параллельно включенных
труб (по газам)
Плошадь живого
сечения для прохода газов
Ширина сечения
воздушного канала
Средняя высота
воздушного канала
Площадь среднего
сечения воздушного
канала
d
dBH
I
п
Ч
Ч
h
h
sjd
sjd
Ч
F*
b
h
f»
MM
MM
M
ШТ.
ШТ.
ШТ.
MM
MM
—
~~■
ШТ.
M*
M
M
Ms
-
60

ментации находят технические
характеристики экономайзеров и
воздухоподогревателей и сводят их в табл. 9—1 -f-
-f- 9—4. Технические характеристики
составляют только для тех участков,
которые соответствуют принятой схеме
хвостовых поверхностей. Для этих
участков применяют поверочный расчет,
в результате которого выясняют их
соответствие заданию на проектирование
и, если необходимо, разрабатывают
мероприятия по их реконструкции.
При компоновке хвостовых
поверхностей «в рассечку» конструктивные
изменения целесообразно вносить только
в одну из ступеней экономайзера и
воздухоподогревателя; другие ступени, в
которые невозможно или сложно
вносить конструктивные изменения
(многоходовые трубчатые и регенеративные
вращающиеся воздухоподогреватели,
большие пакеты стальных
экономайзеров со сложной схемой движения тепло-
Таблица 9—4. Конструктивные размеры и
характеристики чугунного (из ребристых илн
зубчато-ребристых труб) воздухоподогревателя
(ступени)
Показатели
наименование
Тип трубы
Характеристика
одной трубы:
длина
плошадь
поверхности нагрева по
газовой стороне
то же. по
воздушной стороне
Площадь живого
сечения по газовой
стороне
То же, по
воздушной стороне
Эквивалентный
диаметр по
воздушной стороне
Количество труб в
горизонтальном ря-
ду
Количестве
горизонтальных рядов
труб
Площадь
поверхности нагрева по
газовой стороне
То же, по
воздушной стороне
Площадь живого
сечения по
газовой стороне
То же, по
воздушной стороне
аче-
я
О <и
О =
О =
—.
L
. Л
К
"в
Fr
FB
*э
Ч
г.
Иг
#в
Fr
FB
С
Si
rz
?.
ct
=
tlT
M
M-
M*
M-
M-
M
шт.
ШТ.
M-
u5
M-
M1
Примечание
По чертежу

парогенератора и
техническим

характеристикам

хоподогревателя
(табл. IV—
7)
носителей), следует оставить без
изменений.
Если компоновка и конструктивные
размеры и характеристики хвостовых
поверхностей парогенератора условиям
задания на проектирование или
требованиям технической эксплуатации
агрегата не удовлетворяют, а также в том
случае, когда парогенератор
поставляется заводом без хвостовых поверхностей
(как, например, большая часть пароге-
- нераторов малой мощности, D < 20 т/ч),
то производят конструктивный расчет
новых хвостовых поверхностей. В этом
случае подбирают типовую конструкцию
участка или разрабатывают новую.
Размеры и компоновка устанавливаемых
поверхностей должны быть увязаны с
конструктивными характеристиками
парогенератора и существующих хвостовых
поверхностей. Рекомендации по
компоновке и определению конструктивных
размеров и характеристик
экономайзера и воздухоподогревателя даны в
приложении IV.
9—2. ОСНОВНЫЕ УРАВНЕНИЯ
И РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯ
Методика поверочного и
конструктивного расчетов конвективных
поверхностей нагрева в основном общая. Ниже
приводятся уравнения и соотношения,
используемые при поверочном и
конструктивном расчетах хвостовых
поверхностей парогенератора.
Количество теплоты, отданное газами
рассчитываемому участку (ступени)
экономайзера или воздухоподогревателя,
определяют по формуле (6—1). Эта
теплота воспринимается водой в
экономайзере и воздухом в воздухоподогревателе.
Количество теплоты, полученное
воздухом в воздухоподогревателе или его
ступени, кДж/кг (кДж/м3), равно
QBn = (Рвп Ч- 0,5Давп) (/°; - /Гп). (9-1)
где рзп — отношение количества
воздуха на выходе из рассчитываемой
поверхности воздухоподогревателя к
теоретически необходимому;
Дсхвп — присос воздуха к
рассчитываемой поверхности воздухоподогревателя
(см. табл. 2—1);
^вст и Са — энтальпии теоретически
необходимого количества воздуха при
температуре на входе з рассчитываемую
поверхность нагрева и на выходе из нее,
кДж/кг (кДж/м3); определяют по темпе-
61

ратурам воздуха из /О-таблицы (табл. 2—
6) методом линейной интерполяции.
Значение р\п рассчитывают по
формулам: ■'
а) для одноступенчатого и второй
ступени двухступенчатого
воздухоподогревателей
Рвп = сст — Дат — Даплу; (9—2)
б) для первой ступени
двухступенчатого воздухоподогревателя
Реп = ат — Дат — Даплу + Дап вп (9—3)
где ат — коэффициент избытка воздуха
в топке; Дат, Даплу, Даи 8П — присосы
воздуха в топке, пылеприготовительной
установке и второй ступени
воздухоподогревателя, принимаемые по данным
табл. 2—1, 2—2.
Для воздухоподогревателя со
стеклянными трубами значение |3ВП вычисляют
по формуле (9—3) с учетом присосов
воздуха во всех ступенях
воздухоподогревателя, расположенных по газоходу
выше воздухоподогревателя.
Количество теплоты, воспринятое
водой в рассчитываемом участке (ступени)
экономайзера, кДж/кг (кДж/м3), равно
. Q3k = D3K(4- &)/£„, (9—4)
где £>эк — расход воды через
рассчитываемый участок (ступень) экономайзера,
кг/с; г'эк и 1ЭК — удельные энтальпии
воды на входе в рассчитываемый участок
(ступень) экономайзера и на выходе из
него, кДж/кг.
Расход воды через экономайзер
определяют с учетом расхода воды на продувку
парогенератора, т. е.
D3K = D + А,р. (9-5) ■
Расход воды на продувку рассчитывают
по формуле (3—15).
Удельную энтальпию воды на входе
в экономайзер или (при делении на
ступени) на входе в его первую ступень
(кДж/кг) вычисляют по формулам:
а) при отсутствии пароохладителя
'эк == 'п.81
б) при наличии поверхностного
пароохладителя со сбросом охлаждающей
воды в экономайзер
4 = «п-в 4- AinoD/D3K, (9—6)
где Д:п0 — расчетный съем теплоты в
пароохладителе, значение которого
известно из расчета перегревателя (см.
§ 8—2), кДж/кг.
Удельная энтальпия воды на входе
зо вторую ступень экономайзера 4ЭК
равна удельной энтальпии воды на
выходе из его первой ступени ^эк-
Ориентировочное значение удельной
энтальпии воды на выходе из
экономайзера можно определить по формуле
4 = ia + д/по —Ь- (QZ + QK + Qne),
(9-7)
где in — удельная энтальпия
перегретого пара, кДж/кг; Q„ — количество-
лучистой теплоты топки, определяемое
по формуле (5—34), кДж/кг; QK и Qne —
количества теплоты, полученные
конвекцией испарительными пучками,
конвективным и радиационно-конвективным
перегревателями (включая ширмовый),
кДж/кг (кДж/м3); значения их известны
из расчета испарительных пучков и
перегревателя.
Паросодержание пароводяной смеси
на выходе из экономайзера кипящего
типа рассчитывают по формуле
х= 1эк~' • 100, (9—8)
где i3K — удельная энтальпия
пароводяной смеси на выходе из экономайзера,
кДж/кг; V — удельная энтальпия воды
при температуре кипения, кДж/кг; г —
скрытая удельная теплота парообразо-_
вания, к Д ж/кг.
Действительная температура воды на
выходе из экономайзера кипящего типа
4к равна температуре ее кипения при
давлении в барабане парогенератора
9—3. ПОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ
Поверочный расчет хвостовых
поверхностей обычно выполняют по ходу
газов последовательно для всех их
участков и ступеней. Направление и
последовательность могут не соблюдаться,
если выполняется расчет отдельных
ступеней экономайзера и воздухоподогре-"
вателя.
Поверочный расчет отдельного
участка или ступени экономайзера и
воздухоподогревателя выполняют в следующем
порядке:
1) предварительно задаются
температурой ггзсз на том конце
рассчитываемого участка, на котором она неизвестна,
т. е. до участка (О') или после него (■&");
2) по предварительно принятой
температуре газа, используя формулу (6—1),
находят количество теплоты, отданное
газами рассчитываемой поверхности (Qr);

3) из уравнения (9—1) при расчете
воздухоподогревателя или уравнения (9—4)
при расчете экономайзера находят
удельную энтальпию воды или воздуха на том
конце рассчитываемой поверхности, на
котором она неизвестна. Для второй
(по ходу воды) ступени экономайзера
ориентировочное значение удельной
энтальпии воды на выходе из ступени £цэк
можно определить по формуле (9—7);
4) для рассчитываемого участка
определяют коэффициент теплопередачи k и
средний температурный напор Д/;
5) используя уравнение (6—2),
рассчитывают тепловосприятие поверхности
в процессе теплообмена QT.
Если значение тепловосприятия QT
расходится с количеством теплоты,
отданным газами Qr, не более чем на ±2%,
то расчет считается законченным. При
большем расхождении тепловосприятий
необходимо принять новое значение
температуры газов и расчет повторить.
Окончательными будут те значения
температур и энтальпий, которые вошли
в формулу (6—1).
При компоновке хвостовых
поверхностей последовательно расчет их считается
законченным и найденные температуры
окончательными, если температура
уходящих газов отличается от принятой
в начале расчета не более чем на ±10° С,
а температура горячего воздуха — не
более чем на ±40 С. Если же
расхождения будут больше, то задаются новыми
значениями температур уходящих
газов и горячего воздуха и повторяют
расчет парогенератора.
При компоновке хвостовых
поверхностей «в рассечку» их расчет считается
законченным, если полученная
температура уходящих газов отличается от
принятой в начале расчета не более чем на
±10° С и если, одновременно, невязки
между промежуточными значениями
температур воды и воздуха, найденными
из расчета ступеней экономайзера и
воздухоподогревателя, не превышают
±10° С каждая.
Если же полученная температура
уходящих газов отличается от принятой не
более чем на ±10° С, но любая из
невязок между промежуточными значениями
температур воды и воздуха превышает
±10° С, то расчет экономайзера и
воздухоподогревателя необходимо повторить.
Расчет считается законченным, если
после пересчета температура горячего
воздуха будет отличаться от первоначально
принятой не более чем на ±40° С. При
большем расхождении по
определившейся из расчета температуре горячего
воздуха следует повторить расчет
парогенератора.
При отклонении полученной по
расчету температуры уходящих газов от
принятой, большем ±10° С, нужно
повторить расчет всего парогенератора.
Если при повторном расчете расход
топлива изменился не более чем на 2%, то
коэффициенты теплопередачи
конвективных поверхностей нагрева
пересчитывать не требуется; необходимо уточнить
только значения температур,
температурных напоров и тепловосприятий по
всему тракту агрегата.
9—4. КОНСТРУКТИВНЫЙ РАСЧЕТ
В соответствии с § 9—1 составляют
расчетную схему с указанием на ней
параметров газа, воды и воздуха,
известных до расчета хвостовых поверхностей,
и распределяют теплоту между
экономайзером и воздухоподогревателем.
При выполнении конструктивного
расчета необходимо обеспечить заданный
или принятый в начале расчета агрегата
подогрев воздуха. Поэтому при
распределении теплоты между хвостовыми
поверхностями прежде всего выделяют
теплоту для нагрева воздуха.
При последовательной компоновке
одноступенчатых воздухоподогревателя и
экономайзера (рис. .9—1) распределение
теплоты производят в следующем
порядке:
1. Используя уравнение (9—1),
определяют количество теплоты, требуемое
для нагрева воздуха, QBn-
2. Приравнивая тепловосприятие
воздухоподогревателя Q8n к количеству
теплоты, отдаваемому газами Qr, из
уравнения (6—1) находят энтальпию газов.
При этом, если воздухоподогреватель
расположен после экономайзера, то по
принятой в начале расчета температуре
и энтальпии уходящих газов из
уравнения (6—1) находят энтальпию газов до
возд у хо л одогревател я:
/вп = /"ал -г CU<P — Аа8П/прс. . (9—9)
Если же воздухоподогреватель
установлен до экономайзера, то по известной
из расчета предыдущей ступени
энтальпии газов до воздухоподогревателя,
кДж/кг (кДж/м3), определяют энтальпию
газов после него:
/"«. = /ю — <2вп/Ф + Аа8П/прС. (9-10)
По энтальпии газов из /^-таблицы или
по /^-диаграмме находят
соответствующую ей температуру газов.
63

При компоновке хвостовых
поверхностей парогенератора «в рассечку»
экономайзер может иметь две ступени
(рис. 9—2, а) или только одну (рис. 9—
2, б). Выбор того или иного варианта
компоновки хвостовых поверхностей
определяется температурой газов перед
ними и термической стойкостью
материала второй ступени
воздухоподогревателя.
Температура газов перед стальным
воздухоподогревателем должна быть не
выше 510—520° С. Если температура
газов перед хвостовыми поверхностями
будет больше, то для ее понижения перед
второй ступенью воздухоподогревателя
необходимо установить вторую ступень
экономайзера, т. е. использовать
компоновку, показанную на рис. 9—2, а.
Если же температура газов будет
меньше, то вторая ступень экономайзера не
требуется и в этом случае нужно
использовать компоновку, изображенную на
рис. 9—2, б.
По мере нагревания воздуха его
температура приближается к температуре
газов. Для воды имеет место обратная
картина (рис. 9—3). Минимальная
разность температур между греющим и
нагреваемым теплоносителями будет на
«горячем» конце воздухоподогревателя
и «холодном» конце экономайзера.
По технико-экономическим
соображениям [31 40] для парогенераторов
промышленного типа минимальная
разность температур между
теплоносителями должна быть не менее 50е С для
воздухоподогревателя и — 100е С для
экономайзера, а подогрев воздуха в
первой ступени воздухоподогревателя
должен составлять не менее 40% от его
общего подогрева, т. е.
^1вп *х.в > 0,4 (£г.в tx.B).
Следовательно, температуры газов
перед второй ступенью
воздухоподогревателя Фцвп и воздуха после его
первой ступени tlm должны удовлетворять
следующим условиям:
#ивп > f.-j — 50;
*1вл > ^.в — 50;
4n>0,4(frj-fx..).
(9-12)
При компонозке хвостовых п^верхн'4-
стен «в рассечку» тег.г.овос.~ркятие
ступеней воздухоподогревателя сг~е„е."-
ют, используя формулу (9—1), по
температурам холодного и горячего ьозд\ха
и температуре воздуха между ступенями
,
t"
А
\ *****
X
V*
\ л * •'
,

экономайзер
Шбчхопооо
греёатель
С
С
Рис. 9—3. Температурный режим работы
экономайзера и воздухоподогревателя
*'пвп = *1вп, принятой с учетом
условий (9—12). Энтальпии газов на
границах ступеней воздухоподогревателя
определяют так: после первой ступени — по
температуре уходящих газов; перед
второй ступенью — по температуре газов
с учетом условий (9—12); на выходе из
второй ступени и на входе в первую —
с использованием уравнения (6—1) по
тепловосприятию ступеней.
Тепловосприятие ступеней
экономайзера рассчитывают, используя
уравнение (6—1), по энтальпиям газов на
границах ступеней, найденным при расчете
воздухоподогревателя. После
распределения теплоты между участками
хвостовых поверхностей следует проверить
правильность всех предыдущих расчетов
путем определения расчетной невязки
теплового баланса по формуле (9—13).
При конструктивном расчете площади
поверхностей кггрева
воздухоподогревателя, экономайзера или их ступеней
определяют, испо.-ьзуя уравнение (6—2).
Коэффициент теплопередачи k и
средний температурный напор Д£
определяют пэ рекомендациям гл. 6.'
Конструктивные характеристики экономайзера и
зез^'хогодогрезателя, необходимые для
эасчета k, принимают по
конструктивным характеристикам хвостовых поверх-..
ностей рассчитываемого парогенератора,
если они ери разработке проекта
реконструкции агрегата взяты за основу, или
го рекомендациям приложения IV, если
хзостозые поверхности должны быть
кезыми.
5 в—308»
65
\

Газы
| Экономайзер
-—Вода

Воздухоподогреватель
Рис. 9—1. Последовательная
компоновка одноступенчатых
воздухоподогревателя и
экономайзера
Газы
}£ ЦэмномаСиср
19
ябоздухо-
лодсгреБапт
1зконотйзер
— вода
I Ьъздухо-
подогрсбатш
Йбездухо-
nodoipiSomem
Эксноюйзер
О-—Soda
l боздухояодо-
гребшием
Воздух
Рис. 9—2. Возможные варианты компоновки хвостовых
поверхностей парогенератора «в рассечку»
Если в задании на проектирование
агрегата ■ предусматривается
предварительный подогрев воздуха в
воздухоподогревателе со стеклянными трубами,
то количество теплоты между
воздухоподогревателями со стальными и
стеклянными трубами распределяют
пропорционально принятым в начале расчета
температурным перепадам по воздуху.
3. Определяют тепловосприятие и
температурный перепад экономайзера. Для
этого из суммарного тепловоспрдятия и
температурного перепада хвостовых
поверхностей вычитают тепловосприятие и
температурный перепад
воздухоподогревателя.
Если температурный перепад
экономайзера будет меньше 50е С, то
устанавливать экономайзер в агрегате
нецелесообразно. В этом случае следует
перераспределить теплоту между
экономайзером и воздухоподогревателем, причем
■если при данных конструкциях топки
и виде топлива можно увеличить
температуру подогрева воздуха, то всю
теплоту следует использовать для подогрева
воздуха. Если же повышение
температуры воздуха недопустимо, то нужно
уменьшить подогрев воздуха на 30—
40е С, а освободившуюся теплоту
передать в экономайзер.
После перераспределения теплоты
между экономайзером и
воздухоподогревателем, используя уравнения (6—1) и
(9—1), уточняют тепловосприятие воз-
духог:сд~г-еЕзтеля и энтальпию газов
в его гаэохсле, а используя уравнения
~-—1) н :—г). — тепловосприятие эконо-
"йс^г и .2с-~ъъ:3ю энтальпию воды на
его выходе i3K. с помощью которой
определяют требуемый тип экономайзера.
Если разность между удельными
энтальпиями кипящей воды при давлении
в барабане агрегата (iK„n) и боны на выходе
из экономайзера (£эк) будет больше
125 кДж/кг, т. е.
'кип 'эк ^- 1-^Э,
(9-11)
что является условием, исключающим
возможность закипания воды в
экономайзере, то в агрегате можно установить
экономайзер некипящего типа и при
давлении в барабане рб < 2,3 МПа
использовать чугунные трубы. Если же
условие (9—11) не выполняется, то весь
экономайзер или его верхняя часть
должны быть кипящего типа из
стальных труб.
Комбинированный экономайзер
(чугунный ребристый, стальной гладко-
трубный), состоящий из конструктивно
разнотипных участков, рассчитывают
раздельно, по- участкам. При
распределении теплоты между чугунной и
стальной частями такого экономайзера
необходимо исходить из максимально
допустимой удельной энтальпии воды на
выходе из чугунного экономайзера i3K,
определяемой по условию (9—11)..
Зная величину /Эк. находят
действительную температуру воды на
выходе из экономайзера. Для экономайзера,
в котором происходит закипание воды,
по формуле (9—8) рассчитывают паросо-
держание пароводяной смеси на его
выходе, а по формуле (6—40)—условную
температуру воды.
64

9—5. СВОДНАЯ ТАБЛИЦА ТЕПЛОВОГО
РАСЧЕТА ПАРОГЕНЕРАТОРА
И РАСЧЕТНАЯ НЕВЯЗКА
ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА
В результате теплового расчета
парогенератора определяют температуру
уходящих газов, а при наличии
воздухоподогревателя — и температуру
горячего воздуха.
Если расчетная температура
уходящих газов отличается от принятой в
начале расчета не более чем на ±10° С, а
температура горячего воздуха — не
более чем на ±40° С, то расчет
теплообмена в парогенераторе считается
законченным и найденные температуры будут
окончательными.
По расчетной температуре уходящих
газов уточняют потерю теплоты с
уходящими газами $ух, к. п. д.
парогенератора т)пг и. расход топлива Вр. Далее
по расчетному значению температуры
горячего воздуха уточняют полезное
тепловыделение в топке QT [формула
(5—16)J и тепловосприятие лучевоспри-
нимающих поверхностей топки Q],
[формула (5—34)].
После уточнения-балансовых величин
составляют сводную таблицу теплового
расчета парогенератора (табл. 9—5),
куда заносят те значения параметров
газов и тепловосприятий конвективных
поверхностей нагрева, которые вошли
в уравнение (6—1), определяющее
количество теплоты, отданное газами.
По данным сводной таблицы находят
расчетную невязку теплового баланса
парогенератора, кДж/кг (кДж/м3),
Д<2 = QpV — «& + Q, + Qne + Qsk) x
X(l— qJlOO), (9—13)
где Ql, QK, Qne, Q3K — количества
теплоты, воспринимаемые поверхностями
нагрева топки, фестона и испарительных
Графическая часть проекта включает
чертежи продольного, поперечного и
горизонтального разрезов
парогенератора, его отдельных узлов и элементов.
Таблица 9—5. Сводная таблица теплового
расчета парогенератора
Наименование
Тепловой баланс .
Располагаемая
теплота топлива
Температура
уходящих газов
Потеря теплоты с
уходящими газами
К. п. д.
Расход топлива
Топка
Температура
подогрева воздуха
Теплота, вносимая
воздухом
Полезное
тепловыделение
Температура газов
на выходе
Тепловосп р иятие
Энтальпия газов на
выходе
Фестон,
испарительные пучки,
перегреватель,
экономайзер и
воздухоподогреватель г
Температура газов:
на входе
на выходе
Энтальпия газов:
на входе
на выходе
Тепловосп риятие
поверхности нагрева
■Olil.'IIC
Ss
О =
<2р
. Р
Ф,,,,
ух
ь
^пг
В
'г..
Q8
QT
к
т
<Й
/;
а*
А*
/'
/"
Q
Единица
кДж/кг(кДж/м3)
СС
%
%
кг/с (м3/с)
°С
кДж/кг(кДж/м3)
кДж/кг(кДж/м3)
гС
кДж/кг(кДж/м3)
кДж/кг(кДж/|\п
/
СС
сс
'
кДж/кг(кДж/м3)
кДж/кг(кДж/м3)
кДж/кг(кДж/м3)
II
*s
с s
1 Отдельно для каждой поверхности нагрева.
пучков, а также перегревателя и
экономайзера, кДж/кг (кДж/м3).
Значение невязки при правильно
выполненном расчете не должно превышать
0,5% от Qg.
Содержание и объем графической части
уточняет руководитель проекта.
Чертежи выполняются на
стандартных листах форматом А1 (594 X 841 мм).
Глава 10
ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА
10—1. ОБЪЕМ ГРАФИЧЕСКОЙ ЧАСТИ И ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО ЕЕ ВЫПОЛНЕНИЮ
66

В некоторых* случаях для изображения
горизонтального разреза агрегата
допускается применение листа форматом
А2 (594 X 420 мм). Масштаб чертежей
выбирается согласно ГОСТ 2202—68.
В зависимости от габаритных размеров
парогенератора рекомендуется
применять масштабы уменьшения 1 : 20,
1:25, 1 : 40 и 1 :50. Все проекции
должны быть выполнены в одном масштабе.
Другие масштабы допускается
применять только для показа отдельных
узлов или элементов парогенератора.
Если на листе не размещается весь
парогенератор по высоте, можно сделать
разрыв по колоннам фундамента.
На чертежах поперечных и
горизонтальных разрезов и видов можно
показывать половину разреза или вида.
Например, при изображении поперечных
разрезов на одной половине проекции
(до оси симметрии) можно дать разрез
по топке, на другой — вид на топку с
фронта или разрез по хвостовым
поверхностям нагрева; при изображении
горизонтальных разрезов на одной
половине проекции может быть дан вид
сверху, на другой — со стороны основных
элементов парогенератора.
На чертежах должны быть показаны
основные несущие элементы каркаса и
крепление к нему барабана,
коллекторов и труб экранов, перегревателя и
экономайзера. Следует также показать
крепление к каркасу воздухоподогревателя,
а для парогенераторов с накаркасной
обмуровкой — крепление последней к
каркасу.
Если на разрезах парогенератора
несущие конструкции каркаса и крепления
элементов агрегата закрыты кладкой,
то их следует показать четкими, хорошо
видимыми пунктирными линиями. При
этом нужно обратить внимание на
правильность изображения принятой
конструкции несущих детален каркаса и
их размеров во всех проекциях.
Чтобы лестницы и площадки не
затрудняли показ основных элементов и
циркуляционной системы
парогенератора, их на чертежах рекомендуется не
показывать (можно наносить тонкими
сплошными или штриховыми линиями).
Лестницы и площадки .не должны
затемнять чертеж и выделяться из его
общего фона.
На чертежах должны быть указаны
габаритные размеры агрегата и его
основных элементов.
При выполнении чертежей надо
обратить внимание на их соответствие
тепловому расчету. Основное оборудование и
его размеры, последовательность
расположения поверхностен нагрева
парогенератора, способ омывания и взаимное
направление движения сред,
участвующих в теплообмене, должны
соответствовать расчетным.
Выполнять чертежи и разрабатывать
компоновку отдельных участков
парогенератора следует одновременно во всех
заданных проекциях. Наводить линии
.можно лишь после согласования
чертежей с руководителем проекта.
Толщина линий при наводке
выбирается в соответствии с рекомендациями
ЕСКД. Попавшие в разрез балки,
стальные стенки газо-воздухоходов, листы
обшивки показывают более толстыми,
чем контурные, сплошными линиями.
10—2. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ
УЗЛОВ И ЭЛЕМЕНТОВ
ПАРОГЕНЕРАТОРА
Парогенератор является , сложным
инженерным сооружением, отдельные
узлы и элементы которого подвергаются
действию раскаленных газов, жидких
и твердых шлаков, золы и агрессивных
сред.
Тяжелые условия работы
конструкций и деталей парогенератора
предъявляют особые требования' к их
конструктивному выполнению. Ниже даются
рекомендации и указания по
конструктивному выполнению отдельных узлов
и элементов парогенератора.
Экраны топки являются одним из
основных элементов топки современного
парогенератора, имеющего развитую
лучевоспринимающую поверхность. В
парогенераторах промышленного типа
с естественной циркуляцией обычно
применяются настенные экраны из стальных
цельнотянутых, труб. Наружный
диаметр экранных труб в агрегатах паропро-
изводительностью D < 20 т/ч равен
51. 60 или 76 мм. В агрегатах паро-
производительностью D > 20 т/ч
экраны обычно выполняют из труб с
наружным диаметром 60 мм.
Конфигурация экранных труб должна
быть по возможности плавной и не иметь
горизонтальных участков. Минимальный
>гол наклона труб к горизонту не менее-
12—15°. В местах прохода через
обмуровку трубы должны иметь наклон в
сторону коллектора не менее 10°
(относительно горизонтали).
Длинные и с изгибами экранные
трубы, кроме концевых, часто имеют проме-
5*
67

Щ 260
^Щ^1-
>3pl
;ШШ
^jj&^S'.vj?
~>^§£|
1 —|
1— 1 —
-i—Г"1 ~
_;-_;-
ТТУ-^'^-Я^и, 1 -
Рис. 10—1. Промежуточное крепление экранных
труб
X
Ж
Рис. 10—2. Развилка экранной трубы
Вид А
Рис. 10—3. Разводка экранных труб у
амбразуры горелки
жуточные крепления, которые,
фиксируя положение труб в пространстве,
снабжены направляющими
устройствами для обеспечения перемещения труб
при тепловом расширении. На рис. 10—
1 показаны конструкции
промежуточных креплений. В конструкции а
к трубе 1 привариваются стальная
накладка 2 и ребро 3 с продолговатой
щелью, в которую входит крюк 4,
прикрепленный к уголку 5. В
конструкции б к трубе 1 также привариваются
стальная накладка 2 и ребро (крюк) 3
с прорезью, в которую входит уголок 4,
приваренный к каркасу.
В современных парогенераторах с
плотным размещением экранных труб в целях
.уменьшения количества труб,
вводимых в барабан, в верхней части экранов
иногда устанавливают развилки,
объединяющие две трубы в одну (рис. 10—2).
Рис. 10—4. Способы крепления коллекторов экранных труб:
I — подъемная труба; 2 ~- опускная труба; 3 — пружина; 4 — иэоляцкя коллектора; 5
'— ■ • • . тор; 6 — уголок: 7 — балка каркаса
коллек-
68"

^Ж'
/''.■уУ/,Л'\&<
'•Л^'УШ
'/.-у/// '¥&$$$
■////Аг'УлЩ.
/\"ШШ
//Л'/.'У/УА-
у/У/л.<//хы
'шулУхЗ*
^''-'Х//'У)>.....
1 >?,//;¥№$
ш
V/Щ//,
ттш.
*ШУ>
Рис. 10—5. Тяжелая обмуровка с
перевязкой (о) и ярусная (б)
В местах расположения амбразур,
смотровых окон и обдувочных устройств
экранные трубы разводят. На рис. 10—3
изображен пример разводки экранных
труб у амбразуры горелки.
Водопускные трубы, выходящие из
барабана парогенератора, следует
устанавливать по возможности равномерно
по всей его длине и в наиболее низких
участках сечения-барабана. В агрегатах
промышленного типа опускные трубы
обычно выполняются с наружным
диаметром 76,83 или 108 мм. Площадь
сечения опускных труб составляет 20—
30% от площади сечения подъемных труб
данного контура.
Коллекторы экранов изготовляют из
труб с наружным диаметром 219 или 169
мм. На рис. 10—4 показаны подвижное
(а) и неподвижное (б) крепления
коллекторов экранных труб. Неподвижные
опоры применяются только в том
случае, когда конфигурация подъемных и
опускных труб экранов допускает
самокомпенсацию удлинений всех труб.
Свобода перемещения подвижных опор
должна обеспечивать компенсацию
температурных удлинений труб и
коллекторов экранной системы.
Обмуровка. Топочная камера и все
газоходы парогенератора отделяются от
окружающей среды слоем обмуровки,
внутренняя часть которой, называемая
футеровкой, взаимодействует с
топочными газами, золой и шлаками.
В агрегатах промышленного типа
малой и средней мощности применяются
различные виды обмуровки,
конструкция которой зависит -от размеров
агрегата, температуры ее внутренней
поверхности и интенсивности химического
воздействия шлака. Для вертикальных
стен используют следующие виды
обмуровки: тяжелую (или нормальную),
облегченные самонесущую и накаркас-
ную, щитовую и натрубную.
Рис. 10—6.
Крепление футеровки кля-
мерами без
выпусков (а) и с
выпусками (б) огнеупорных
кирпичей:
/ — красный кирпич:
2 — огнеупорный
кирпич: 3 — чугунный
клямер; 4 — крюк
Тяжелая обмуровка (рис. 10—5)
делается двухслойной. Внутренний слой
(футеровку) выполняют из
огнеупорного кирпича /, наружный (облицовку) —
из строительного кирпича 2.
Огнеупорный и строительный кирпичи имеют
размеры 250 X 125 X 65 мм.
В топке и в районе перегревателя
толщина обмуровки составляет 510—640 мм,
ее внутренний слой — 125 мм. В районе
экономайзера обмуровку выполняют из
обычного красного кирпича толщиной
380 мм.
Тяжелая обмуровка является самоне-
сущей и опирается непосредственно на
фундамент установки.- При высоте
стены не более 4—6 м обе части обмуровки
перевязывают между собой рядами
отдельных огнеупорных кирпичей,
выступающих из футеровки (рис. 10—5, а).
Перевязку делают через 5—7 рядов
кирпича. При большей высоте стены
кладку разделяют на отдельные ярусы
высотой по 1000—1500 мм.
Футеровка каждого яруса опирается
на сплошные по всей толщине
обмуровки пояса 4, выполненные из
огнеупорного кирпича (рис. 10—5, б).
В верхней части каждого яруса между
футеровкой и поясом делают
температурные швы 3 с зазором 4—5 мм,
заполненным асбестовым шнуром.
При высоте яруса более 1300—1500 мм
футеровку к облицовке крепят
чугунными клямерами (рис. 10—6),
допускающими свободное перемещение
футеровки при ее температурном расширении.
Для компенсации температурных
расширений по длине стены в углах топки
(в местах ст-ьшов стен) располагают
69
Ь,
r$t

fdL j , l~"
Рис.- 10—7. Сопряжение обмуровки с
проходящими через нее экранными трубами
вертикальные температурные швы, в
которых для уплотнения прокладывают
асбестовый шнур. В местах прохода
экранных труб через вертикальные стены
участок стены над трубами J опирается
на отрезки швеллеров 2 или литые
чугунные опоры .5, между которыми
проходят экранные трубы 4 (рис. 10—7).
В образованных вертикальных щелях
трубы могут свободно перемещаться. Для
уплотнения на трубы подвешивают
фартук 5 из огнеупорной массы, а для
уменьшения присосов снаружи
устанавливают металлический лист 6.
Пространство между фартуком и листом заполняют
изоляционным материалом 7.
Единичные трубы в местах прохода через
обмуровку обертывают асбестовым шнуром.
Облегченная обмуровка имеет три слоя.
Непосредственно за трубами экранов
располагается слой футеровки из
огнеупорного легковесного шамотного
кирпича толщиной 65 мм. Второй слой
состоит из перлитовых или вулканитовых
плит, третий — из совелитовых плит
или кирпичей. Между слоями затирают
уплотнительную обмазку. Снаружи
обмуровку покрывают сеткой, на которую
наносят слой газоуплотнительной
обмазки.
На рис. 10—8 показана облегченная
накаркасная обмуровка вертикальной
стены экранированной топки
парогенератора средней мощности. Обмуровка
состоит из футеровки 9 толщиной 125 мм,
выполненной из огнеупорного кирпича,
и слоя тепловой изоляции 5. Газовая
плотность обмуровки обеспечивается
обшивкой 6 из листовой стали толщиной
2—3 мм. Общая толщина на каркасной
обмуровки равна 250—300 мм.
Вертикальные стены по высоте
разбивают на ряд поясов, опирающихся на
колонны каркаса / с помощью
кронштейнов 2. Между поясами оставляется
температурный шов 7, заполняемый
асбестовым шнуром. Для удержания
футеровки от выпучивания через каждые
800—900 мм по высоте делается
дополнительное крепление крючьями 3. Один
конец крючьев присоединяется к
фасонным шамотным кирпичам 8, другой
свободно охватывает горизонтальные
трубы 4, закрепленные на каркасе.
Такая конструкция крепления не
препятствует температурному расширению
футеровки.
Крепление футеровки .чугунными
крючьями к трубам каркаса показано
на рис. 10—9.
В современных парогенераторах
применяется облегченная накаркасная
обмуровка, в которой кирпичная кладка
заменена монолитным бетоном. В этом
случае футеровка выполняется из ша-
мотобетона толщиной 50—60 мм,
тепловая изоляция — из диатомитобетона
толщиной 65 мм и минераловатных матриц
70

Рис. 10—11. Натрубная обмуровка
толщиной 100 мм. Уплотняется
обмуровка магнезиальной обмазкой.
К каркасу агрегата обмуровка
крепятся кронштейнами из профильного
железа и армированной сеткой. Для
компенсации температурных
расширений в футеровочном слое делаются
температурные швы: горизонтальные'
(через каждые 1,2—1,5 м) и вертикальные
(на стыках блоков и по углам топочной
камеры). Температурные швы
уплотняются асбестовым шнуром.
Разновидностью накаркасной
обмуровки является щитовая обмуровка
(рис. 10—10), выполняемая в виде
отдельных прямоугольных щитов
размером около 1,1 х 1,5 м, которые
собираются на металлической раме / из
уголкового железа и крепятся на каркасе
парогенератора. Щиты имеют вид
многослойных плит. Внутренний слой
выполняется из огнеупорного шамото-
бетона 2 и легковесного диатомитобе-
тона 3, набиваемых на металлическую
сетку — арматуру 4, наружный — из
теплоизоляционных материалов (верми-
кулитовых плит 5 и слоя шлаковаты 6);
отдельные слои обмуровки армированы
проволочной сеткой 7, прикрепленной к
раме. Стыки между щитами
уплотняются специальным огнеупорным
шамотным кирпичом.
Щиты могут изготовляться как на
специализированных заводах
железобетонных конструкций, так и
непосредственно на монтажной площадке.
Иатрубная обмуровка (рис. 10—11)
применяется для ограждения экрани-
Рис. 10—13. Потолочное перекрытие из
набивного огнеупорного бетона
рованных стен камерных топок
современных парогенераторов. Она крепится
непосредственно к экранам и состоит из
слоя огнеупорной хромитовой массы 2
толщиной 40 мм, слоя 2 легковесного
теплоизоляционного бетона толщиной 40—
50 мм, слоя 3 теплоизоляционных плит,
на которые наносится слой
уплотняющей штукатурки 4 с газонепроницаемой
обмазкой 5.
Огнеупорная хромитная масса
закрепляется на трубах'благодаря ее
схватыванию с поверхностью труб. Легковесный
теплоизоляционный бетон и
теплоизоляционные плиты удерживаются на
трубах металлическими сетками 6, которые
прикрепляются к экрану с помощью
штырей 7, приваренных к трубам.
Потолочные перекрытия современных
парогенераторов выполняются
подвесными или натрубными. На рис. 10—12
показаны примеры подвесных
горизонтальных потолочных перекрытий. В
вариантах а и б потолочное перекрытие
выполнено из фасонных кирпичей,
подвешенных к балкам каркаса. В варианте
в представлено комбинированное
перекрытие: своды из набивного
огнеупорного бетона опираются в нем на ряды
фасонных кирпичей, подвешенных к
каркасу. Различают индивидуальную
подвеску, когда к каркасу
подвешивается каждый кирпич в отдельности, и
групповую, когда кирпичи
подвешиваются рядами на промежуточке
чугунные профильные балки.
71

Рис. 10—16. Натрубное потолочное
перекрытие
кирпичей 5 и 5. Кирпичи 5 надеваются
на чугунные балочки специального
профиля 2, которые на тягах 3
подвешиваются к каркасу 1. Кирпичи 6
закладываются в фасонные проемы между
кирпичами 5. На огнеупорные кирпичи
укладываются теплоизоляционные диа-
томитовые плиты или кирпичи 4.
Подвесное потолочное перекрытие в
области перегревателя и поворотной
камеры парогенератора средней мощности
показано на рис. 10—15.
Натрубное потолочное перекрытие
(рис. 10—16) выполняется из слоя
огнеупорных фасонных кирпичей,
укладываемых на трубы потолочного экрана.
На огнеупорный слой кладется слой
тепловой изоляции, сверху которого
наносится уплотнительная обмазка или
штукатурка.
В топках, особенно слоевых, часто
возникает необходимость произвести
сопряжение вертикальной стены с
горизонтальным перекрытием.
Конструктивно этот узел должен быть увязан со
сводом и стеной. На рис. 10—17 показан
пример такого сопряжения.
Переход от горизонтального
подвесного свода 1 к вертикальной стене 8
выполнен из клиновых фасонных кирпичей 2,
подвешенных на крюках 3 к чугунным
фасонным балочкам 4. Последние на
тягах крепятся к каркасу. Фартук 5,
закрывающий металлические конструкции
каркаса и подвесного свода от топочных
газов, опирается на полки балочек 4 и
Рис. 10—15. Подвесное потолочное перекрытие в области перегревателя:
1. ? — фэсииные кирпичи; 3 — каркас; 4 — поперечные балки; 5 — тяги; 6 — крепление тяг; 7 — уп-
лотннтельпые клрсмчн; 8 — тепловая изоляция; 9 — температурный шов; 10 — трубы перегревателя;
11 — подвеска перегревателя
72
В современных парогенераторах
средней и большой мощности применяются
потолочные перекрытия из набивного
огнеупорного бетона (рис. 10—13).
Огнеупорный бетон / по опалубке
набивается на арматуру из проволоки 5,
которая подвесами 3 крепится к
горизонтальным балкам каркаса.
Тепловая изоляция выполняется из диатоми-
товых плит или кирпичей 2, поверх
которых делается уплотнительная обмазка 4.
На рис. 10—14 показана конструкция
наклонного подвесного потолочного
перекрытия, выполняемого из фасонных

клямерами 6 крепится к каркасу.
Вертикальная стена над перекрытием 8
опирается на горизонтальные балки 7
каркаса парогенератора.
Горелки камерных топок. В
приложении Шприведены схемы и технические
характеристики основных типов
горелок, используемых в промышленных
парогенераторах.
Горелки устанавливают в один или
два ряда на фронтовой или боковых
стенах топки и крепят к металлическим
конструкциям каркаса или обшивки
топки. На рис. 10—18 показан пример
размещения круглой вихревой горелки
на стене топки.
Опорная плита горелки / крепится к
обвязочным балкам 2 из уголкового или
швеллерного проката. Последние
приварены к каркасу топки 3. Амбразуры
горелок на всю толщину стены
выполняются из огнеупорного клинового
кирпича или набиваются огнеупорным
бетоном. В вертикальной стене над
горелками делается разгрузочный свод 4,
который позволяет выполнять ремонт
амбразур горелок, не разрушая всей
стены. Между разгрузочным сводом и
футеровкой амбразур горелок имеется
температурный зазор 5, заполняемый
асбестовым шнуром.
Под газомазутных топок. В
парогенераторах малой мощности (ДКВр, КРШ,
ВВД) под газомазутных топок
экранными трубами не закрывают (рис. 10—
19). Верхнюю часть пода, обращенную
внутрь топки, выполняют из шамотного
огнеупорного кирпича / толщиной 250—
375 мм. Шамотный кирпич
укладывают двумя слоями: верхний (толщиной
125 мм) — насухо, без' раствора с
тщательным подбором кирпича; нижний
(толщиной 125—250 мм) — на растворе.
По контуру пода топки делают
температурный шов 4, заполняемый
асбестовым шнуром для уплотнения. Нижнюю
часть пода выполняют из слоя
теплоизоляционных диатомитовых кирпичей 2,
укладываемых на кладку из
строительного кирпича 3. Толщина теплоизоля-_
ционного слоя равна 375—450 мм.
Нижняя часть и шлаковая шахта
камерных топок для твердого топлива.
Конструктивное выполнение ьижней
части камеры для сжигания твердого
топлива зависит от способа удаления
шлака.
В топках с твердым шлакоудалением
нижнюю часть выполняют в виде
холодной воронки. Обмуровка холодной
воронки может быть натрубной и
Рис. 10—17. Сопряжение вертикальной стены
с горизонтальным перекрытием топки
Рис. 10—18. Размещение
горелки на стене топки
I'
£~я
Г
Рис. 10—19. Под газомазутных топок_
73

Рис. 10—20. Накаркасная обмуровка
холодной воронки
J Рис. 10—21. Шлаковая шахта камерной
/«"-. топки с твердым шлакоудалением
f*HC. 10—22. Шлакосмывная шахта топки с
жидким шлакоудалением
накаркасной. Натрубная обмуровка
производится аналогично обмуровке,
изображенной на рис. 10—11.
Накаркасная обмуровка холодной
воронки выкладывается внутри
металлического короба 4, прикрепленного к
каркасу (рис. 10—20). Обмуровка состоит
из слоя огнеупорного кирпича 3
толщиной 130—180 мм и слоя
теплоизоляционных материалов 2 (диатомитовый
кирпич, совелитовые плиты). Чтобы
обмуровка не сползала, к обшивке
приваривают упоры из полосового или
уголкового железа 1.
Между обмуровкой холодной воронки
и вертикальными стенами делается
температурный шов 5, заполняемый
асбестовым шнуром. В топках с жидким
шлакоудалением под и нижнюю часть топки
выполняют горячими. Для этого экранные
трубы пода и нижней части топки
закрывают огнеупорной пластической хроми-
товой массой (ПХМ), которую наносят
на шнпы, приваренные к трубам.
Для сбора и'."гка и его удаления из
—пни применяю* и.~аковые шахты со
*_Л2Коашвньшн >стройствами. На
(7г$\
Т
I
а\
l"*L
А-А
И
J?
-фЕЗЗ- <£ЗЭ-
з-в
Рис. 10—23. Одинарные (а) и сдвоенные (б)
змеевики
рис. 10—21 показана шахта камерной
топки с твердым шлакоудалением.
Охлаждение шлака, выпавшего из топки,
производится водой через оросительные сопла
/. Периодически по наклонным лоткам
2 шлак смывается в каналы
гидрозолоудаления. Смыв шлака производится
струями воды, подаваемыми через
качающееся сопло 3 и неподвижное сопло 4.
В топках с жидким шлакоудалением
применяются шлакосмывные шахты
(рис. 10—22), заполненные водой для
охлаждения и гранулирования шлака.
Постоянный уровень воды в шахте
поддерживается переливной трубкой 5. Для
смыва шлака с помощью гидропривода 4
открывают затвор 2, и ванна
опорожняется. Шлак, оставшийся на лотке 1,
смывается струями воды из качающегося
сопла 3 и неподвижного сопла 6.
Перегреватели изготовляются в виде
змеевиков из стальных цельнотянутых
труб с наружным диаметром d = 32, 38
и 42 мм. Радиус изгиба змеевиков не
менее 2 d. Змеевики перегревателей
делают одинарными и сдвоенными (рис.
10—23). Последние позволяют
разместить большую поверхность нагрева
перегревателя в том же объеме газохода.
Перегреватели выполняют с
вертикальным и горизонтальным располо-
74

фиксации расстояния между змеевиками
служат дистанционные гребенки 4, в
пазы которых заходят нижние изгибы
змеевиков; горизонтальные фигурные
пластины 1, устанавливаемые в верхней
и нижней частях змеевиков,
предназначены для фиксации их положения в
направлении движения газов.
Змеевики горизонтальных
перегревателей обычно закрепляют на подвесных
трубах, охлаждаемых паром. На рис.
10—25 изображены общий вид и детали
крепления змеевиков горизонтального
перегревателя парогенератора К-35-40.
Трубы горизонтальных змеевиков
опираются на скобы 3 (узел I), приваренные
к подвесным трубам, проложенным
между змеевиками. По длине каждого
змеевика установлено три опоры: две
концевые и одна промежуточная.
Подвесные трубы на тягах 1 и подвесках 2
прикреплены к каркасу парогенератора.
В средней части перегревателя
установлена вертикальная перегородка (узел
II), служащая для направления потока
газов поперек пучка труб
•перегревателя. Перегородки состоят из набора
стальных вертикальных пластин 4, через
пазы которых проходят трубы
перегревателя. Полосами 5 пластины соединяются
в пакеты. Перегородка висит на трубах.
Ее положение фиксируется косынками
6, приваренными к трубам. Нижний
конец перегородки свободно опирается на
кладку газохода перегревателя.
Экономайзеры. В промышленных
парогенераторах применяются стальные
Рис. 10—25. Обшнй вид (а) и детали крепления (б, в) змеевиков
горизонтального перегревателя
Рис. 10—24. Общий вид и детали крепления
змеевиков вертикального перегревателя
жениями змеевиков. Концы змеевиков
приваривают к коллекторам.
Коллекторы обычно выполняют круглыми с
наружным диаметром 180, 216 и 250 мм.
В некоторых парогенераторах входные
концы змеевиков перегревателя
присоединены непосредственно к барабану.
Способ крепления змеевиков зависит
от конструкции перегревателя.
Вертикальные змеевики на тягах
подвешивают к потолочным балкам каркаса
(рис. 10—24). Верхние изгибы змеевиков
охватывают хомутами 3; последние шар-
нирно прикреплены к тягам 2. Для

Вход,
гозоо
о
...о
о-'о
«•у//»хда
^ 1 Й55^Й??5%
I
-'.О.'Р'.'
12JL
ЙЛ^<о^Л%
Ш
i£---o-..^.
,у^>УУА. УА«УуХЛ •"- 3
52*
гладкотрубные экономайзеры
кипящего типа и чугунные ребристые
экономайзеры некипящего типа. Последние
устанавливаются только в парогенера-
?"pax с давлением в барабане рб <
< 2,3 МПа. В нашей стране выпуска-
ю~ся дза типа чугунных ребристых
з ^сгг^угйзеров — экономайзеры ВТИ и
ИККБ. отличающиеся размерами
ребристых тр\ б.
Чугунные эебрнстые экономайзеры
:-: паевыми ямоугольными фланцами,
образующими металлическую стенку,
спн^а: 7ся на тсэнзонтальные балки,
связанные с к .-сннаыи каркаса (рис.
10—£-). С7еыкн ез прямоугольных
Рис. 10—26. Чугунный ребрнстын
экономайзер ВТИ:
J — ребристая труба; 2 — прямоугольные фланцы
трубы: 3 — соединительные калачи; 4 —
соединительные трубы между секциями; 5 — съемные щиты;
6 — выдвижное обмывочное устройство; 7 —
обмуровка боковых стенок
фланцев ограничивают газоход с двух
сторон. Для уплотнения газохода
между прямоугольными фланцами в
специальные пазы закладывают
асбестовый шнур, и наружная поверхность
стенки вместе с соединительными
калачами торкретируется
теплоизоляционной массой.
Для обеспечения эффективной
очистки количество горизонтальных рядов
ребристых труб принимается не более
8—10. При большем количестве
горизонтальных рядов экономайзер
разделяют на отдельные группы по 6—8
рядов, между которыми оставляют
разрывы для размещения устройств
обмывки или обдувки и смотровых окон.
76

A-A
SO SO 100
Рис. 10—27. Крепление змеевиков стального
гладкотрубного экономайзера
Для промышленных парогенераторов
ДКВр ЦКТИ разработаны типовые
чугунные ребристые экономайзеры;
типоразмеры их даны в приложении IV.
Стальные экономайзеры
изготовляются из стальных цельнотянутых труб с
наружным диаметром 28, 30, 32 и 38 мм.
Змеевики, как правило, выполняются
одинарными. Верхние и нижние концы
змеевиков приваривают к
цилиндрическим коллекторам с наружным диаметром
180, 216 или 250 мм.
Змеевики стальных гладкотрубных
экономайзеров (рис. 10—27) крепят к
балкам каркаса с помощью специальных
опорных стоек 1 или подвесов 3.
Опорные стойки выполняют из уголков с
вырезами, в которые укладывают трубы,
или из сдвоенных штампованных полос
с выемками для труб. Опорные стойки
опираются на полые стальные балки 2.
Подвесы 3 выполняют из листового
железа и прикрепляют к балкам 2 снизу.
Охлаждение балок производится
воздухом, движение которого происходит за
счет естественной циркуляции.
Воздухоподогреватели. В
промышленных парогенераторах применяются
трубчатые рекуперативные и вращающиеся
регенеративные воздухоподогреватели
типа Юнгстрем. Стальные трубчатые
воздухоподогреватели обычно
выполняются из вертикальных труб наружным
диаметром 33, 38, 42, 46 и 51 мм.
Трубчатые воздухоподогреватели
(рис. 10—28) нижней опорной
плоскостью 7 обычно опираются на рамную
конструкцию, связанную с колоннами"
Узел б
Рис. 10—28. Стальной трубчатый
воздухоподогреватель
каркаса. Для свободного расширения
труб и корпуса воздухоподогревателя
предусматривается подвижное
крепление его верхней части. Достигается это
установкой двух компенсаторов:
компенсатора 3 для компенсации удлинений
трубной системы., относительно корпуса
воздухоподогревателя и компенсатора
2 для компенсации удлинений корпуса
и обшивки кубов воздухоподогревателя
относительно каркаса парогенератора.
Фартук 4 защищает компенсаторы от
эолового заноса.
Каркас парогенератора
представляет собой пространственную рамную
металлическую конструкцию. Он
воспринимает нагрузку от всех элементов
агрегата и передает ее на фундамент.
Каркас (рис. 10—29) состоит из
несущих колонн 1, опорных балок 2 и
вспомогательных стоек и ригелий,
служащих для связи элементов каркаса и
обвязки кладки. В парогенераторах малой
и средней мощности колонны каркаса
и основные несущие балки обычно
выполняют составными из двутавров или
швеллеров с номерами профиля от 14
до 24 и выше. Нижние концы несущих
колонн имеют опорные башмаки 3,
состоящие из опорной плиты, уголков,
швеллеров и косынок. Опорные башмаки
колонн анкерными болтами крепятся
к фундаменту.
Все несущие элементы каркаса
(колонны, балки) обычно размещают снаружи
обмуровки в целях предохранения их
77

Окно Г
ОлязалаШ
бетона
Рнс. 10—29. Каркас парогенератора
от нагревания и появления
дополнительных напряжений от термических
расширений.
Некоторые парогенераторы малой
мощности, например ДКВр с низкой
компоновкой, не имеют несущего
каркаса: масса парогенератора передается
непосредственно на опорную раму.
Каркас этих парогенераторов, называемый
обвязочным, служит для
дополнительного крепления и обвязки обмуровки.
Применяется два способа крепления
барабана к каркасу парогенератора:
на опорах и на шарнирных тягах. При
первом способе барабан своими
концами устанавливается на опоры,
закрепленные на несущих балках каркаса.
Для обеспечения свободного
температурного расширения барабана при его
нагревании одна опора делается
подвижной. Подушка 1 подвижной опоры
(рис. 10—30) опирается на ролики 2.
Барабан, подвешенный на шарнирных
тягах (рис. 10—31), также имеет
возможность свободного расширения.
Сепарационные устройства служат
для отделения капелек влаги от пара.
В современных парогенераторах
применяются объемные, пленочные, массооб-
менные (паропромывочные) и
инерционные сепараторы.
В объемном сепараторе оседание
частиц влаги происходит в паровом объеме
барабана под действием
гравитационных сил (сил тяжести). На рис. 10—32
изображен объемный (осадительный)
сепаратор. Пароводяная смесь из
циркуляционных контуров парогенератора
подается через трубы 1 под
погруженный дырчатый щит 2 с отверстиями.диа-.
-Pi
ме:
рас
ше:
не.
пер
вят
г5р
5—
Г
обе
ние
мин
Эти
ДЛЯ
К
жа/.
ДК
2,н
пла
чен>
78

Рис. 10—30. Подвижная опора барабана
Рис. 10—32. Объемный сепаратор
метром 5—10 мм. Его располагают на
расстоянии 50—100 мм и ниже
наинизшего допустимого уровня воды в
барабане. В паровом пространстве барабана
перед пароотводящими трубами 4
ставят паросборный дырчатый щит 3 в виде
горизонтальных листов с отверстиями
5—10 мм.
Погруженный и паросборный щиты
обеспечивают равномерное
распределение пара по всему паровому объему с
минимально возможными скоростями.
Этим создаются оптимальные условия
для выделения капелек влаги из пара.
На рис. 10—33 изображен пленочный
жалюзийный сепаратор парогенератора
ДКВр. Он состоит из типовых пакетов
2, набранных из волнистых жалюзийных
пластин толщиной 2—2,5 мм. Для
обеспечения равномерной паровой нагрузки
Рис. 10—33. Пленочный жалюзийный сепаратор
пара
жалюзийных пакетов над ними
устанавливается пароприемный дырчатый щит /.
При прохождении влажного пара
через жалюзийные пакеты капельки влаги
прилипают к пластинам, образуя на них
пленку; благодаря поворотам пара в
каналах жалюзийной решетки возникает
центробежное ускорение, которое
способствует интенсивному выделению вла-
• ги из пара. Влага с пластин струйками
стекает вниз, навстречу паровому потоку.
В массообменном (паропромызсчном)
сепараторе пар барботирует через слой
питательной воды. В результате
происходящего массообмена имеющиеся в
паре капельки влаги замещаются
частицами более чистой питательной воды. Со-
лесодержание пара снижается даже-в
случае некоторого повышения злаж-
ности.
Сепаратор с промывкой пара в объеме
барабана показан на рис. 10—34.
Пароводяная смесь из всех циркуляционных
контуров собирается в отсек под
корытцами 2, на которые по трубе / подается
питательная вода. На корытцах
поддерживается постоянный урозень зоды,
79

Рис. 10—35. Сепаратор с внутрнбарабанными
циклонами:
/ — барабан; 2 — пароитводящие трубы; 3 — паро-
приемный дырчатый щит; 4 — испарительные трубы;
5 — глухой щит; 6 — патрубок для
тангенциального подвода пароводяной смесн: 1 — циклоны: 5 —
выход пара; 9 — выход отсепарнрованиой воды; 10 —
опускные трубы
которая переливается через верхнюю
закраину глухого щита 3.
Инерционная сепарация
осуществляется созданием резких поворотов потока
пароводяной смеси. В результате этого
капельки влаги как более инертные
выпадают из потока. Наиболее
эффективным способом такой сепарации является
циклонный. На рис. 10—35 показана
сепарация с внутрнбарабанными
циклонами.Внутрибарабанный циклон (рис. 10—
36) представляет собой цилиндрический
вертикальный корпус / диаметром 300—
400 мм, в который тангенциально (через
патрубок 2) вводится пароводяная смесь.
В циклоне поток закручивается и под
действием центробежного эффекта ка-
Рис. 10—37. Сепарацнонное устройство парогенератора ТП-35У
Рис. 10—36.
Внутрибарабанный
циклон
пельки влаги выпадают из потока и
прилипают к стенкам. Вода со стенок
стекает вниз, а пар поступает в паровой
объем барабана. Во избежание прорыва
пара в водяной объем барабана в
нижней части циклона устанавливается
донышко 3 с кольцевым отверстием для
выхода воды. Направляющие лопасти 4,
1=±
80

установленные в кольцевом отверстии,
служат для гашения вращательного-
движения воды. Вода спокойно, не
закручиваясь, выходит в водяной объем
барабана. Кольцо 5 служит для захвата
влаги, отеепарнрованной на стенах циклона
и поднимающейся вверх вместе с
паровым потоком.
На рис. 10—37 показано сепарацион-
ное устройство парогенератора ТП-35У
со ступенчатым испарением. В чистом
отсеке в барботажных корытцах 2
осуществляется промывка пара питательной
водой, поступающей на корытца через
распределительные желоба 3. В соленых,
отсеках осуществляется инерционная
сепарация при резком изменении
направления движения пара в каналах,
образованных щитами 6.
Из соленых отсеков через отверстия в
верхней части перегородок между
отсеками пар поступает в чистый отсек,
где подвергается дополнительной
очистке при барботажной промывке. Вода из
чистого отсека в соленые подается через
патрубки 4, установленные в перегород-
.ках /. Верхняя продувка производится
из соленых отсеков через патрубки 5.
Глава 11
СТОИМОСТЬ ПАРОГЕНЕРАТОРА
Общая стоимость парогенератора со--
стоит из стоимости: основного
оборудования (Сосн). дополнительного
оборудования (СДоп) и монтажностроительных
работ (СМС).Т- е.
^пг = (->оси "т" Сдоп "г* Цмс- ( L * * )
Стоимость основного оборудования.
Основное оборудование парогенератора
включает топку, испарительные
поверхности (экраны, испарительные пучки),
перегреватель, экономайзер,
воздухоподогреватель, арматуру, гарнитуру,
лестницы и площадки.
Белгородский энергетического
машиностроения и Барнаульский котельный
заводы выпускают парогенераторы сП-образ-
нои компоновкой для камерного
сжигания топлив. В объем поставки
входит все основное оборудование и,
следовательно, Схи = Цпг. где Цпг —
основная цена парогенератора (табл. 11—1).
Парогенераторы ДКВр,
выпускаемые Бийским котельным заводом,
поставляются без'слоевых топок, горелок и
форсунок, без экономайзеров и
воздухоподогревателей. Все эти элементы
поставляются отдельно по специальному
заказу и не входят в отпускные цены
парогенераторов, указанные в табл.
11—2.
Цены на агрегаты ДКВр паропроиз-
водительностью D = 2,5; 4; 6,5 и 10 т/ч
(кроме парогенераторов пронзводитель-
Таблипа 11—1. Отпускные цены парогенераторов Белгородского энергетического
машиностроения и Барнаульского котельного заводов
Марка парогенератора
Б-25-24ГМ
Б-35-40
К-35-40
Т-35-40
БГМ-35М
К-50-14/250
Т-50-14/250
Б-50-14
ГМ-50-14
К-50-40
БП-50-39Б
БМ-35 РФ
Е-50-40 ДКМ
ГМ-50-40
БКЗ-75-39ФБ
БКЗ-75-39 ГМ
БКЗ-75-39ГМА
Вид топлива
Газ
Бурый уголь
Каменный уголь
Фрезерный торф
Мазут
Каменный уголь
Фрезерный торф
Бурый уголь
Природный газ, мазут
Каменный уголь
АШ и тощие угли
Мазут
Доменный н коксовый газы, мазут
Природный газ н мазут
Каменный и бурый угли, торф
Природный газ, мазут
То же
Вид поставки
Блоками
То же
»
»
Отдельными элементами
и узлами
Блоками
То же
>
>
>
»
Отдельными элементами
и узлами
То же
Блоками
То же
Отдельными элементами
н узлами
То же
Цена. тыс. руб.
40.6
81,0
82.0
75,1
53.5
84.5
84.5
83.4
70.7
94,6
89.7
63,8
92,9
73,0
130,0
106,0
106,0
6 в— 308?
81

ностью D = 10 т/ч на давление пара
р = 4 МПа) установлены с учетом
поставки отдельными элементами и
узлами. При поставке парогенераторов
блоками устанавливается доплата в
размерах, указанных в табл. 11—3.
Цены на агрегаты ДКВр паропроизво-
дительностью D=10 т/ч с давлением пара
р = 4 МПа установлены с учетом
поставки блоками, а на агрегаты паропро-
изводительностью D = 20 т/ч — с
учетом поставки блоками в облегченной
обмуровке и обшивке.
Отпускные цены решеток слоевых и
факельно-слоевых топок, горелок и
форсунок приведены в табл.41—4 -=- 11—6,
а экономайзеров и
воздухоподогревателей для парогенераторов типа ДКВр
в табл. 11—7, 11—8 [221.
Следовательно, общая стоимость
основного оборудования парогенераторов
типа ДКВр без комплектной поставки
Таблица 11—2. Отпускные цены парогенераторов Еийского котельного завода
Марка парогенератора
Вид топлива
Способ сжигания топлива
11ена. тыс руб.
ДКВр-2,5-13
ДКВр-4-13
ДКВр-4-13-225
ДКВр-6.5-13
ДКВр-6,5-13-225
ДКВр-6,-5-23
ДКВр-10-13
ДКВр-10-13-225
ДКВр-10-23
ДКВр-10-23-250
ДКВр-10-39-440
ДКВр-20-13
ДКВр-20-13-250
ДКВр-20-23
ДКВр-20-23-250
ДКВр-20-23-370
КЕ-2,5-14
КЕ-4-14
КЕ-6.5-14
КЕ-10-14
КЕ-25-14
К Е-25-14-225
КЕ-25-24
КЕ-25-24-250
Каменный млн бурый
уголь
Фрезерный торф
Природный газ и мазут
Каменный и бурый угли
Фрезерный торф
Природный газ и мазут
Каменный и бурый угли
Природный газ и мазут
Каменный и бурый угли
Фрезерный торф
Природный газ и мазут
Каменный и бурый угли
Природный газ и мазут
Природный газ
Каменный и бурый угли
Антрацит марок АС и AM
Фрезерный торф
Природный газ н мазут
Каменный и бурый угли
Антрацит марок АС и AM
Фрезерный торф
Природный газ и мазут
То же
Каменный и бурый угли
Природный газ и мазут
Каменный и бурый угли
Природный газ и мазут
Каменный и бурый угли
Природный газ и мазут
Каменный и бурый угли
Природный газ и мазут
Каменный и бурый угли
Природный газ и мазут
Каменный и бурый угли
Природный газ и мазут
Каменный и бурый угли
Природный газ и мазут
Каменный и бурый угли
То же
» >
> >
» >
» >
» >
» »
Слоевой. в топке ПМЗ — РПК
2.8
Камерный, в топке Шершнева
Камерный
Слоевой, в топке ПМЗ — РПК
Камерный, в топке Шершнева
Камерный
Слоевой, в топке ПМЗ — РПК
Камерный
Слоевой, в топке ПМЗ — РПК
Камерный, в топке Шершнева
Камерный
Слоевой, в топке ПМЗ—РПК
Камерный /
То же
Слоевой, в топках ПМЗ—РПК,
ПМЗ—ЛЦР, ПМЗ— ЧЦР
Слоевой, в топке ЧЦР
Камерный, в топке Шершнева
Камерный
Слоевой в топках ПМЗ—РПК.
ПМЗ—ЧЦР, ПМЗ —ЛЦР
Слоевой, в топке ЧЦР
Камерный, в топке Шершнева
Камерный
То же
Слоевой, в топках ПМЗ—РПК,
ПМЗ —ЛЦР, ПМЗ —ЧЦР
Камерный
Слоевой, в топке ПМЗ—РПК
Камерный
Слоевой, в топках ПМЗ—ЛЦР,
ПМЗ—ЧЦР
Камерный
Слоевой, в топках ПМЗ—ЛЦР,
ПМЗ — ЧЦР
Камерный
Слоевой, в топках ПМЗ—ЛЦР,
ПМЗ — ЧЦР
Камерный
Слоевой, в топках ПМЗ—ЛЦР,
ПМЗ — ЧЦР
Камерный
Слоевой, в топке ПМЗ — ЛЦР
Камерный
Слоевой
То же
» »
3,8
3,1
3,45
4,6
3.8
3,7
4,05
4,5
- 5,85
4.9
4,8
5,2
5,8
5,9
6.0
7,8
6.3
6,3
6,4
8,3
6,7
7.2
7,3
7.7
24.9
25.3
18.1
18,8
18.3
19,0
18,9
19,6
19,8
'20,5
19,8
20,5
5.5
6.2
7,0
9.5
24.0
24.0
24.0
24.0
82

Таблица 11—3. доплата к ценам
парогенераторов ДКВр, руб.
Паропронзводн-
телъность
агрегата D. т/ч
2.5
4.0
6.5
Доплата прн поставке
парогенераторов
блоками
170
220
300
блоками в о
Облегченной
обмуровке и обшизде
3100
3700
4900
Таблица 11—4. Отпускные
цены решеток
слоевых и факельно-слоевых топок
Типоразмер решетки
РПК-1 X 900 X 915
РПК-1 X 900 X 1220
РПК-1 X 1000X915
РПК-1 X 1000 X 1220
РПК-1 X 1100X915
РПК-1 X 1100 X 1220
РПК-2 X 1800 X 1525
РПК-2 X 1800 X 2135
ПМЗ —РПК-1 X 1100 X 1525
ПМЗ — РПК-1 X 1100x2135
ПМЗ—РПК-2 X 1800 X 1525
ПМЗ — РПК-2 X 1800 X 2135
ПМЗ — РПК-2 X 2200 X 1525
ПМЗ —РПК-2 X 2200 X 2135
ПМЗ — РПК-2 X 2200 X 2745
ПМЗ — РПК-2 X 2200 X 3050
ПМЗ —РПК-2 X 2600 X 2135
ПМЗ — РПК-2 X 2600 х 2440
ПМЗ — РПК-2 X 3300 X 3050
ПМЗ — РПК-2 х 3600 X 3660
ПМЗ — РПК-3 х 3300 X 2135
ПМЗ — РПК-4 X 3600 X 2440
ЧЦР X 2330 х 5600
ЧЦР X 2330 х 6500
ЧЦР X 2700 X 6500
ЧЦР X 2700 х 8000
ЧЦР X 3070 X 5600
ЧЦР X 3070 X 6500
ЧЦР X 4550 X 6500
ЧЦР X 4550 х 8000
ТЧЗ X 2700 х 5600
ТЧЗ X 4920 X 4000
ТЧЗ X 4920 X 5600
ТЛЗ X 1870 х 2400
ТЛЗ X 1870 х 4000
ТЛЗ X 2700 х 3000
ТЛЗ X 2700 X 4000
ПМЗ — ЧЦР х 2700 X 4000
ПМЗ — ЧЦР х 2700 X 5600
ПМЗ —ЛЦР X 2700 X 3000
ПМЗ —ЛЦР X 2700 X 4000
ПМЗ — ППР X 2700 X 3500
ПМЗ — ППР X 2700 X 4000
UeHa. руб.
210
230
220
240
230
250
485
565
630
730
1090
1260
1260
1380
1530
1600
1520
1600
1940
1990
2130
2600
5100
5700
6600
7550
6750
7450
9430
11 700
7700
10 350
14 900
4800
5500
6800
7200
5250
6500
4680
5550
4800
5050
Таблица 11 —5. Отпускные
газо-мазутиых горелок
иены
Марка или тип
горелки
ГМГ-1.5М
ГМГ-2 М
ГМГ-4 П
ГМГ-5М
ГМГ-7 М
МГ-4
МГ-5.5/7
ГМГБ
ГМП-16

Производительность. МВт
1,6—1.7
2,3
4,6
5
6.5—8
4.6
6,5
6.5
16
UeHa, руб.
55
55
76
83
S3
76
80
135
265
Т а б л и ц г
Марка
или тип
форсунок
ФМ
ФМ
ФПМ
ФПМ
11—6. Отпускные цены
Производи- длина
тельность. ла# мм
кг/с |
0.06—3
0.06—3
0.1 — 1.8
0,1 — 1.8
«2000
>2000
«2000
>2000
форсунок
Цена,
руб.
17
20
23
27
Таблица 11—7. Отпускные цены
экономайзеров к парогенераторам типа ДКВр
Наименование
изделия
Экономайзеры
чугунные
блочные

Экономайзеры
стальные,
давление пара
р= 1.5 МПа
Примечай
входят: трубы,
тельные калач;
Марка или
тип
ЭП2-94
ЭП 2-142
ЭП 2-236
ЭП 1-330
ЭП 1-646
ЭП 1-808
БВЭС 1-2
БВЭС И-2
БВЭС 111-2
БВЭС IV-1
БВЭС V-1
Краткая
техническая
характеристика
3
>N
С
X
2
2
2
2
3
3
—
—
—
2 «
с - *
<и х
= х а.
^ с с
с m з
94
142
236
330
646
808
28.8
57.6
86.4
113,8
240.2
*0
>*
о.
X
1100
1390
2000
2600
5050
6200
1470
2300
3350
3750
7000
не. В состав экономайзеров
колена, коллекторы, соедини-
, лазы, арматура.
Таблица 11 —8. Отпускные цены
трубчатых воздухоподогревателей .
Площадь поверхности
нагрева. мг
Цена. руб.
85
140
228
233
300
900
1200
1460
1470
1700
Примечание. В состав воздухоподогревателей
входят: корпус: трубы, приваренные к трубным доскам:
промежуточные перегородки: входные и выходные
патрубки: переходные короба, компенсатор н каркас без
обшивки.
6*
83

равна цене парогенераторов (Ц™-),
топочного устройства (Цт.у), экономайзеров
(Цэк) и воздухоподогревателя (Цвп), т. е.
Ос» = Дпг 4- Цт.у 4- Цвп. (11—2)
Парогенераторы КЕ поставляются
одним транспортабельным блоком вместе с
топкой при D < 10 т/ч, при D > 10 т/ч —
блоками без обмуровки и обшивки.
Официальный срок службы
парогенератора по нормам амортизации установлен
в 20 лет [10], но при хорошем уходе
парогенераторы можно эксплуатировать
30—40 и более лет. Поэтому вполне
оправдано давать в вузах задания на
расчеты, связанные с работой и
реконструкцией агрегатов, не изготовляемых в
настоящее время. Из старых
конструкций в промышленных котельных чаще
других встречаются агрегаты Ш-6
(Шухова—Берлина) и КРШ (Курочко—Рассу-
дова—Шафрана). В объем поставки
завода-изготовителя входил сам парогенератор
с внутрибарабанным устройством, гарьч-
турой, без топки, экономайзера,
воздухоподогревателя и другого
оборудования. Действующих ценников на эти
парогенераторы нет. Их стоимость ближе
всего определять по стоимости
парогенераторов ДКВр соответствующей
производительности с учетом наличия
или отсутствия перегревателя.
Стоимость дополнительного
оборудования. В объем поставки заводов,
выпускающих парогенераторы и топочное
оборудование, не входят трубопроводы
в пределах котельной, тягодутьевые
устройства, контрольно-измерительные
приборы и инструмент.
Ориентировочно стоимость дополнительного
оборудования можно выразить в виде доли от
стоимости основного оборудования
парогенератора. Исходя из усредненных
показателей, можно считать, что:
а) стоимость трубопроводов в
пределах котельной и тяго-дутьевых устройств
(^ = 0,15-0,25^; (11-3)
б) стоимость
контрольно-измерительных приборов
Скип = 0.02 -=- 0,05СПГ; (11—4)
в) стоимость инструмента
Си = 0,01-т-0.02СПГ. (11—5)
Общая стоимость дополнительного
оборудования
Сдоп = Стр + Скип + Си. (11-6)
Стоимость монтажно-строительных
работ. В эту стоимость входят стоимость
монтажа оборудования и сооружения
фундаментов под оборудование,
транспортные расходы по доставке
оборудования от завода-изготовителя до
места установки агрегата, стоимость тары,
упаковки, складские и прочие расходы.
Ориентировочно стоимость монтажно-
строительных работ можно выразить в
виде доли от общей стоимости
основного н дополнительного оборудования
парогенератора. Исходя из усредненных
показателей, можно считать, что:
а) стоимость монтажных работ
См=0,06ч-0,1 (Сосн 4-C^-fC^); (Ц-7)
б) стоимость обмуровочных* работ и
фундаментов
Со+ф = 0,1^0,15(Сосн4-Стр): (11-8)
в) стоимость доставки оборудования
и складских расходов
'Сд = 0,05^0,07(СО(:в4-Сдоп). (11-9)
Чем выше паропроизводительность
агрегата, тем меньше значения
коэффициентов, входящих в формулы (11 —
3) — (11—9).
Общая стоимость
монтажно-строительных работ
С^О.+Со+ф + С,. (Ц-10)
Подсчитанная таким образом
стоимость парогенератора не может
претендовать на точность, необходимую
при составлении смет. Задача
настоящей главы — дать лишь некоторое
представление о стоимости
проектируемого парогенератора.

Приложение I
Примеры тепловых расчетов парогенераторов
I—1. Тепловой расчет парогенератора ТП-35У
Расчетное задание. Для выполнения теплово-
гс расчета парогенератора, схема которого
изображена на рис. 1—1, будем исходить из
следующих данных:
1. Паропроизводительность
агрегата D. т/ч (кг/с) 35 (9,73)
2. Давление пара у главной
паровой задвижки рп, МПа 3,8
3. Температура перегретого пара
<п.п. °С 445
4. Температура питательной воды
перед экономайзером tnB, ЭС ... 100
5. Температура уходящих газов 0УХ,
°С 150
6. Топливо — уголь донецкий
марки ПА:
U7P- 4
Ар 18
Выбор типа топки. Для сжигания заданного
топлива выбираем камерную топку с твердым
шлакоудалеиием и размолом топлива в шаровой
барабанной мельинце, пылесистему — с
промежуточным бункером.
.Температуру воздуха на входе в
воздухоподогреватель принимаем равной 25° С, горячего
воздуха — 380° С.
Топливо, воздух и продукты сгорания. Из
табл. VI-—I выписываем расчетные
характеристики топлива:
R7p=5%; Ар = 20.9%; SPp+K = 2,4%;
Ср = 66.6%; HP = 2,6%; Np = I %;
Ор = 1,5%; Qp = 25 270 кДж/кг; Vе = 7,5%.
Пересчитываем состав и теплоту .сгорания
топлива на за-анные влажность Е7р = 4% и
зольность А? = 1£%:
SP -^ > Ю0-Пл-Лрал
—Ч 78
а = с^.. тгг =66-6 • "Ж"= 70-1 %:
ь? = :-ч,^ -ти- = 2'6 • W = 2'7%:
N? = N^.. -rV = 1 ■ 4V= 1.65%:
-; 78 *
•*~~ n.l /4,1
Проверяем -ргз/.-ькость расчета состава
топлива:
2.53-г 73.1 —2,71— 1.05 + 1.58 т 4 4-18 =
= 100.03%;
100 - 1»* - Лр .
лр — ic9 — 9тГр \
«„-«„.«ел . Л-„ал) р р -
IIAJ — Wyi6:i Лтабл
— 25WP ' = (25 270 + 25 • 5)
78
74.1
— 25 • 4 = 26 630 кДж/кг.
Рассчитываем теоретический объем воздуха,
необходимый для сжигания 1 кг топлива:
- V0 = 0,0889 (Ср + 0,375SP+op) -г 0.265НР —
— 0.0333ОР = 0,0889 (70,1 + 0.375 - 2.53) +
+ 0.265 • 2,72 — 0,0333 • 1,58 = 7,15 м^кг.
Определяем теоретические объемы продуктов
сгорания топлива:
а) объем двухатомных газов
VNt = 0.79V0 + 0.008NP = 0.79 - 7.15 —
-i- 0,008 • 1,05 = 5,66 ы3/кг;
б) объем трехатомных газов
Cp + 0.375Sop+K
VR0| = 1.866 l0o
70.1+0,375 -2.53
у —i i_i :
100
-= 1,866 X
= 1.35 мл/кг;
в) объем водяных паров
VH<0 = 0,lllHp + 0.0124Й7Р + 0.0161V0 =
= 0.111 -2.72 + 0,0124.4 +
+ 0.0161 -7,15 = 0,46 м3/кг.
По данным расчетных характеристик
камерных топок с твердым шлакоудалеиием (табл. 4—
3) и нормативных значений присосов воздуха в
газоходах (табл. 2-—1) выбираем коэффициент
избытка воздуха на выходе из топки с^ и присосы
воздуха по газоходам Да и находим расчетные
коэффициенты избытка воздуха в газоходах а*.
Результаты расчетов сводим в табл. I—I.
По формулам (2—18) — (2—24) рассчитываем
объемы газов по газоходам, объемные доли
газов г, концентрацию золы в газах р. и
полученные результаты сводим в табл. I—2.
Таблица I—1. Присосы воздуха по
газоходам Да и расчетные коэффициенты
избытка воздуха в газоходах а"
Участки газового тракта ~ .
Топка и фестон
Перегреватель (II ступень)
То же (1 ступень)
Экономайзер стальной (11
ступень)
Воздухоподогреватель трубчатый
(II ступень)
Экономайзер стальной (I ступень)
Воздухонагреватель трубчатый
(I ступень)
да
0,10
0,03
0,02
0.03
0.03
0.03
0.03
а"
1.25
1,28
1.30
1.33
1.36
1.39
1.-.2
85

Таблица I—2. Характеристика продуктов сгорания в газоходах парогенератора
(У° = 7.15 м3/кг; VROf = 1,35 м3/кг; 1^ = 5.66 м3/кг; /HjO = 0,46 м3/кг)
Величина
Расчетный коэффициент избытка
воздуха в газоходе
VFO.
^с^.+(а-1)И
^'н,о = ИН1о + 0.0161(а-1)И
Vc = VROf+VRt+VHt0
rRO, = ^RO./^r
'н,о = ^h^/^p
r« = ''ro, "Ь гн,о
ц=10Лраун/Уг
!
=
£
—
м3/кг
м3/кг
м3/кг
м3/кг
—
—
— -
г/м3
■а-
С X
е£
1,25
1,35
7.44
0.471
9.261
0,143
0.051
0.194
18.5
О.
— = ч
1.28
1.35
7.64
0.473
9.463
0.140
0.050
0.190
18,5
упень по-
епатоля
н с
о
1,30
1.35'
7,79
0,473
9.513
0.138
0.049
0.187
17.9
Газоходы
2$
с 2
°5
— А
1,33
1.35
8.01
0.474
9.834
0,135
0.048
0.183
17.4
i
гупснь
ухоподо-
атслл
о ^ ш
па
— О —
—- С ь-
1,36
1.35
S.23
0.474
10,054
0,132
0.047
0.179
17,1
л**' 1 "-
упень
омаПзсрл
i- —
U Э
1.39
1.35
8.44
0.475
10.285
0,129
0,046
0,175
16,8 -
-
с
<
л о к
— с с
Z о S
г. п о
_ а и
1.42
1.35
8.65
0,475
10.475
0.126
0.045
0.171
16.3
Энтальпии воздуха и продуктов сгорания.
Удельные энтальпии теоретического объема
воздуха и продуктов сгорания топлива определяем
по формулам (2—25) и (2—26), используя
данные табл. 2—4. Полученные результаты сводим
в табл. I—3.
Энтальпию продуктов сгорания топлива
/г при а > 1 подсчитываем по формуле (2—27).
Так как приведенное значение уноса золы из
топки
GvHP , 1Q3 = 0.95; 18 .|0,,0>б4<1,5.
<Я
26 630
то при расчете /г энтальпию золы не учитываем-
Полученные результаты сводим в табл. I—4.
Таблица I—3- Энтальпия теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива. кДж*/кг
v. °С
25
100
200
300
400
500
600
7С0
800
900
1000
1100
1200
1400
1600
1800
2000
22С0
/; - v.(coB
238
947
1906
2878
■3876
4881
5933
7006
8078
9142
10 266
11397
12 549
14814
17 221
18 484
21914
24 302
= "rO.^RO,
230
474
757
1041
1355
1645
1975
2325
2660
2998
3340
3680
4378
5112
5824
6536
7312
0
738
1483
22.18
2989
3765
4544
5379
6202
7064
7927
8778
9629
11 439
13 257
15 050
16 928
18 708
= "н1о«ев)н1о
71
142
218
293
373
490
540
628
716
817
903
1001
1202
1408
1630
1848
2074
/;=/ro,+
+ 'n,+ 'h,o
1039
2099
3193
4324
5493
6683
7894
"9155
10 441
11 740
13 022
14317
17 020
19 777
22 504
25 312
28 094
86

Таблица I—4. Энтальпия продуктов сгорания в газоходах; кДж/кг
д. "С
100
200
300
400
S00
600
700
800
900
1000
1100
1200
1400
1600
•1800
2000
2200
а
'г
1039
2099
3193
4324
S493
6683
7894
_91SS
10 441
11 740
13 022
14 317
17 020
19 777
22 504
25 312
28 094
'в
947
1906
2878
3876
4881
5933
7006
8078
9142
10 266
11397
12 549
14 874
17 221
19 484
21 914
24 302
Участки газового тракта
топка
(сст «=» 1.25)
II
перегреватель
(а = 1.28)
1
Перегреватель
(а = 1.3)
II
экономайзер
(ее «=. 1.33)
/ | Д/ | / | Л' | / I л' | ' | д/
11 166
12 725
14 305
15 872
17 476
20 753
24 092
27 424
30 780
34 161
1559
1580
1567
1605
3276
3339
3331
3356
3381
6863
8346
9867
11 418
13 006
14 615
16 211
1483
1521
1550
1588
1609
1596
5497
6960
8464
10 006
11577
13 186
14 820
1462
1504
1542
1571
1609
1634
414S
S615
7106
8640
10 219
11820
13 458
1467
1491
1534
1579
1601
1638
II

подогреватель
(а = 1.36)
/ | Л/
2795
4236
5728
7253
8820
10 429
1441
1492
1525
1567
1608
I

номайзер
(СС«=.
-U9)
/ | 0.1
2828
4320
5845
7399
8996
1492
1525
1554
1596
I

хоподогреватель
(ее — 1.42)
/ | Д/
1437
2908
4408
5962
1461
1500
1554
Тепловой баланс парогенератора и расход предварительный подогрев воздуха и топлива за •
топлива. Тепловой баланс составляем в расче- счет внешнего источника теплоты отсутствует,
те на 1 кг располагаемой теплоты топлива Q£, имеем: QBH = 0 и 1тл = 0.
определяемой по формуле (3—I). Считая, что Расчеты выполняем в соответствии с табл. I—5.'
Таблица I—5. /Расчет теплового баланса парогенератора и расхед топливу
Величина
«
наименование
Располагаемая теплота
топлива
Потеря теплоты от
химической неполноты
сгорания топлива
Потеря теплоты от
механической неполноты
сгорания топлива
Температура уходящих
газов
Энтальпия уходящих
газов
Температура воздуха в
котельной
Энтальпия воздуха в
котельной
Потеря теплоты с
уходящими газами
Потеря теплоты от
наружного охлаждения
Сумма тепловых потерь
К- п. д. парогенератора
Коэффициент сохранения
теплоты
Паропроизво^ительность
агр'егата
Давление пара в
барабане
Температура перегретого
пара
Температура
питательной воды '

обозначение
«Р
Чз
Я*
V
ух
'х. в
,
'ж..
<7з
Qs-
£<7
Лпг
9
D
Рб
tn.n
(п. в
расчетная формула или способ
определения
<% + Q8.eH + 'тл
По табл. 4—3
То же
По заданию
По /^-таблице
По выбору
По /^-таблице
(/ух—«ух/'в) (100—<74Г
Ql
По рис. 3—1
<7г + q3 + Qi + ?&
100 — 2(7
1 Яъ
Лаг + 4i
По заданию
То же
» »
» •
i
Единица
кДж/кг
%
%
°с
кДж/кг
°С
кДж/кг
%
%
°0
%
—
•
КГ Z
УПж
°С
VC
Расчет
26 630+0+0=26 630
0
-
5
150
2176
25
ZS5.5
2\~~ | -1 - "~ 5
- z — ~ "
X (1 — 5j = 6.6
■ Л
5/ -: - - - и = .2
С» — "_ - = c~^3
1.1
Г.Ъ — 1.1
= 0.9о5
9.73
4.4
445
IG0
*
X
87

Продолжение табл. I 5
величина
иаименование

обозначение
расчетная формула нли способ
определения
Единица
Расчет
Удельная энтальпия
перегретого пара
Удельная энтальпия
питательной воды
Значение продувки
Полезно используемая
теплота в агрегате
Полный расход топлива
Расчетный расход
топлива
*п. в
Р
В
В,
По табл. VI—8
По табл. VI—б
По выбору
+ D
Р
100 кип 'п.в'
<?пг • ЮО -
<2рЧг
? 100 —q,
100
кДж/кг
кДж/кг
%
кВт
кг/с
кг/с
3323
422
3
9,73(3323 —422)+ 9.73 х
X 0,03 • (N10 — 422) =
— 28,4 • 10"
28,4 - 103 • 100
26 630 - 87,3
1.22
100
100
= 1.22
= 1.16
Основные конструктивные характеристики
топки. Парогенераторы типа ТП-35У имеют пыле-
угольную' топку для камерного сжигания
каменных и бурых углей и фрезерного торфа. По
чертежам парогенератора составляем расчетную
схему топки (по примеру на рис. 4—2).
В соответствии с рекомендациями гл. 4
определяем активный объем и тепловое напряжение
объема топки qv. Расчетное значение qv не
должно превышать допустимого, указанного в табл.
4—3.
С учетом рекомендаций приложения III
выбираем количество и тип пылеугольных
горелок, устанавливаемых на фронтовой стене
топки.
Расчеты выполняем в соответствии с табл.
.1—6.
Расчет теплообмена в топке. Топка
парогенератора ТП-35У полностью экранирована
трубами диаметром 60 мм и толщиной стенки 3 мм с
шагом 110 мм на фронтовой н боковых стенах и
80 мм на задней стене.
Для повышения устойчивости горения
топлива с малым выходом летучих в нижней части
топки устанавливаем зажигательный пояс из хро-
момагнизитовой обмазки, нанесенной на
ошипованные экранные трубы. Зажигательный пояс
высотой 3 м размешаем на трубах фронтового
экрана (в районе горелок)- и половине труб
боковых экранов, примыкающих к фронтовой
стене.
По конструктивным размерам топки
рассчитываем полную площадь ее стен и площадь лу-
чевосприни(мающей поверхности топки.
Результаты расчета сводим в табл. I—7.
По конструктивным размерам и
характеристикам топки выполняем поверочный расчет
теплообмена в топке. Расчеты проводим в
соответствии с табл. I—8.
Полученная в результате расчета
температура газов на выходе из топки отличается от
предварительно принятой менее чем на ± 100е С;
следовательно, пересчета теплообмена не
требуется. Полученная температура удовлетворяет
требованиям эксплуатации. Она выше
минимально допустимой по табл. 5—5 и нижг максимально
допустимой из условий шлакования фестона,
значение которой указано в табл. 5—6.
Таблица I—6. Расчет конструктивных характеристик топки
Величина
наименование

обозначение
расчетная фор чу ль нли
способ определения
Единица
Расчет
Активный объем
топочной камеры
Тепловое напряжение
объема топки:
расчетное
- допустимое
Количество горелок
Теплопроизводитель-
ность горелки
Тип горелки
<7i/
Яу
п
Qr
По конструктивныма рз-
мерам
BQPJVT
По табл. 4—3
По табл. Ill—10
В<2н 1
1,25 ?- . Ю-3
По табл. III—6
кВт/м3
кВт/м3
шт.
МВт
206
1.22 • 26 630
206 •
= 157,7
160
2
125 1,22-26 630 ,|(гЛ,
= 20.3
ТКЗ—ЦКТИ. ГУ-И. №3
88

Таблица 1—7. Расчет полной площади поверхности стен топки FCT и площади
лучевоспринимающей поверхности топки Н
Величина
наименование
Общая площадь стены и выходного окна
Расстояние между осями крайних труб
Освещенная длина труб
Площадь, занятая лучевоспринимающей
поверхностью:
^ полная
покрытая торкретом
открытая
Наружный диаметр экранных труб
Шаг экранных труб
Расстояние от оси экранных труб до
кладки (стены)
Отношение
Отношение
Угловой коэффициент экрана
Площэль лучевоспринимающей
поверхности открытых экранов
Площадь лучевоспринимающей
поверхности экранов, покрытых торкретом
1 С учетом площади сечения, проходящ

обозначение
Л»
Ь
'осв
F
1 закр
f
1 откр
d
5
1
s/d
l/d
X '
л.откр
л.закр
его через
Единица
м*
м
м
м*
м*
м*
мм
мм
мм
—
.—
—
м2
м*
:ередик
Стены-топки
фронтопап
и с иод
74».
4.66
13,8
64.4
14
50,4
60
ПО
60
1.83
1
0.90
45.4
14
бокооые
87
4.07X2
' 9,9.
80.6
15
65.6
60
ПО
60
1,83
1
0,90
59.4
15
задняя
41
4,66
8.5
39.6
—
39.6
60
80
60
1,33
1
0.96
38.2
~~
у холодной воронки.
£
О
ц
20
4,66
4.3
20,0
—
20,0
60
—
—
—
—
1,00
20.0
—~
Суммарнал
площадь
222
—
204,6
29
175,6
—
—
—
163
29
Та
блица I—8. Поверочный расчет теплообмена в
Величина
наименование
Суммарная площадь
лучевоспринимающей
поверхности
Площадь
лучевоспринимающей поверхности
открытых экранов
Площадь
лучевоспринимающей поверхности
закрытых экранов
Полная площадь стен
топочной камеры
Коэффициент тепловой
эффективности
лучевоспринимающей поверхности
Эффективная толщина
излучающего слоя
пламени
Полная высота топки
Высота расположения
горелок
Относительный уровень
расположения горелок

обозначение
пл.откр
л.закр
^ст
. 1'ср
S
Ят
Лг
*т Х
расчетная формула или
способ определения
По конструктивным размерам
То же
»
»
=откр' л.откр I -закр^1 л.закр
Л*
;,
3,6 Ут
Fcr
По конструктивным размерам
То же •
ЛГ/#т
Единица
м»
м*
м*
м
ы
ы
—
топке
Расчет
192
163
29
222
0.45 • 163 + 0,2-29
222
= 0.358
206
3.6. 222 -3,35
10,6
2.6
0,245
89

Продолжение табл. I—8
Величина
наименование

обозначение
расчетная формула или
способ определения
Единица
Расчет
Параметр, учитывающий
характер распределения
температуры в топке
Коэффициент избытка
воздуха на выходе из
топки
Присос воздуха в топке
Присос воздуха в системе
пылеприготовления
Температура горячего
воздуха
Энтальпия горячего
воздуха
Энтальпия присосов
воздуха
Количество теплоты,
вносимое в топку воздухом
Полезное
тепловыделение в топке
Адиабатическая
температура горения
| Температура газов на
выходе из топки
Энтальпия газов на вы-
|- ходе из топки
Средняя суммарная
теплоемкость продуктов
сгорания
Объемная доля:
водяных паров
трехатомных газов
Суммарная объемная
доля трехатомных газов
Произведение
Коэффициент
ослабления лучей:
трехатомными газами
золовыми частицами
\ частицами кокса
Безразмерные параметры
] Коэффициент осгаблекик]
лучсл "-очной средой
М
"г
Дат
Да
плу
прс
Qt
«г
j feKOKC
0,59—0,5хт
По табл.'4—3
По табл. 2—1
То же
По предварительному выбору
По /д-таблигсе
То же
(о,— До,- — Ьаалу)1'ел +
+ (Дат + Даплу)
р 100 —q3 —?♦ —?бшл ,
Ч> юо— Qi +
По /д-таблице
Пс предварительному выбору
По /Ф-таблице
^ср
ГН,0
rRO,
Гп
Prni
<>.-■&;
По табл. 1—2
То же
гн,о + ''ro,
prns
По рис. 5—5 или формуле
(5—26)
По рис. 5—6 или формуле
(5-27)
По § 5—2
По § 5—2
То же
Vn + *M(4n +
~f" ^коксх1хг
90
°С
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
°с
°с
кДж/кг
кДжДкг-
•К)
30 530 -
2005-
2005 .
1000
14 305
- 14 305
— 1000
м-МПа
1/(мх
X МПа)
1/(мх
X МПа)
1/(м X
X МПа)
1/(мх
ХМПа)
0,59 — 0,5-0,245 = 0,467
1.25
0.1
0.1
380
3674,6
238.8
(1.25 —0.1 —0,1) х
X 3674,6 + (0.1 +0,1) X
X 238,8 = 3900
9fifi™ 10°-°-5 ■
2663°- юа-5 +
+ 3900 = 30 530
= 16.2.
• 0.051
0,143
0,194
0,1 -0,194 • 3,35 = 0,065
5
0,067
•10
I
0.1
5 • 0,194 + 0.067- 18,5 +
+ 10-1 -0,1 = 3,27

Продолжение табл. I—8
Величина
наименование
Суммарная сила
поглощения топочного объема
Степень черноты факела
Степень черноты топки
Тепловая нагрузка стен
топки
Температура газов на
выходе из топки
Энтальпия газов иа
выходе из топки
Общее тепловосприятие
топки
Средняя удельная
тепловая нагрузка лучевоспри-
иимающих поверхностей
топки
•

обозначение
kps
аф
Ат
Qf
к
'т
<Й
я?
расчетная формула или
способ определения
\ kps
По рис. 5—4 или формуле
(5-22)
По рис. 5—3 нли формуле
(5-20)
BoQt
По рис. 5—7 или формуле
(5-^3)
По /^-таблице или /Ф-диа-
грамме
Ф(Ст-ф
вР<%
Единица
^^
___
_
кВт/м2
°С
кДж/кг
кДж/кг
кВт/мг
Расчет
3,27 . 0.1 • 3,35 = 1,1
0,68
0,84
1,16-30530 1СО,
222 = 159'3
1008
14 439
0,986 (30 530— 14 439) =
= 15 870
1,16.15 870 _
192 ~УЬ,Э
Расчет фестона. При тепловом расчете
серийного парогенератора фестон, как правило, не
изменяют, а проверяют поверочным расчетом
(табл. 1—9).
Расчет перегревателя. Перегреватель включен
по сложной схеме с пароохладителем,
установленным «в рассечку» (см. рис. 8—1, е).
Следовательно, расчет перегревателя нужно вести
раздельно (по ступеням), до пароохладителя и
после него. Тепловосприятке пароохладителя учтем
при расчете первой (по ходу пара) ступени
перегревателя.
Первая ступень выполнена из сдвоенных
змеевиков и включена по схеме с
параллельно-смешанным током, вторая — нз одинарных
змеевиков и включена по схеме с
последовательно-смешанным током. Обе ступени имеют коридорное
расположение труб.
Змеевики второй ступени перегревателя
изготовлены из жаропрочной стали, и ее
поверхность нагрева, а также конструктивные размеры
изменять не следует. Эту ступень проверим
поверочным расчетом. *:
Для первой ступени, выполненной из
углеродистой стали, конструктивным расчетом
определяем требуемую площадь поверхности
нагрева.
Коэффициент теплопередачи гладкотрубных
коридорных пучков перегревателя
рассчитываем с учетом коэффициента тепловой
эффективности -ф, используя формулу (6—7). Влияние
излучения газового объема, расположенного перед
первой ступенью, на коэффициент
теплопередачи перегревателя учитываем путем увеличения
расчетного значения коэффициента
теплопередачи излучением по формуле (6—34).
Конструктивные размеры и характеристики
перегревателя, взятые из чертежей и паспортных
данных парогенератора, сводим в табл. I—10.
Поверочный расчет второй ступени
перегревателя сводим в табл. I—11, а конструктивный
расчет первой ступени-—в табл. I—12.
Полученную в результате расчета
поверхность нагрева первой ступени перегревателя
размещаем в газоходе, взяв за основу
конструктивные размеры существующего
перегревателя.
Расчет хвостовых поверхностей. При
выполнении проекта установки агрегата на заданные
паропроизводительность, параметры пара н вид
топлива, а также при разработке п~-екта
реконструкции существующего парогенератора в связи
с повышением его производителььости путем
изменения параметров парг и зидг топлива
используют два варианта ргсче-а х=-~озых
поверхностей:
1. Для парогенератора. хзос-с=ьге гозерх-
ности которого в оснсвк-м соо-зетстзуют
условиям задания на грсектнрсваьне. псверсчно-
конструктивныы расчетом г-оверяют зкоиоыай-
зер и воздухоподогреватель с внесением в их
конструктивные размеры н характеристики
необходимых корректив.
2. Для пагогекератсра, не имеющего
хвостовых поверхностей или если имеющиеся
хвостовые поверхности условиям задания иа
проектирование не \д~5.-:етзоряют, конструктивным
расчетом И05ЫХ хвосгсвых поверхностей определяют
их плсщгдн нагрева и конструктивные
характеристики.
Рассмотрим оба варианта расчета хвостовых
поверхностен парогенератора.
91

Т аб л и
ц а I—9. Поверочный расчет фестона
Величина
илименование
Полная площадь
поверхности нагрева
Площадь поверхности
труб боковых экранов.
находящихся в зоне
фестона
Дивметр труб
Относительный шаг труб
поперечный
продольный
Количество рядов труб
по ходу газов
Количество труб в ряду
Площадь живого сечения
для прохода газов
Эффективная толщина
излучающего слоя
Температура газов перед
фестоном
Энтальпия газов перед
фестоном
Температура газов за
фестоном
Энтальпия газов за
фестоном
Количество теплоты,
отданное фестону
Температура кипения при
давлении в барабане Рс =
= 4,3 МПа
Средняя температура
газов
Средний температурный
напор
Средняя скорость газов
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией
Суммарная поглошатель-
ная способность трех-
атомных газов
Коэффициент ослабления
луче- трехатомными
газами
Коэффициент ослабления
лучей эоловыми
частицами
Суммарная оптическая
толщина запыленного
газового потока
Степень черноты излу-
чаюшей среды
Температура загрязненной
стенки трубы
Коэффициент
теплоотдачи излучением
Коэффициент
использования поверхности
нагрева
Коэффициент
теплоотдачи от газов к стенке

обозначение
н
НПРП
й
hi*
Vd
г2
>
s
V
/'
£*
1"
Qr
КИП
»ср
Дг
ЦГ
«к
Prns
*г
*«
kps
а
'от
ал
1
<*(
расчетная формула
или способ определения
По конструктивным
размерам
То же
»
»
»
»
»
АВ — zxdl
°^-')*
Из расчета топки
То же
По предварительному
выбору
По /Ф-таблице
Ф (/'-/")
По табл. VI—7
0.5 (£' + 0")
ср 'кип
ВрМвс.р + 273)
F - 273
По рис. 6—'Л
prns
По рис. 5—5 или
формуле {5—26)
По рис. 5—6 или
формуле (5—27)
(ктгп + *злИзл) PS
По рис. 5—4 или
формуле (5—22)
. <кип+^ At
1Л
По рис. 6— 11 (ал = ана)
По § 6—2
6(«к+«л)
Единица
м2
м2
мм
—
—
шт.
шт.
м2
м
=с
кДж/кг
гС
кДж/кг
кДж/кг
СС
°С
°С
м/с
кВт/(м2-К)
м-МПа
1/(м-МПа)
1 Дм-МПа)
—
—
"С
Вт/(м«-К)
—
Вт/(м*-К)
Расчет
42"
4
60x3
4
3,5
3
16
3,8-4,4— 16-0,06-3,8 =
= 13.3
0,9 (~ .4-3.5—1) X
X 0,06 =■ 0.85
1008
14 439
. 950
13 517
0,986(14 439—13 517) =
= 909
255
1008 + 950 073
979 — 255 = 724
1,16 • 9.26(979 + 273)*
13,3 - 273 "~
= 3.66
0.82 - 0,94 • 0,95 -41,9 =
= 30.6
0,1-0,194 -.0,85 = 0,0165
■*_'
И
0,068
(11 -0,194+ 0,068 X
Х18.5) -0,85 • 0,1 =0,2
0.-176
255 + 80 = 335
195 - 0,176 = 34,2
1
1 (30,6 + 34,2) = 64,8
92

Продолжение т а *< л . 1—9.
Величина
наименование

обозначение
расчетная формула
или способ определения
Коэффициент
загрязнения
Коэффициент
теплопередачи
Тепловосприятие
фестона по уравнению
теплопередачи
Тепловосприятие
настенных труб
Суммарное
тепловосприятие газохода фестона
Расхождение расчетных
тепловосприятий
k
Q
доп
От
По формуле (6—37)
и рис. 6—13 V
(е = е0с^фр + Де)
а,
1 +eat
kH&t
fiplO3
Q4. + Q
Qr-Qr
■доп
100 (
Еднинпа
м*-К/Вт
Вт/(м* • К)
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
%
Расчет
0.0069- 1,6-1 +
+ 0,005 = 0,016
64,8
1 +0,016-64.8
31.9- 42 • 724
1.16- 103
31.9-4- 724
: 31.9
«835
— 79 4
1.16- 103 '
835+79.4 = 914.4
914.4 — 909
909
= 0.545.
100 =
Таблица I—К
. Конструктивные размеры и характеристики перегревателя
Размеры н характеристики
Диаметр труб
Количество труб в ряду
(поперек газохода)
Количество рядов труб (по
ходу газов)
Средний шаг труб:
поперечный
продольный
Расположение труб в пучке
Характер омызания
Средняя длина змеевика *
Суммарная длина труб
Полная плошадь поверхности
нагрева
Плсщадь живого сечения на
входе 2
То же, на выходе *
Средняя плосадь живого
сечения газохода
Количество параллельно
включенных змеезихов (по па-
РУ)
Плошадь живого сечения для
прохода пара
Примечания: 1. Ср
участка трубы и колена.
2. а'. Ь', V, а\ Ь\ Г —
ниях.

обозначение
<^в„
*1
Ч
h
Ъ
—
1
11
И
F'
F"
fcp
т
f
расчетная формула
или способ определения
По конструктивным
размерам
То же;
»
ndll
а'Ь' — l'zxd
а'Ь" — Vzxd
IF'F"
F' -\-F"
По конструктивным
размерам
nd\„ m/4

Единица
мм
шт.
шт.
мм
мм
—
—
м
м
м;
мг
мг
м-
шт.
м»
еднюю длину ачеевика принимаем равной сред
размеэы газохода и длина одного амеевика вс
Ступень
38/32
40
22
ПО
82
Коридорное
Поперечное
1.65
1450
174
7.2
4.7
5,7
40
0,032
36732
40
6
ПО
104
Коридорное
Поперечное
3.50
840
102
11.4
9.4
10.2
•
40
0.032
ней длине одного прямого
входном и выходном сече-
93

>- Таблица I—11.
Поверочный расчет второй
Величина
!
наименование
Диаметр труб
Площадь поверхности
нагрева
Температура пара на
выходе из ступени
То же. на входе в
ступень
Давление пара:
на выходе из ступени
на входе в ступень
Удельная энтальпия пара:
на выходе из ступени
на входе в ступень
Суммарное тепловосприя-
тне ступени
Средняя удельная
тепловая нагрузка лучевоспри-
нимаюших поверхностей
топки
Коэффициенты
распределения тепловой нагрузки:
по высоте
между стенами
Удельное лучистое теп-
. ловоспрнятие выходного
окна топки
Угловой коэффициент
фестона
Площадь поперечного
сечения газохода перед
ступенью
Лучистое тепловосприя-
тие ступени
Конвективное тепловое -
прнятие ступени
Температура газов перед
ступенью
Энтальпия газов на
входе в ступень
То же, на выходе из
ступени
Температура газов на
выходе из ступени
Средняя температура
газов
Средняя скорость газов
в ступени
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией
Средняя температура
пара
Объем пара при средней
температуре

обозначение
*А*вн
Н
г*
С
р"
р'
'п
*п
Q
я7
Чв
Чет
я,
хф
F'T
Г
Q*
Qk
Ф'
/'
г
ъ-
*ср
шг
ак
'ср
°в
расчетная формула "
или способ определения
По конструктивным
размерам
То же
По заданию
По предварительному
выбору
По заданию
По выбору
По табл. VI—8
То же
D - ...
-д-('п-'п)
°Р
Из расчета топки
■'-' .
По рис. 5—ф • "" v' '
По табл: 5—7
ЛвЛст^
По рис. 5—1
а'Ь'
DP
Q-Q*
Из расчета фестона
То же
''-^Г+^'прс
По /^-таблице
0.5 ($' + 0")
fipVr(273 + V
273FCp
По рис. 6- -5 (ак =
= «иСАСф>
0.5 У + Г)
По табл. VI—8
ступени перегревателя
Единица
мм
М*
'С
°с
МПа
МПа
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
кВт/м2
—
—
кВт/м2
.
мг
кДж/кг
кДж/кг
°С
кДж/кг
кДж/кг
СС
°С
м/с
Вт/(м2 • К)
°С
MS/KT
Расчет
38/32
102
445
360
4
4.2
3323.
3117
-?§- (3323 — 3117) =
1,10
= 1729
95.9
-
•
0.52
1.1
0,62- 1,1 -95.9 = 65.4
0,72
3.9 • 4.4 = 17,2
•
<\ 0 7°^ 17 ° —
1,16 ° °'72) П>2~
= 272
1729 — 272= 1457
950
13517
1457.2
13517 0.986 +
-f- 0.03 • 239= 12 046
840
0,5 (950 + 840) = 895
1.16- 9.46(273 + 895)
273 -10.2
= 4.5
41 • 0,96 • 1 - 0,91 =36
0,5 (360 + 445) = 402.5
0.072
i
94

Продолжение табл. 1—11
Величина
наименование

обозначение
расчетная формула
или способ определения
Единица
Расчет
Средняя скорость пара
Коэффициент
теплоотдачи от стенки к пару
Толщина излучающего
слоя
Суммарная поглощатель-
ная способность
трехатомных газов
Коэффициент ослабления
лучей трехатомными
газами
Коэффициент ослабления
лучей эоловыми
частицами
Суммарная оптическая
толщина запыленного
газового потока
Степень черноты
излучающей среды
Коэффициент
загрязнения
Температура
загрязненной стенки трубы
Коэффициент
теплоотдачи излучением
Коэффициент
теплоотдачи от газов к стенке
Коэффициент тепловой
эффективности
Коэффициент
теплопередачи
Разность температур
между газами н паром: '
наибольшая
наименьшая
Температурный напор при
противотоке
Площадь поверхности
нагрева прямоточного
участка
Полная плошадь
поверхности иагрева ступени
Параметр
Полный перепад
температур газов
То же. пара
Параметр
w„
а,
К
*зл
pks
а
г
k
Д'б
д^
Д/.
прт
н
прм
Н
А
т2
Р
По рис. 6—Z (а2 —
0,9
/ 4sj£j__ \
[ ** )
По рис. 5—5
По рис. 5—6
(V* + £3лИ,л) Р*
По рис. 5—4
По § 6—2
ср
+е+±)*«
По рис. 6—11 (ал =
.= а„а)
S К + <*л>
По табл. 6—2 -
ф.
а, а.
ах -f- а,
ft' —Г
Ыб — Д<м
Ы6
2.3 lg
Д/и
По конструктивным
размерам
То же
HnpJH
Q' — W
Г — С
То
О' —Г
м/с
Вт/(м* • К)
м • МПа
1/(м - МПа)
1/(м - МПа)
мг • К/Вт
°С
9,73-0,072 _
0.032 ~~ 1'
0,98 • 1282 = 1260
4-0.И - 0.104
038*
Вт/(мг • К)
Вт/(м2 • К)
Вт/(м2 - К)
°С
СС
СС
м-
=С
°С
м1о1и_с
^ 3,14-0,
— А 0,038 = 0,31
0,1 • 0,19 • 0,31 = 0,0059
20
0,07
(20 -0.19 4-0.07. 18.2)Х
Х0.1 -0.31 =0,16
" 0.15
0.0043
402.5 4-
+ (°'0043 + -Т21й-)Х
X -^~- • 1729 = 502.5
195 -0.15 = 29,2
1 • (35 4- 29,2) = 64,2
0,55
64,2 - 1260
0,55
Ь4.2 -f- 1260
950 — 445 = 505
840 — 360 = 480
505 — 480
31,7
= 495
2.3 lg
505
480
52
102
52/102 = 0.5
950 — 840 = 110
445 — 36Э = 85
85 = 0.144
950 —гсэ
95

Продолжение табл. I—11
Величина
наименование

обозначение
расчетная формула
алн способ определения
Единица
Расчет
Параметр
Коэффициент перехода
к сложной схеме
Температурный перепад
Тепловосприятие ступени
по уравнению
теплообмена
Расхождение расчетных
тепловосприятий
Температура пара на
входе в ступень
Удельная энтальпия
пара ка входе в ступень
Суммарное
тепловосприятие ступени
Конвективное
тепловосприятие ступени
Энтальпия газов за
ступенью
Температура газов на
выходе из ступени
Разность температур
между газами и паром:
наибольшая
наименьшая
Температурный напор при
противотоке
Температурный перепад
Тепловосприятие ступени
по уравнению
теплообмена
Расхождение расчетных
тепловосприятий
R
ы
<2к
#'
ыл
AL
Д/
прт
д/
Д<2
V4
По рис. 6—14
*Д'прт
kHM
Вр ■ К*»
Qt-Qh
100
По выбору
По табл. IV—8
-о- («п - £'п)
<2-<2л
/' - -^- + Да/°
Ф "
По /^-таблице
рс
й' — Г
А^б —Д'м
2,3 lg
А'б
^прт
кНЫ
Вр - 10»
100
°с
кДж/кг
%
°С
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
°С
СС
°С
°С
кДж/кг
110/85= 1,3
0,995
0,995 • 495 = 494
31,7- 102-494
1.16 • 103
1380— 1457
1457
= —5,3 *
365
3130
= 1380
100 =
2.73
(3323 — 3130) =
1.16
= 1620
1620 — 271,8= 1348
13517 '348 1
13517 1ЩГ +
+ 0,03 • 239 = 12 150
846 2
505
480
505 — 480
2.3 lg
550
= 494
480
0,995 • 494 = 493
31,7 - 102 • 493
1,16- 103
1372— 1348
1340'
1372
100 =
1,93 =
1 Полученное сасхождение тепловосприятий выше допустимого. Для пересчета (второе
приближение) предварительно принимаем другое значение температуры пара на входе в ступень и повторяем
расчет.
2 Полученная температура отличается от температуры газов в первом приближении менее чем
иа 50° С, поэтому коэсУмааент теплопередачи пересчитывать не требуется.
3 Полученное расхождение тепловосприятий не превышает допустимого. Следовательно, значение
температуры пара на вхо„« во вторую ступень перегревателя ? = 365° С, принятое при втором
приближении, конструктивным хграггернстикам ступени соответствует и поверочный расчет ступени
на этом заканчиваем.
96

Таблица I—12. Конструктивный расчет первой ступени перегревателя
Величина
наименование

обозначение
Диаметр труб
Параметры пара на
входе в ступень:
давление
температура
паросодержаиие
Удельная энтальпия:
кипящей воды
сухого насыщенного
пара
Удельная энтальпия
пара на входе в ступень
Параметры пара на
выходе из ступени:
давление
температура
удельная энтальпия
Тепловосприятие
пароохладителя
Тепловосприятие ступени
Энтальпия газов на
входе в ступень
Температура газов на
входе в ступень
Энтальпия газов на
выходе из ступени
Температура газов на
выходе из ступени
Средняя температура
газов в ступени
Средняя скорость газов
в ступени
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией
Средняя температура
пара
Объем пара прн средней
температуре
Средняя скорость пара
Коэффициент
теплоотдачи от стенки к пару
Эффективная толщина
излучающего слоя
Суммарная поглощатель-
иая способность
трехатомных газов
dldb
Р'
f
Ы„
/'
О'
О'
о,
ср
DP-
'ср
Си
ОРп
PV
расчетная формула
или способ определения
Единица
По конструктивным
размерам
■Рб
Пае
По выбору
По табл. VI—7
То же
я" + (1 — x)V
Из расчета второй
ступени перегревателя
То же
По выбору
D
•<*'п + А£по —U
Из расчета второй
ступени перегревателя
То же
О
/' — — + Аа/°
Ф
прс
По /^-таблице
0,5 ($' + д")
ВрУг(273+Фср)
273f
По рис. 6—5 (ак =
= а,АС<Сф)
0.5 (Г +f)
По табл. VI—8
Дрп
По рис. 6—7 (сс2 =
= Cd«H>
Prns
ЮЛ
МПа
°С
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
МПа
°С
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
СС
кДж/кг
°С
°С
м/с
Вт/(м2 - К)
°С
м3/кг
м/с
Вт/(м2 - К)
Расчет
. V
38/32
4.4
256
0.98
1117
2799
0.98 - 2799+ (1—0.98) X
X1117 = 2765
4,2
365
3130
60
9 73
-^—(3130 + 60-
1,1о
— 2765) = 3528
12 150
846
3416
12150-^86+°'02><
X 239 = 8683
614
0.5 (846 +614) = 730
1,16 -9.61(273 + 730)
273 - 5,7
= 7.2
62,8 - 1 - 0J9S - 0J93 =
= 5".2
310
0 'I
9.73
О. -
»»5-5w
= 1 .5
— I X
7 в—3089
97

Величина
наименование
Коэффициенты
ослабления лучей:
трехатомными газами
золовыми частицами
Суммарная оптическая
толщина запыленного
газового потока
Степень черноты
излучающей среды
Коэффициент
загрязнения
Температура
загрязненной стенки трубы
Коэффициент
теплоотдачи излучением
Температура в объеме
камеры перед ступенью
Коэффициент
Глубина по ходу газов:
ступени (пучка)
объема перед ступенью
Коэффициент
теплоотдачи излучением с учетом
излучения газового
объема перед ступенью
Коэффициент
теплоотдачи от газов к стенке
Коэффициент тепловой
эффективности
Коэффициент
теплопередачи
Разность температур
между газами и паром:
наибольшая
наименьшая
Температурный напор при
противотоке
Полный герепад
температур газового потока в
ступени
Полный перепад
температур потока пара
Параметр
То же
Коэффициент пережиг
к сложной схеме
Температурный перепад
Площадь поверхности
нагрева ступени

обозначение
К
*зл
kps
а
е
СТ
ал
*>„
А
'п
'об
а'л
^1
*
k
^6
Д'м
Ч.рт
ч
тм
R
р
*
дг
н
расчетная формула
нлн способ определения
По рис. 5—5
По рис. 5-М5
(Vn + *злИзл> Ps
По рис. 5—4
По § 6—2
Ь + [' + ±№*
X 103
г
"Ь-^-Х*.
По рис. 6—1Г(ал=.ассн)
Из расчета второй
ступени перегревателя
По § 6—2
По конструктивным
размерам
То же
«'['WlOOo) *
/ '«* Г71
х(—) J
\ (Ок 4- a-^s^Z
По табл. 6-^2
^-^
fl' — f
дя — Г
А'б — Д'м
"*-&
G' — •&*
г —г
Тб/Тм
ТМ
0' —г'
По рис. 6—15
ФД'прт
bpQ ir«
—£-L- . 103
Продолжение табл. I—12
Единица
1/(м • МПа)
1/(м - МПа)
—
—
м2 - К/Вт
°С
/'/
'
Вт^(м2-К)
\ 4f>
\^
— \*
м
м "^
ВтДм^ИчГ
" ~——
~Вт/(м2 • К)
—"~"~—■
Вт/(м2 - К)
°С
•с
°С
°с
/
/ °С
—
—
—
°С
ы»
Расчет
25,5
0,077
(25^5 -0,187-J-0,077 х
X 17,9) • 0,1 • 0,25 = 0,16
0,15
0,005
( 1 ,\
310-f(o,005-f—]Х
x4vr--3528- 1000 =
174
= 432
140 • 0,15 = 20,9
846
\i 0.4
l^\ 0,7
"^ ^Ч^
N J>>
4'WJSP
0.7 \а071 „,
~^s) J"27'9
1 (5Л2^+-27^=_85И_
/ 0,55 )
0 / 85,1-4777 _
U,7 85,1+4777
= 45,9
846 — 365 = 481
614 — 255 = 359
481—359
гт—= 425
481
2'3 * 359
846 — 614 = 232
365 — 255= ПО
232/110 = 2,1
110 -0 186
846-255 °"186
0.98
0,98 • 425 = 416
1,16 - 3416
' -. . . О3 = 219
45.9 • 416
98

Поверочно-конструктивный расчет
экономайзера и воздухоподогревателя. В соответствии с
§ 9—1 составляем расчетную схему хвостовых
поверхностей нагрева парогенератора (см.
рис. I—1) и указываем на ней известные до
начала расчета параметры газов, воды и воздуха.
Используя чертежи и техническую
документацию парогенератора ТП-35У, составляем
таблицы конструктивных размеров и характеристик
его экономайзера и воздухоподогревателя
(табл. I—13, I—14).
Принимаем следующий порядок расчета
хвостовых поверхностей:
1. Поверочный расчет второй ступени
экономайзера (табл. I—15). .
2. Поверочный расчет первой ступени
воздухоподогревателя (табл. I—16).
3. Поверочный расчет второй ступени
воздухоподогревателя (табл. I—17).
4. Конструктивный расчет первой ступени
экономайзера (табл. I—18).
После расчета хвостовых поверхностей
определяем невязку теплового баланса
парогенератора (табл. 1—19).
Так как величина невязки теплового расчета
не превышает допустимых 0,5%, то тепловой
расчет парогенератора считаем законченным.
Таблица I—13. Конструктивные размеры
характеристики экономайзера
. Наименова вне
Диаметр труб:
наружный
внутренний
Расположение труб
Количество труб в
горизонтальном
ряду
Количество
горизонтальных рядов
труб
Шаг труб:
поперек потока
газов (по
ширине)
вдоль потока
газов (по высоте)
Относительный
шаг труб:
поперечный
продольный
Площадь
поверхности нагрева
Размеры сечения
газохода поперек
движения газов
Площадь живого
сечения для
прохода газов
Количество
параллельно
включенных труб (по
воде)
Площадь живого
сечения для
прохода воды
аче-
Обоэн
пне
d
dBR
Zi
Z2
*1
s*
sjd
s,/d
Я
A
Б
F
zo
/
<
MM
MM
ШТ.
ШТ.
MM
MM
—
—
M2
M
M
M-
ШТ.
мг
Ступень
1
32
26


матное
16
38
90
56
2.8
1.75
250
4.3'
1,49
4.2
32
0.017
п
32
26


матное
16
12
90
56
2.8
1.75
80
4.3
1,49
4.2
32
0,017
7'
Конструктивный расчет экономайзера и
воздухоподогревателя. В соответствии с § 9—1
составляем расчетную схему хвостовых
поверхностей нагрева парогенератора,на которой
указываем известные до начала расчета параметры
газа, воды и воздуха (рис. I—1).
Учитывая рекомендации § 9—4,
распределяем температурный перепад и тепловосприятия
по ступеням экономайзера и
воздухоподогревателя (табл. I—20).
На основе произведенного распределения
температурного перепада и тепловосприятий между
ступенями хвостовых поверхностей нагрева
производят конструктивный расчет ступеней
воздухоподогревателя н экономайзера.
Таблица I—14. Конструктивные размеры и
характеристики воздухоподогревателя
Наименование
Диаметр труб:
наружный
внутренний
Длина труб
Расположение труб
Количество ходов
по воздуху
Количество труб в
ряду поперек
движения воздуха
Количество рядов
труб вдоль
движения воздуха
Шаг труб:
поперечный
(поперек потока
воздуха)
продольный
(вдоль потока
воздуха)
Относительный
шаг:
поперечный
продольный
Количество
параллельно
включенных труб (по
газам)
Площадь живого
сечения для
прохода газов
Ширина сечения
воздушного канала
Средняя высота
воздушного канала
Площадь живого
сечения для
прохода воздуха
Площадь
поверхности нагрева
ченне
га
X
cog
О
d
dBH
L
п.
Zl
Ч
h
*2
Vd
s2/d
Ч
F,
В
h
FB
Я
га
X
X
Ш
MM
MM
M_
ШТ.
шт.
шт.
MM
MM
—
—
ШТ.
M2
M
M
M:
u-
Ступень
I
40
37
3.4


матное
2
70
34
56
44
1,4
1.1
2400
2.4
4.3
1.7
_ 1
1
II
40
37
3.4


матное
2
70
34
56
44
1.4
1.1
2400
2.4
4.3
1.7
-.1
I"X»
iHiie
s
1
o.
99

Таблица I—15.
Поверочный расчет второй ступени экономайзера
Величина
наименование
Площадь поверхности
нагрева ступени
Площадь живого сечения
для прохода газов
То же, для прохода воды
Температура газов на
входе в ступень
Энтальпия газов на
входе в ступень
Температура газов на
выходе из ступени
Энтальпия газов на
выходе из ступени
Тепловосприятие
ступени (теплота, отданная
газами)
Удельная энтальпия
воды на выходе из
ступени
Температура воды на
выходе из ступени
Удельная энтальпия
воды на входе в ступень
Температура воды на
входе в ступень
Средняя температура воды
Скорость воды в трубах
Средняя температура
газов
Средняя скорость газов
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией
Эффективная толщина
излучающего слоя
Суммарная поглошатель-
ная способность
трехатомных газов
Коэффициент ослабления
лучей трехатомными
газами
Коэффициент ослабления
лучей золовыми
частицами
Суммарная оптическая
тол_лна за-ыленного
газового пстэи
-епеяь черво-ы гаэоз
Тедера ура заг-
сешл тр
■ ~ ос . тег

обозначение
Н
F,
f
Ъ'
Г
Ъ"
г
Q,
i"
Г
i'
f
f
w
0
wF
вк
s
prns
*r
"ал
kps
a
'ст
*л
расчетная формула илн
способ определения
По конструктивным
размерам
То же
» »
Из расчета
перегревателя
То же
По выбору
По /д-таблице
Ф (/' — Г + Да/° г)
т \ t ПрС
Вп
+ <?к + Qne)
По табл. VI—6
;» Qrfip
^зк'
По табл. VI—6
0.5 (г' + Г)
D v
ж/
0.5 (fl' -f 0*)
BpVr (273 + 0)
273JC^
По рис. 6—4 (сск =
= анС2С5Сф)
M(^-')d
prns
По рис. 5—5
По рис 5—6
(V/i + *зл1*зл) Ps
По рис. 5—4
<ср + Л'
По рис. 6—11 (ал =
= ана)
Единица
М»
м1
м2
''С
кДж/кг
ч:
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
сс
кДж/кг
°С
СС
м/с
°С
м/с
Вт/(м" • К)
м
м • МПа
1/(м • МПа)
1/(м • МПа)
_
—
СС
Вт/(м2 • К)
Расчет
145
—
4.2
0,017 .
614
8669
500
7106
0,986 (8669—7106+0,03 X
X 239)= 1548
1,16
3323 + 60 9;73 х
X (15 870 +909 +
+ 1348+.3416) = 806
'188
1548 -1.16
806 ~ = 628
J 47
0,5(147+ 188)= 167,5
10-0,0011
0.0.7 -0'65
0,5(614 + 500) = 557
1.16 - 9.83 (273 + 557}
273 ■ 1,2
= 8,2
82.6 • 0,96 • 0,98 = 78
п „ / 4 • 0,09 - 0,056
0 9 - ■
\ 3.14-0.0322
— 1) • 0,032 = 0,16
0.1 -0,183 • 0,16=0,0029
3.6 i 1
0087
(3,6 • 0,183 + 0,0088 X
X 17,4) -0,16 -0.1 =
= 0.116
0.116
167,5 + 60 = 227,5
61 -0.116 = 7
100

Продолжение табл. I—15"
Величина
чанменоваьт
обозиаче-
расчетная формула или
способ onpv-гления
Единица
Расчет
Температура в объеме
камеры перед ступенью
Коэффициент
Глубина по ходу газов:
ступени
объема перед ступенью
Коэффициент
теплоотдачи излучением с учетом
излучения газового
объема перед ступенью
Коэффициент
теплоотдачи от газоь к стенке
Поправка к
коэффициенту загрязнения
Коэффициент загрязнения
Коэффициент
теплопередачи
Разность температур
между средами:
наибольшая
наименьшая
Отношение
Температурный напор
Тепловосприятие ступени
по уравнению
теплообмена
Расхождение расчетных
тепловосприятий
Температура газов на
выходе из ступени
Энтальпия газов на
выходе из ступени
Тепловосприятие
ступени (теплота, отданная
газами)
Удельная энтальпия воды
на входе в ступень
Температура воды на
входе в ступень
Разность температур
между средами:
наибольшая
наиленъиая
Течперату ~ъыа ралор
Тепл-зос-риятуе сту*-_-
ни го)ра== -• теа.-ооб-
ыена
Расхох_ен:. расчета
тепловое:;
О'
1ой
Де
е
AQ
Qr
Д-'б
Из расчета
перегревателя
По § 6—2
По конструктивным
размерам
То же
По табл. 6—1
По формуле (6—8)
а,
I +*а,
&*6
ы*
Д'бМ'м
At
<?т
Ъ' — Г
ъ«—г
д/в/д/м
0,5 (Ate + Д'м)
kHM
шзер
100
По выбору
По /О-таблице
Ф(/'_Г+До/1прс)
г-Ми.
По табл. VI—6
Ф' — Г*
Ъ' — Г
0.5 (Л., -г „>
4'Л.
От-
- 1}
Вт/(ма • К)
Вт/(м' • К)
м2 • К/Вт
м2• К/Вт
Вт/(м* • К)
•с
•с
°с
кДж/кг
%
°С
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
"С
614
0,4
1.9
1,8
25
I (78 + 9,8) = 87,8
0,0043
0,0034 • 0,8 • 1 +
4- 0.0043 = 0.007
8?'8 =54.3
1 + 0,007 • 87,Ь
6J4— 188 = 426
500— 147 = 353
426/353= !,2< 1,7
0,5 (426 + 353) = 390
54,3 - 80 - 390
I00U -1,16
1460— 1548
1460
100
154Й
= — 5,51
506
7190
0 986(8669 — 719? +
4-0.03 • 243)= 1457
1457- 1.16
>06 т =637
151
614—188 = 426
506—151 = 355
0.5 (426 4- 355) = 391
54.3-80-391 ,,„
— = 1466
1.16- 10s
1466— 1457
1457
- 100 =0,6;
1 Полученное - - г -~- идт л- -миного. Для пересчета (второе
приближение) срегзг-иЧль диеш -иоергт^ры газов на выходе из ступени н
повторяем расчет. Ее г- - - расчет* тооерату- газсз' будет отличаться от первоначально
принятой ке - -лее чем Fa 50е то г теп- осере_гчя пересчитывать ие требуется.
4 Полученное расхождение -еоговосгр " меньше z-пустимого; поэтому поверочный расчет
ступени считаем законченным.
101

Таблица I—16. Поверочный расчет первой ступени воздухоподогревателя
Величина
наименование

обозначение
расчетная формула или
способ определения
Единица
Расчет
Диаметр и толщина
стенки труб
Относительный шаг труб:
поперечный
продольный
Количество рядов труб
Количество ходов по
воздуху
Площадь живого
сечения для прохода газов
То же, для прохода
воздуха
Площадь поверхности
нагрева
Температура газов на
выходе из ступени
Энтальпия газов на
выходе нз ступени
Температура воздуха на
входе в ступень
Энтальпия теоретического
количества холодного
воздуха
Температура воздуха на
выходе из ступени
Энтальпия теоретического
количества воздуха на
выходе из ступени
Отношение
Тепловосприятие ступени
Средняя температура
воздуха в ступени
Энтальпия теоретического
количества воздуха при-
сосов при средней
температуре
Энтальпия газов на
входе в ступень
Температура газов на
входе в ступень
Средняя температура
газов
Среддья скорость газов
Коэффициент
теплоотдачи от газов к стенке
Средняя скорость
воздуха
Коэффициент теплэопз-
чи с воздушной сто
Коэффициент
использования поверхности нагрева
dx s
hi*
s2/d
z,
H
Iя
f
/°
х.в
/о-
Pi
Q
прс
О'
#ср
wB
а,
г
■sen
По конструктивным
размерам
То же
» »
»
»
По заданию (ft" = 0ух)
По /-©-таблице
По выбору
По /^-таблице
По выбору
По /д-таблице
ат — Доц. — Даплу + Да,,
(р1+^-)(/°*-/о')
0.5 {Г + t")
По /Ф-таблнце
/' +
Ф
•Да/,
прс
По /д-таблице
0.5 (£' + «")
BpVF (273 + ftcp)
273F,
По рис. 6—6 (ах =
• = СфС/ан,
VBr,
273FB
X (273 + 0
По рис. 6—4 (а2 =
= анС2СхСф)
По табл. 6—3
мм
шт.
ма
м*
°С
кДж/кг
°С
кДж/кг
°С
кДж/кг
кДж/кг
°С
кДж/кг
кДж/кг
°С
°С
м/с
Вт/ (м2 • К)
м/с
Вт/(м* • К)
40 X 1.5
1,4
1.1
34
2
2.4
2.1
1000
150
2175
25
239
160-
1550
1.25 —0.1—0П +
+ 0,03= 1.08
( ™ 0.03 \
(1.08+ -g-J
(1550 —
— 239)= 1440
0.5 (25+ 160) = 92,5
922
1440
2l75+w-°'03x
X 922 = 3655
250
0.5 (250 + 150) = 200
1,16 • 10,5 (273 + 200) _
273 • 2,4
= 8,7
1,1 • 1 - 32,5 = 36
/ 0,03 \ , .,
^ 1,08 Ч ^—j -7.15
273 -2.1
X 1.16 (273+92,5) = 5,6
64 - 1 • 0,98 • 0,95 = 59,8
0.7
102

шнменованне
Коэффициент
теплопередачи
Разность температур
между средами:
наибольшая
наименьшая
Отношение
Температурный напор при
противотоке
Перепад температур:
наибольший
наименьший
Параметр
То же
Коэффициент
Температурный перепад
Тепловосприятие ступени
по уравнению
теплообмена
Расхождение расчетных
тепловосприятий
Таблица 1
Величина

обозначение
k
Д'б
Atu
Д'бМ'м
Д'прт
Ч
тм
Р
R
Ч>
М
Q
д<2
—17. Пов
расчетная формула нлн
способ определения
6вп «Ч + о,
д* — г»
^ — Г
Ыб/Ыи
0.5 (Д*б + Д/J
г* — P
& — &
тм
0'—/'
Тб/Тм
По рис. 6—16
Ч^прт
kHM
Вр • 103
Qt — Q
Vt 0 ■ • юо
Единица
Вт/ (ы« • К)
°С
°С
—
•с
°с
°с
—'"
~—
—
°с
кДж/кг
%
Расчет
А, 36.59.8 _,,.„
°'7-36+59.8 15'8
150 — 25 = 125
250—160 = 90
125/90 = 1,39 < 1,7
0,5(125 + 90)= 107,5
160—25 = 135
250 — 150 = 100
100 -0.45
250-25 *
J33__j 35
0,98
0.98 • 107,5 = 105
15.8-1000-105 ,,,„
-1.16-10» ~1430
1430—1440 ...
— • 100 =
1440
= -0.7
ерочный расчет второй ступени воздухоподогревателя
Величине
наименование
Диаметр труб
Относительный шаг:
поперечный
продольный
Количество рядов труб
Количество ходов по
воздуху
Площадь живого сечения
для прохода газов
То же, для прохода
воздуха
Площадь поверхности
нагрева
Температура газов на
входе в ступень
Энтальпия газов на
входе в ступень
Температура воздуха на
выходе из ступени
Энтальпия воздуха на
выходе из ступени

обозначение
d
vd
s2/d
z
a
F,
*»
H
V
/'
r
%
Ш
расчетная формула нлн
способ определения
По конструктивным
размерам
То же
» »
» »
» »
э »
*. *
» V
Из расчета второй
ступени экономайзера
То же
По выбору
По /д-таблице
Единица
мм
—
—
шт.
—
м»
м»
°С
кДж/кг
°С
кДж/кг
Расчет
40 X 1.5
1,4
1.1
34
2
2.4
2Л
-1000
506
7190
380
3675
103

Продолжение табл. I—17
Величина
наименование
Отношение количества
воздуха на выходе из
ступени к теоретически
необходимому
Температура воздуха на
входе в ступень
Энтальпия воздуха на
входе в ступени
Тепловосприятие ступени
Средняя температура
воздуха
Энтальпия воздуха при
средней температуре
Энтальпия газов на
выходе из ступени
Температура газов на
выходе из ступени
Средняя температура га-
Средняя скорость газов
Коэффициент
теплоотдачи с газовой стороны
Средняя скорость
воздуха
Коэффициент
теплоотдачи с воздушной стороны
Коэффициент
использования поверхности нагрева
Коэффициент
теплопередачи
Разность температур
ыеж^у срезами:
наибольшая
. наименьшая
Средний температурный
напор п "ротнвотоке
Перепад, темпера—^ .
нанболь й
наименьший
Параметр
То же
Коэффициент

обозначение
Р*
Q
t
Се
прс
/'
ф«
а
Щ
«1
»„
г
гВП
k
А'б
Д*м
Д^прт
*к
р
R
*
расчетная формула или
способ определения
От — Дсст — Дссплу
Из расчета первой
ступени
воздухоподогревателя
По /Ф-таблице
[r+t)(tr #:')
0.5 (/' + Г)
По /0-таблице
'--^ + A<„
По /д-таблице
0.5 (д' + $')
BpVr (273 + 0)
Ff • 273
По рис. 6—6 {аг =
— СфС/а„)
(р'+-4рХ|И>Ар
FB ■ 273 Х
X (273 + 0
По рнс 6—4 (аг =
= анСфСгС5)
По табл. 6—3
5вп с^ + о,
Ъ" — Г
Ъ' — f
0.5 (Д/б + Д/J
Г— Г
Ъ' — Ъ'
тм
Ь' — Г
Ч
По рис. 6—16
Единица
—
вС
кДж/кг
•• кДж/кг
вС
кДж/кг
кДж/кг
=С
°С
м/с
Вт/(м* • К)
м/с
Вт/(м2 • К)
Вт/(ма • К)
=С
°С
°С
°С
°С
—
—
—
Расчет
1,25—0.1 —0,1 = 1,05
160
1550
(«,05+ °f) (3675-
—1550) = 2227
0,5 (160+ 380) = 270
2590
2229
7190 0.986 +°-°ЗХ
X 2590 = 5030
345
0,5 (506 + 345) = 425
1.16- 10.05(273+425)
2.4 • 273 —
= 12.7
0.92 • 1 - 39,5 = 36,5
[|.06+ Т).7.№
2.1-273 Х
X 1.16(273 + 275) = 8.3
1 • 0.98 - 0.86 • 76,8 =
= 64.7
0.7
36.4 • 64.7
' 36.4 + 64.7 ~
= 16.3
345—160=185
506 — 380 = 126
0,5(185+ 126)= 155.5
380—160 = 220
506 — 345= 161
127 - 0 37
506-170 '
210 , ,_
126
0.96
104

Форма № У 6.01
Затв.наказом Мшвузу УРСР
вш 3 серпня 1984 р. № 253
МГШСТЕРСТВО ОСВ1ТИI НАУКИ УКРАШИ
ДЕРЖАВНЫЙ ВИЩИЙ НАВЧАЛЬНИЙ ЗАКЛАД
«УКР АШСЬКИЙ ДЕРЖАВНЫЙ XIMIKO-ТЕХНОЛОПЧНИЙ УНШЕРСИТЕТ»
Кафедра ЕНЕРГЕТИКИ
Дисцишпна КОТЕЛЬШ УСТАНОВКИ
Спещальшсть Т090510 „Теплоенергетика"
Курс 1У Трупа 4ЕТТ Семестр Q
ЗАВДАННЯ
на курсовий проект (роботу) студента
Тема проекту Виконати перевлрочтт тепловий розрахунок парогенератора типу
2. Строкздач1 студентомзакшченого проекту (роботи) до то* /^-, <L QO£p,
3 Вихщш даш до проекту
а) Креслення парогенератора i показники використовуемого полива наведет в nimepamypi.
б) Температура перегргтог пари - 44 О °С;
живилъног
(води -1QS °С:
eidxidnux газгв - J60 °С;
в) Продувка - ^ %:
г) Паливо - И^1Л( (УО Q U^euus ?-аЛ
4. Змют розрахунково-пояснювально! записки (перелш питань, яю розглядаються в розробщ)
Характеристика парогенератора i задоч1 курсового проекту
Визначення робочих параметров паливног сумпш.
Розрахунок теплообмену в monui. пароперегргвнику. в конвективных поверхнях нагргву.
Визначення статей теплового балансу.
Висновки
Використана nimepamypa.
5. Перелш граф1чного матер1алу (з точним зазначенням обов'язкових креслень)
На листах формату А1 накреслити головт перетини парогенератора.
Дати умоет позначення використаних Mamepianie та змгни температур газгв по газовому
тракту.
6. Дата видач1 завдання _ «S3, 04, 2QQ8p.

К АЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
пп
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Назва етатв курсового проекту (роботи)
Характеристика парогенератора i його розрахункова
схема.
Розрахунок горшня паливно! сумши.
Розрахунок теплового балансу i топки парогенератора.
Розрахунок naponeperpiBHHKa i конвективних повер-
хонь Harpiey.
Визначення нев'язки теплового балансу.
Виконання креслень парогенератора.
Оформления пояснювально'1 записки
Строк
виконання
еташв
%
виконання
роботи
5
5
20
20
5
30
15
Рекомендована лггература
1. Тепловой расчет промышленных парогенераторов. Под ред. В.И.Частухина. - Киев:
Вища школа, 1980.
2. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. - М.: Энергия, 1975. - 296с.
3. Липов Ю.М, Самойлов Ю.Ф., Мендаль З.Г. Компановка и тепловой расчет
парогенераторов. -М.: Энергия, 1975.
4. Теплотехнический справочник Изд. 2-е. Под ред. В.Н.Юренева, П.Л.Лебедева. Ч. I, П.
-М: Энергия, 1975.
5. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. Учебное
пособие для техникумов. — М.: Энергоатомиздат, 1989. - 280 с. *'
Студент у'ЖЖЪ/Ш'—
KepiBHHK '^fT^j^i Бутенко 1.Г.
««О» 04 200 # р.

Продолжение табл. 1—17
Величина
наименование

обозначение
расчетная формула или
способ определения
Температурный напор
Тепловосприятие по
уравнению теплообмена
Расхождение расчетных
тепловосприятии
Температура воздуха на
выходе из ступени
Энтальпия воздуха на
выходе из ступени
Тепловосприятие ступени
Средняя температура
воздуха
Энтальпия воздуха при
средней температуре
Энтальпия газов на
выходе из ступени
Температура газов на
выходе из ступени
Разность температур
между средами:
наибольшая
наименьшая
Средний температурный
напор при противотоке
Температурный перепад
Тепловосприятие
ступени по уравнению
теплообмена
Расхождение расчетных
тепловосприятии
Д/
прс
Iя
А/б
Д'прт
Д/
Qt
AQ
^'прт
Ар ■ Юа
Qt-Q
100
По выбору
По /0-таблнце
0,5 [Р + Г)
По /0-таблице
<'-f + Д<рс
По /Ф-таблице
О* —Г
О' —Г
0.5(Дгб + Д/м)
*^прт
кНЫ
■I )
fip • Ю3
Qt-Q
100
Единица
°С
кДж/кг
%
°С
кДж/кг
кДж/кг
°С
кДж/кг
кДж/кг
°С
°С
°С
°С
кДж/кг
Расчет
0,96 - 155,5 = 149
16,3 • 1000 - 149
1,16 - 103
2100 — 2227
2227
= — 5.7»
370
= 2100
100 =
3580
1,05 +
0.03
)(3580 —
- 1550) = 2160
0,5 (160 + 370) = 265
2590
7190-<шг+°-03х
х 2590 = 5066
3492
349—160= 189
506 — 380 = 136
0.5(189 + 136)= 163
0,96 • 163 = 157
16.3 • 1000 • 157
1.6 • 103
2202 — 2160
2160
= 1.953
2202
100 =
1 Полученное расхождение тепловосприятии вьш:е допустимого. Следовательно, существующий
воздухоподогреватель не может обеспечить нагрев воздуха до принятого в начале расчета
значения 380° С. Поэтому, выбрав новое значение температуры горячего воздуха, повторяем расчет.
2 Полученная температура отличается от теыперат) ры газов при первом расчете (345 С) менее чем
иа 50° С, поэтому коэффициент теплопередачи пересчитывать не требуется.
3 Расчет воздухоподогревателя считаем законченным. Поскольку расчетная температура горячего
воздуха на выходе из ступени t r e = 370° С отличается от принятой в начале расчета менее чем
иа ± 40° С, уточнять расчет теплообмена в толке и пощади поверхностей нагрева топкн не
требуется.
105

Таблица I—18. Конструктивный расчет первой ступени экономайзера
Величина
наименование
Температура газов на
входе в ступень
Энтальпия газов на
входе в ступень
Температура газов на
выходе из ступени
Энтальпия газов на
выходе из ступени
Количество теплоты,
отданное газами

обозначение
V
/»
G*
/'
Qr
расчетная формула или
способ определения
Из расчета второй
ступени воздухоподогревателя
То же
Из расчета первой
ступени воздухоподогревателя
То же
(/'-/' + Да /;рс)Ф
Едняиаа
°с
кДж/кг
°С
кДж/кг
кДж/кг
Расчет
349
5066
250
3655
(5066 — 3655 -f- 0,03 X
X 239) • 0,986 = 1460
Таблица I—19. Расчет невязки теплового баланса парогенератора
Величин.
наименование

обозначение
расчетная формула или
способ определения
Единица
Расчет
Расчетная температура
горя чего воздуха
Энтальпия горячего
воздуха при расчетной
температуре
Количество теплоты^
вносимое в топку воздухом
Полезное тепловыделение
в тошсе
Лучистое тепловосприя-
тие тошш
Расчетная невнзха
теплового баланса
Невязка
г.и
Qx
QT
^л
AQ
Из расчета
воздухоподогревателя
То же
(Ох — Дат — Дссплу) /в* +
+ (д«т + Даплу) 'прс
100 — уз — <74-9бшл
ЦР 100 — (74 +
+ Q.
(Qr - /т) Ф
qp41-(q;;+Qk+
+ Qae + Q3K>
V loo У
_до_
100
°с
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
26 630
%
370
3580
(1,25—0.1—0.1) -3580 +
+ (0.1 +0.1) -238 = 3760
ЮО — 0 — 5 — 0
100 — 5
+ 3760 = 30 390
0.986 (30 390 — 14 304) =.
= 15 859
26 630- 0,873 —(15 870 +
+ 909 + 1348 + 3416 +
+ 1457+1460) (l - А) =
= 87,2
87,2
26 630
100 = 0.33
106

Таблица 1—20. Распределение температурного перепада и тепловосприятнй между ступенями
воздухоподогревателя и экономайзера
Величина
наименование

обозначение
расчетная формула илн
способ определения
Единица
Расчет
Температура уходящих
газов
Энтальпия уходящих
газов
Температура горячего
воздуха
Энтальпия теоретического
количества горячего
воздуха
Температура воздуха на
выходе из первой
ступени воздухоподогревателя:
по условию (9—12)
по выбору
Энтальпия теоретического
количества воздуха на
выходе из первой ступени
воздухоподогревателя
Отношение
Тепловосприятие первой
ст упени возду хопо дог ре-
вателя
Средняя температура
воздуха в первой ступени
воздухоподогревателя
Энтальпия воздуха присо-
сов при средней
температуре
Энтальпия газов перед
первой ступенью
воздухоподогревателя
Температура газов перед
первой ступенью
воздухоподогревателя
Отношение
Тепловосприятие второй
ступени
воздухоподогревателя
Температура газов перед
второй ступенью
воздухоподогревателя
Энтальпия газов перед
второй ступенью
воздухоподогревателя
Средняя температура
воздуха во второй ступени
воздухоподогревателя
Энтальпия воздуха при
средней температуре
Энтальпия газов на
выходе из второй ступени
воздухоподогревателя
Температура газов на
выходе из второй ступени
воздухоподогревателя
«.
У*
у*
Pi
Г
прс
РП
«;
41
/°
'и
в
II
По выбору
По /Ф-таблице
По выбору
По /д-таблице
>°.4(l„ + lxJ
По /д-таблице
а, — Лат — Даплу + Дап
0.5 (f« + П
По /Ф-таблице
4 +
Qi
ф
• Ла/
аре
По /0-таблице
от — Дат — Даплу
(*;, + -£-) с»"-'*')
По выбору
По ^-таблице
0.5 (Г + П
По /Ф-таблице
iiL+tei;
ф
По /Ф-таблице
прс
°с
кДж/кг
°С
кДж/кг
°С
°С
'С
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
=С
кДж/кг
кДж/кг
°С
145
2099
380
3675
> 100 + 50 > 150
> 0.4 (380 + 25) > 163
180
' 1689
1.25-0.1-0.1 +
+ 0.03= 1.08
0,63
(1689-
/ 0,63 \
(u»+-j-)
— 238) = 1695
0.5 (25 -V- 180) = 102.5
968
2099 +
1695
0,986
— 0.03-968 = 3773
250
1.25 — 0,1—0.1 = 1.05
U5 + _^W5-
2 /
1689) =2115
500
7106
0.5 (180 + 380) = 280
2685
X 2685 = 5055
356
107

Продолжение табл. i—20
Величина
яаименованне

обозначение
расчетная формула или
способ определения
Единниз
Расчет
Тепловосприятие первой
ступени экономайзера
Энтальпия газов на входе
во вторую ступень
экономайзера
Температура газа на
входе во вторую ступень
экономайзера
Тепловосприятие второй
ступени экономайзера
Суммарное
тепловосприятие ступеней
экономайзера
То же, по уравнению
теплового баланса (9—13)
Расхождение расчетных
тепловосприятий
Расход воды через
экономайзер
Тепловосприятие
пароохладителя
Параметры воды иа входе
в первую ступень:
удельная энтальпия
температура
Параметры воды на
выходе из первой ступени:
удельная энтальпия
температура
Параметры воды на
выходе из второй ступени:
удельная энтальпия
температура
Температура кипения
воды при давлении в
барабане
Недогрев воды до кипения
на выходе нз второй
ступени
f
II
Qh
Эб
''ЭК
AQ
Ai,
/кип
А/
<р (/,'_/,- +Да/' j
Из расчета перегревателя
То же
Qi + Qh
(ft '°° -
~(Ql + QK + Qnr)
(Qi + Qh)-Q!
эк
100
(l+p/l0D)D
Из расчета перегревателя
'п.8 + Д'по —к
эк
По табл. VI—6
Д
h + Qi-js
По табл. VI—б
'II + Qu
5п
D,
По табл. VI—6
По табл. VI—7
'кип ~ 'и
кДж/кг
кДж/кг
°С
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
26 627-0,873.
кг/с
кДж/кг
кДж/кг
°С
кДж/кг
°С
кДж/кг
°С
°с
0.986(5056 — 3773 +
+ 0,03 X 238) = 1275
8669
614
0.986(8669—7106 +
+ 0,03x238) = 1548
1275+ 1548 = 2823
100
100 — 5"
— (15 870 + 969 +
+ 1348+ 3416) = 2936
2823 — 2936 ,,„
2936 -1б0==
== —21
(I +3/100) -9,73=10
60
422 + 60 - —-— = 480
^ 10
112
1,16
480+ 1350- !. =635
10
151
1.16
635 + 1548 • -^— = 814
10
192
255
255 — 192 = 632
Расхождение тепловосприятий не превышает допустимого, поэтому распределение
температурного перепада и тепловосприятий между ступенями хвостовых поверхностей нагрева считаем
законченным и определяем параметры воды на границах ступеней экономайзера.
1 Недогрев воды на выходе нз экономайзера больше 20 °С; следовательно, экономайзер должен
"эггь некнпящего типа.
108

!! cm, экономайзера
t'0 -HO'C
Нет. боздухоподогре-
вателя
I cm экономайзера
I cm. 6о id ухо -
подогревателя
t'rtrc
I—2. Расчет топки парогенератора
типа ДКВр-10-23 при работе на мазуте
Методика теплового расчета парогенератора,
работающего на газе и мазуте, аналогична
изложенному выше расчету парогенератора ТП-35У
прн сжигании каменного угля. Основное
отличие заключается в расчете теплообмена в топке.
Рассмотрим поверочный расчет теплообмена
в топке парогенератора ДКВр-10-23,
работающего иа мазуте. Схема топки изображена на
рис. 1—2.
В целях экономии места расчеты объемов и
энтальпий воздуха и газов, теплового баланса
и определения конструктивных размеров и
характеристик топки опускаем. Согласно ранее
выполненным расчетам расход топлива Вр =
= 0,26 кг/с. Поверочный расчет теплообмена
в топке представлен в табл. I—21.
Рис. I—1. Схема хвостовых поверхностей
нагрева парогенератора ТП-35У
$ух-150-С
Рис. I—2. Схема газомазутиой топки
парогенератора ДКВр-10-23
109

Таблица I—21. Поверочный расчет теплообмена в топке
Величина
наименование
Активный объем топки и
камеры догорания
Суммарная площадь
поверхности стен топки и
камеры догорания
Плошадь лучевосприни-
маюшей поверхности
топки и камеры догорания
Эффективная толщина
излучающего слоя
Коэффициент тепловой
эффективности лучевос-
принимающей
поверхности
Высота топки (до
середины выходного окна)
Высота расположения
горелок
Коэффициент
Параметр, учитывающий
распределение температур
в топке
Коэффициент избытка
воздуха в топке
Присос воздуха в топке
Температура воздуха в
котельной
Энтальпия колодного
воздуха
Температура горячего
воздуха
Энтальпия горячего
воздуха
Количество теплоты,
вносимое в топку воздухом
Полезное тепловыделение
в топке
Адиабатическая
температура горения
Температура газов на
выходе из топки
Энтальпия газов на
выходе из топки
Средняя суммарная
теплоемкость продуктов
сгорания
Объемная доля:
водяных паров
трехатомных газов
Суммарная объемная доля
трехатомчьа газсз
Суммз-нгя л~_2тель-
Еая етосос'^'ос-ь т-ехзточ-
пд газов
—^аент твния

обозначение
расчетная формула или
способ определения
4>ср
к
От
Дат
/:
г.в
Qt
Vc,
ср
rRO,
По конструктивным
размерам
То же
» ft
3.6
Vr
1НЛ
По конструктивным
размерам
То же
hr/HT
0,54 — 0.2xF
По табл. 4—5
По табл. 2—1
По выбору
По /^-таблице
По предварительному
выбору
По /д-таблице
(От — ДОт) /" в +
+ Лат/0х.в
пР 100~ ^3— ?4— «7бШЛ
"^ 100 — qA +
По /^-таблице
По предварительному
выбору
По /0-таблице
Qt ~ Гт
По расчету
То же
ги,о + rRO,
prns
По рис. 5—5 или
формуле (5—26)
EflJHOBHA
Расчет
м
м
°С
кДж/кг
°С
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
°С
°С
кДж/кг
кДж/(кг-К)
50
92
48
50
3.6 •—— =1,96
92
0,55 • 48
92
= 0,288
1.2
4,24
1.2
= 0,285
4.24
0.54 — 0.2 - 0.285=0,483
1,15
0,1
30
356
150
2024
(1.15 — 0,1) • 2024 +
+ 0,1 -356=2161
37 620
100 — 0,5
100
+
м-МПа
1/(м-МПа)
+ 2161 =37 960
1980
1000
19 050
37 960—19 050
1980— 1000
= 21,5
0,108
0,127
0,235
0.1 • 0.235- 1.90 = 0,046
7.65
110
J

Продолжение табл. F—21
Величина
наименование

обозначение
расчетная формула нлн
способ определения
Единица
Расчет
Коэффициент ослабления
лучей несветяшейся
частью топочной среды
Суммарная оптическая
толщина газового потока
Степень черноты
несветящейся части факела
Коэффициент ослабления
лучей сажистыми
частицами
Коэффициент ослабления
лучей светящейся частью
топочно-i среды
Произведение
Степень черноты
светящейся части факела
Коэффициент
Степень черноты факела
Степень черноты топки
Тепловая нагрузка стен
топки
Температура газов на
выходе из топки
«ВС
kps
а?
"саж
kps
асв
m
аФ
«г
Яр
krrn
kHCPS
По рис. 5—4 или
формуле (5—30)
0,3 (2 — ат) X
I Г-
X 1,6
1000
ср
1/(м-МПа)
1/(м-МПа)
■0,5
' HP
k -+- k
"не ~ "саж
*cbPs
По рис. 5—4 или
формуле (5^29)
По 5—9
"И'св + О ~т) °г
Сф
Оф + (1 — Оф)гр,
ср
BpQt
По рис. 5—7 или
формуле (5—3)
1/(м-МПа1
кДж/(ма-с)
°С
7,65 • 0.235= 1.8
1,8 -0,1 • 1.96 = 0.35
0,295
0.3(2— 1.15) х
/ 1273 \
X | 1.6 - 0.5 X
I 1000 /
1000
83
= 3,13
10,4
1,8 + 3.13=4.93
4,93-0,1 • 1,96 = 0,96
0,62
0,55
0,55 -0.62 + (1 — 0,55) X
X 0.295 = 0,475
0,475
0,475+ (1—0.475) X ~
X 0,55 =
= 0.62
0,26 - 37 960
92
= 107
980
Приложение II
Технические характеристики парогенераторов малой
и средней мощности
Двухбарабанные вертикально-водотрубные
парогенераторы ДКВр. Парогенераторы ДКВр
(рис. II—1, II—2) выпускаются с номинальной
производительностью D = 2,5; 4; 6,5 и 10 т/ч для
выработки насыщенного или перегретого пара
(250 и 370° Q с давлением р = 1,3 и 2.3 МПа.
Парогенераторы предназначаются для сжигания
газа и мазута, а также различных видов твердого
топлива. Все указанные парогенераторы имеют
общую конструктивную схему, характеризуемую
двумя продольно расположенными барабанами,
между которыми установлен развитый
конвективный пучок, омываемый горизонтальным потоком
газов. Между топкой и конвективным пучком
имеется камера догорания, отделенная сг
конвективного пучка шамотной перегородкой,
установленной между первым и вторым рядами
кипятильных труб. Чугунной перегородкой
конвективный пучок делится иа два газохода.
Дымовые газы выводятся через окно в задней стене
слева. Допускается выход газов вверх, вниз нли
через боковую стену парогенератора.
Топки парогенераторов ДКВр
производительностью D = 2,5; 4 и 6,5 т/ч имеют только боковые
экраны, выполненные из труб 0 51 X 2,5 мм
(наружный диаметр X толщина стеики) с шагом
80 мм: топкн парогенераторов ДКВр
производительностью D = 10 т/ч — также фронтовой и
задний экраны (из труб 0 51 X 2,5 мм с шагом
130 мм). Камеры догорания во всех
парогенераторах ДКВр имеют задний экраи^ образованный
трубами первого ряда конвективного пучка с гса-
гом ПО мм, и. два боковых экрана (по четыре
трубы с каждой стороны с шагом 80 им).
Конвективный пучок выполнен из трт*
0 51 X 2,5 мм. Расположение труб пучка
коридорное: шаг труб по длине парогенега~73 Н =
= 100 мм, по ширине — % = ПО мы._ ^
Перегреватели пгрогенератс ЛХЕ"ч
унифицированы и отличаются лы^ь число*
ИЛ

ШШ;,
Б-Б
112

«5.
14-
6
Рис. II—1. Продольный (а), горизонтальный (б) и
поперечный (е) разрезы парогенераторов ДКВр-2,5; 4; 6,5
8 8—3089
113

то
;.Ч

i
i
Рис.
(
П—2. Продольный (с), горизонтальный (б) и поперечный (в)
разрезы парогенератора ДКВр-10
I
-1
\\Ь

Таблица II—1. Технические и основные конструктивные характеристики парогенераторов ДКВр
Наименование показателей
Номинальная паропроизводи-
тельность, т/ч
Рабочее давление пара, МПа
Температура пара, СС
Площадь поверхности
нагрева, м2:
лучевоспринимающей
топки н камеры догорания при
сжигании углей
то же, при сжигании газа
и мазута
конвективного пучка
перегревателя
Площадь живых сечений
(усредненная) для прохода
газов, м2:
фестона
перегревателя
конвективного пучка
Объем топки и камеры
догорания (м3) при сжигании:
углей
газа, мазута
фрезерного торфа в топке
Шершнева
1 Определяются при прое
2.5-13
2,5
1,3


щенный
17,7
12,3
73,6
—
—
—
0,52
9,7
10,9
17,9
ктировг
4-13
4,0
1.3


щенный
21,4
15.2
116.9
—
—
—
0,84
13,3
14,5
23,3
НИИ В
Типоразмер
4-13-
250
4,0
1,3
250
21,4
15,2
107,6
8,5
0,87
1,13
0,81
13,3
14,5
23,3
зависим
6,5-
13
6.5-
23
|
6,5
1,3 | 2,3
Насыщен- .
НЫЙ
27,9
1
18.2
197,4
—
—
—
1,24
19,7
22,4
1
36,5
1
.4
ОСТИ 0
т при
парогенератора ДКВр
6.5-13-
250
6.5-23-
370
|
6,5
1,3
250
4
2,3
370
27,9
1
18,2
179,0
12,8 1
1,29
1,85
1,19
19,7
22,4
1
36,5
1
чятого
топлива
10-13
10-23
10,0
1,3 | 2,3

Насыщенный
47,9
1
39,7
229,1
—
—
—
1,28
35,7
37,5
1
61,6
|
10-13-
250
10-23-
370
I0.Q-
1.3
250
2.3
370
47,9
1
39,7
207,5
17,0 »
1,66
1,88
1,25
35,7
37,5
1
61,6
1
1 и температуры перегрева.
Таблица II—2. Размеры основных элементов парогенераторов ДКВр
Наименование размеров
Длин.! цилиндрической части барабана, мм:
верхнею
нижнего
Количество фуи экранов, шт.:
Скжовых
фронтового
ишего (топки)
i ми-го (камеры догорания вместе с трубами
' 11 ■■■того окна)
1 ■■ iii-i.. то рядов труО конвективного пучка,
И'. ii ичрабана
П" , парогенератора
Га<>.|4 1 ■■ |1лзмеры газоходов, мм:
гл ■■■ш:н А
' ■• 1- ры догорания С
~> i ■ i тнвного пучка D
Ширин.1 -и и . ,-шохода конвективного пучка
(в свету'
Производительность
2.5
3500
1175
23 X 2 = 46
—
—
20
10
20
1545
360
1020
2180
t
4825
1835
30x2 = 60
—
—
20
16
20
2166
416
1623
2180
парогенератора
6.S
6000
2675
37x2 = 74
—
—
22
23
22
2435
548
2332
2810
D. т/ч
10
6325
3000
29x2 = 58
20
20
22
27
22
2240
803
2732
2810
не

метр труб d — 51 мм), что создает практически
сплошное экранировакие стен топки и
конвективного газохода. Благодаря этому вместо толстой
многослойной обмуровки стен применяется
изоляция из плит небольшой толщины.
Топки парогенераторов КЕ
паропроизводительностью D = 2.5 т/ч оборудованы решеткой
с поворотными колосниками и забрасывателями
топлива (ЗП-РПК). Парогенераторы
производительностью D = 4, 6,5 и 10 т/ч имеют топки
с моноблочной ленточной цепной решеткой
обратного хода и пневмомеханическими
забрасывателями (ТЛЗМ). В топочных камерах
предусмотрено острое дутье, направленное в сторону
фронтовой стенки.
Для сепарации влаги из пара в паровом
объеме .парогенераторов КЕ установлены дырчатые
листы. Технические и основные конструктивные
характеристики парогенераторов КЕ приведены
в таил. 11—3. II—4.
Парогенератор Б-25/15 ГМ (рис. II—6).
Топочная камера объемом 100 м3 полностью
экранирована трубами 0 60 X 3 мм. Шаг боковых и
фронтового экранов — 110 мм, заднего — 80 мм.
Под топки не экранирован. На фронтовой
наклонной (внизу) стене расположены две
газомазутные горелки: в верхней части фронтовой ^
стены установлена дополнительная горелка для
поддержания постоянной температуры
перегрева при изменении вида топлива.
Таблица II—3. Технические характеристики парогенераторов КЕ
Наименование показателей
«
Номинальная паропронзводительность D,. т/ч
Давление пара р, МПа
Площади поверхностей нагрева, м-:
лучевоспринимающей (топки н камеры
догорания)
конвективного пучка
Усредненная площадь живого сечения
конвективного пучка, м3
Тип топки
Длина решетки, м (для цепной — по оси валов)
Ширина решетки, м
Активная площадь зеркала горения, м1
Объем топки с камерой догорания, м3
2.5
2.5
1.3
19.8
66,5
0,38
ЗП-РПК
1.55
1.8
2.75
10.5
Типоразмер
' У
4
1.3
20.5
94
0.59
ТЛЗМ
2.4
1.87
3.3
12.0
парогенератора
о.э
6.5
1.3
27.8
149
0,95
ТЛЗМ
3.0
1,87
4.4
14.8
Ю
Hi
1,3; 2.3
30,3
213,9
1,15
ТЛЗМ
3.0
2.7
6.4
22,6
Таблица 11—4. Размеры основных элементов парогенераторов КЕ
Наименование размеров
Длина цилиндрической части барабана, мм:
верхнего
нижнего
Количество труб экранов, шт.:
боковых (топки н камеры догорания)
заднего (камеры догорания вместе с трубами
выходного тока)
Количество рядов труб конвективного пучка, шт.:
по глубине пучка (по оси барабана)
по ширине пучка
Габаритные размеры газоходов, м:
глубина топки А
глубина камеры догорания С
глубина конвективного пучка D
Ширина топки и газохода конвективного пучка
(по осям боковых экранов и Соковых труб,
ограждающих конвективный пучок) Ч
Типоразмер парогенератора
2.5
3450
1000
42x2 = 84
16
9
18
1690
360
850
2280
\
3950
1500
44x2 = 88
16
14
18
1605
510
1300
2280
6.5
5200
2200
53x2= 106
16
22
18
2080
510
2000
2280
10
5900
.2700
58x2 = 116
20
27
20
2100
7 5
2500
2530
параллельных змеевиков, изготовленных из труб
0 32 X 3 мм. Располагаются перегреватели в
первом газоходе конвективного пучка после
второго или третьего рядов труб против окна для
выхода газов из камеры догорания.
В водном пространстве верхнего барабана
размещены питательная и перфорированная трубы
(последняя — для непрерывной продувки), в
нижнем барабане — перфорированная труба для
периодической продувки. В нижний барабан-
введены дополнительно трубы для прогрева
агрегата паром при растопке.
В паровом пространстве верхнего барабана
установлены жалюзийные сепараторы.
Технические и основные конструктивные ха- -
рактеристнкн парогенераторов ДКВр
приведены в табл. II—1, размеры их основных
элементов — в табл. II—2.
С 1977 г. для сжигания твердых топлнв вмес'^
то парогенераторов ДКВр выпускаются
парогенераторы типа КЕ паропроизводительностью
D = 2.5; 4; 6.5 и 10 т/ч (рис. II— 3 -г- II—5)-.
При одинаковой компоновочной схеме с
агрегатами ДКВр парогенераторы КЕ имеют меньшие
габаритные размеры, что достигается за счет
уменьшения продольного шага труб
конвективного пучка со 100 до 90 мм. Боковые экраны и
трубы, ограждающие конвективный пучок,
устанавливаются с шагом s = 52.5 мм (наружный дна-
117

A-A
9э-
/r
bv-y-Wsx-x-ysM'V-'S-'f-'-'-w.<w^^
m

уровни боды:
высший
4 С
Рис. II—3. Продольный (а), поперечный (б) и
горизонтальный (в) разрезы парогенератора КЕ-2,5
149

°/Z\& о •■c si>\
n
' .^Уч'ч.У^
k°\^n--g\.\j |^\»s'\o\'\«.\>
ТХл
a
T1
B-B
-Д-
7 24

Рис. II—4. Продольный (а), горизонтальный (б) и
поперечный (в) разрезы парогенераторов КЕ-4 н
КЕ-6,5
121

500 . 500 280 210,
A-A
6335
ill

Вид А
Б-Б
Рис. IT —5. Продольный (с), горизонтальный (б) и по-
перечный (в) разрезы парогенератора КЕ-10
123

mo
mo
****■ t :<y «?*.- j^Wb/^^^^^^ ■
2Ш
■H
fl»0
'^■хА/^^л^М
?Г2
-H
124

Б-Б
в-в
Уровни
воды:
бысший^
средние
низший-
15000
Х^ *N/,,>N/ yCV
Рис. I —в. Г;:;кхх-
(б) раз"еЗл парогенератора 5-35. 15 Г
\гъ

■м
?ЩШ«ШШйшх^ 1>
ЛУ *SV А>«
то
I
^Ш^^^у^^^Ш^^^Щ^
4700
3182
580
ш
т»
/
5US
\1Q

IIJ50
ШРЛ^Ш'-Ш.
у/^//^у^/^.^\^ л'-"^лу^-^^ -■ '^ж^ШЩёШЯШ*
5W0
Рис. II— 7. Продольный (а) и поперечный (б) :гзр j=» парогенератора Е-25-14ГМ
127

Схема испарения — трехступенчатая. В
средней части барабана расположена первая ступень
испарения, оборудованная батарейными щитами;
ео второй ступени, расположенной по торцам
барабана, установлены внутрибарабанные
циклоны. Третья ступень испарения выполнена в
виде двух выносных циклонов 0 377 мм
каждый.
Перегреватель — вертикального типа,
одноступенчатым, с коридорным расположением
труб 0 38 X 3 мм'. Количество змеевиков — 29:
поперечный шаг — 110 мм. Поверхностный
пароохладитель установлен перед перегревателем.
Экономайзер — стальной, гладкотрубный.
змеевиковый: выполнен из труб 0 28 X 3 мм,
состоит из двух блоков. Поперечный шаг —
47 мм. продольный — 60 мм.
Воздухоподогреватель — трубчатый,
трехходовый (по воздуху), с вертикальным
расположением труб 0 40 X 1,6 мм. Поперечный шаг
труб — 60 мм, продольный — 50 мм.
Технические и основные конструктивные
характеристики парогенератора приведены в
табл. II—5.
Парогенераторы Е-25-14ГМ. Е-25-24ГМ
(рис. II—7). Топочная камера объемом 74 м3
полностью экранирована трубами 0 60 X 3 мм
с шагом их во всех экранах 90 мм; состоит из
четырех транспортабельных блоков. На
боковых стеках топки установлены газомазутные
горелки.
Испарительный пучок из труб 0 60 X 3 мм
расположен между верхним и нижним
барабанами. Опускные трубы испарительного пучка
расположены в плоскости осей барабанов. В
верхнем барабане перед входными сечениями
опускных труб установлен короб для
предотвращения закручивания воды и образования
воронок на входе в опускные трубы.
Парогенератор Е-25-24ГМ имеет
перегреватель с коридорным расположением труб 0 28х
X 3 мм. Регулирование температуры перегрева
пара осуществляется поверхностным
пароохладителем, установленным со стороны насыщенного
пара.
Парогенератор Е-25-14ГМ может не иметь
перегревателя. При наличии последнего
регулятор перегрева пара отсутствует.
Схема испарения — трехступенчатая: сер-
зая и вторая ступени размещены в верхнем
барабане (соответственно в средней его части и по
торцам): третья ступень вынесена в выносные
сую-оны 0 377 мм.
Таблица II—5. Технические и основные
конструктивные характеристики парогенератора
Б-25/15ГМ
ноэанне показателем
=2J- _я оаропронзводитель-
нос-ъ. "
_ « давление пара, МПа
_i_ ~v~ эегретого пара, °С
и> хностей нагрева,
м*
—ал (экранов
■ = - >
тег-
;зера
воз_ух «отреза-геля
Топливо
газ 1 мазут
25
1.5
350
111
28
71
Згб
594
25
1.5
350
111
28
156
316
594
Таблица II — 6. Технические и основные
конструктивные характеристики парогенераторов
Е-25-14ГМ. Е-25-24ГМ
Наименование показателей
Номинальная паропроиз-
водительность, т/ч
Рабочее давление пара.
МПа
Температура пара, "С
Площадь поверхностен
нагрева, м-:
лучевоспрннимающая
(экранов и фестона)
конвективная:
фестона
перегревателя
испарительного пучка
экономайзера
воздухоподогревателя
Тип парогенератора
Е-25-
25
1


щенны!!
194
127
1—6
—
188
590
242
4Г.М
4

Перегреть! и
250
127
1—7
22
188
590
242
Е-25-
24 ГМ
2Ь
2.4
370
12/
1—'/'
73
188
590
242
Воздухоподогреватель — трубчатый, одно-
ходовый (по газам и воздуху), с вертикальным
расположением труб 0 40 X 1,6 мм;
поперечный шаг — 55 мм, продольный — 50 мм.
Экономайзер — чугунный, ребристый, двуххо-
довый (по газам и воде). Технические и основные
конструктивные характеристики
парогенераторов приведены в табл. II—6.
Парогенератор БМ-35М (рис. И—8). Топочная
камера объемом 147 м3 полностью экранирована
трубами 0 60 X 3 мм с шагом 110 мм на
боковых и фронтовой стенах и 80 мм — на задней. На
фронтовой стене топки расположены четыре
основные газэмазутные горелкн н одна
дополнительная.
Схема испарения—двухступенчатая:
первая ступень оборудована внутрнбарабаннымн
цнктонами; втором ступенью служат выносные
циклоны 0 377 мм.
Перегреватель — с вертикально расположен-
рымн змеевиками, двухступенчатый, выполнен
из труб 0 38 X 3 ым. Регулирование
температуры пара осуществляется поверхностным
пароохладителем, установленным между ступенями
ев "ассечку». Количество змеевиков — 40. По-
перечькй £-г труб— 110 ым. расположение —
коридорное.
Экономайзер —стальной, гладкотрубный, зме-
евиксзый. одноступенчатый, с шахматным рас-
полс- еннеи тсуб 0 32 X 3 мы. Поперечный шаг
труб — 40 мч, продольный — 60 мм.
Воздухоподогреватель — трубчатый,
вертикальный, двухходовын. с шахматным
расположением труб' 0 40 X 1,6 ым. Поперечный шаг
труб — 56 ым, продольный — 44 ым.
Технические н основные конструктивные
характеристики парогенератора следующие:
Номина. ьная паропронзводитель-
иость. т/ч 35
Рабочее давление пара, МПа .... 4
Температура перегретого пара, °С 440
Площадь поверхностей нагрева, м2:
лучевосприннмающая (экранов и
фестона) 173
оаропронзводитель-
1.
- -
м*
« хаа-тгяие пара.
—4—
-—2Д>
эегретого
хностей
МПа
пара.
°С
нагрева.
(экранов
-эера
воз_ух «огрезателя
25
1.5
350
111
28
71
Згб
594
25
1.5
350
111
28
156
316
594
128

конвективная:
фестона 42
перегревателя 184
экономайзера 554
воздухоподогревателя .... 800-
Парогенератор ТП-35У (рис. II—9).
Топочная камера с факельным процессом горения
объемом 206 м3 полностью экранирована
трубами 0 60 X 3 мм. Шаг труб боковых и
фронтового экрана — 150 мм, заднего— 100 мм.
Расчетное топливо — каменный н бурый угли,
фрезерный торф. Схема испарения — двухступенчатая.
В первой ступени испарения, расположенной
в средней части барабана, и во второй — в
торцах установлены щитковые сепараторы.
Перегреватель — вертикальный, змеевнко-
зый, двухступенчатый.
Поверхностный пароохладитель установлен со
стороны насыщенного пара (возможна установка
«в рассечку»). Обе части перегревателя
выполнены из труб 0 38x3 мм; расположение труб
коридорное. Поперечный ^/продольный (s.)
шаги труб: в первой ступени— 104/110; во
втором — 82/110 мм.
Экономайзер — двухступенчатый, стальной,
гладкотрубный, змеевиковый, с шахматным
расположением труб 0 32 X 3 мм. Поперечный
шаг труб первой ступени (по ходу воды) — 40 мм,
продольный — 60 мм; во второй ступени
(соответственно) — 52 и 60 мм.
Воздухоподогреватель — двухступенчатый,
вертикальный, трубчатый, с шахматным
расположением труб 0 40 X 1,5 мм. Поперечный и
продольный (по ходу воздуха) шаги труб в обеих
ступенях воздухоподогревателя одинаковы и
равны (соответственно) 56 и 44 мм.
Технические и основные конструктивные
характеристики парогенератора приведены в
табл. II—7.
Парогенераторы К-35-40 (рис. II —10). Б-35-40
и Т-35-40. Расчетное топливо — соответственно
каменный и бурый угли, фрезерный торф.
Топочная камера объемом 179 м3 полностью
экранирована трубами 0 60 X 3 мм с шагом
80 мм. Для сжигания каменного угля на ее
боковых стенах расположены по две пылеугольные
турбулентные горелки; для сжигания бурого
угля и фрезерного торфа с фронта устанавливают
две молотковые шахтные мельницы.
Схема испарения — двухступенчатая. Обе
ступени расположены в барабане.
Таблица (I—8. Технические и основные
конструктивные характеристики парогенератороз
К-35-40, Б-35-40 и Т-35-40
Напмснослшк: показателем
Номинальная паропроизводн-
тельность. т/ч
Рабочее давление пара. МПа
Температура перегретого
пара. °С
Площадь поверхностей
нагрева. м2:
лучевоспрнннмающая
(экранов и фестона)
конвективная:
фестона
перегревателя
экономайзера
возду хоподогревател я
Тип парогенератора
К-35- B-3S- Т-35-
40 40 40
35
4
440
176
31
324
379
1485
35
4
440
176
31
291
318
1485
35
4
440
176
31
212
379
1485
Перегреватель — горизонтальный,
змеевиковый, конвективный, с коридорным
расположением труб 0 32 X 3 мм. Регулирование
температуры перегрева пара осуществляется
поверхностным пароохладителем, установленным
между двумя ступенями перегревателя «в
рассечку» (в газоходе между фестоном и вертикальной
шахтой экономайзера и воздухоподогревателя).
Экономайзер — стальной, гладкотрубный
(изготовлен из труб 0 28 X 3 мм), змеевиковый,
кипящего типа, двухступенчатый, установлен <в
рассечку» с двухступенчатым
воздухоподогревателем. Расположение труб — шахматное.
Поперечный шаг труб: первой ступени — 40 мм,
второй — 50 мм. Продольный шаг: первой
ступени — 45 мм, второй — 55 мм.
Воздухоподогреватель — трубчатый,
двухступенчатый, трехходовый, вертикальный, с
шахматным расположением труб 0 40 X 1,6 мм.
Поперечный шаг труб — 54 мм, продольный — 42 мм.
Технические и основные конструктивные
характеристики парогенераторов приведены в табл.
И-8.
Парогенератор ГМ-50-1 (рнс. II—11).
Топочная камера объемом 144 м3 полностью экрана
рована трубами 0 60 X 3 мм с шагом 70 мм
Таблица II — 7. Технические и основные конструктивные характеристики парогенератора ТП-35У
Наименование показателей
Номинальная паропронзводительность, т/ч
Рабочее давление пара, МПа
Температура перегретого пара, СС
Тип топки
Площадь поверхностей нагрева, м3:
лучевосприннмающая (экранов и фестона)
конвективная:
фестона
перегревателя
экономайзера
воздухоподогревателя
Топливо
каменный уголь
35
4
440
С шахматными мел
дым шлакоу
192
42
276—335
391
2000
бурый уголь
35
4
440
ьнкцамн и твер-
гдалением
192
42
209
335
20П0
фрезерный торф
35
4
440
Системы Шершне-
ва или с
шахматными мельницами
192
42
199
391
2000
9 »—308?
129

150
X.
N4:£V

A-A
V-
6-S
2100
Рис. II—8. Продольный (а) и поперечный (б) разрезы парогенератора =>М оЧ
Г
\ЗЛ

5855
л\
1500 . 735
Sen/nun воздцшник ^S£: I
I клапанпоешоаки-
у ' тельный дЛухоы-
■ чажньшмо*?'
1100
/Вентиль воздушник
, Поверхностный.
' пароохладитель
Глабная паровая
"I тдоимка
,—| I g—уВентилЬ-боздцшниК
\ Ц§] ~^вШ\^^~^Смешибсмщиеколлекторы
11250
Ф
эЗень пола зольного помещения
-1000
,.> , ,\,.. ^ " ЭХИЬ пола вольного помещения | ~п - i \
.^..^.-.Ч
^2
132

Рис. II—9. Продольным (а) и поперечный (б) разрезы парогенератора
ТП-35У
Б-Б В8-ГГ
Предохранительный клапан
МО Камера Ф2Ш25
/ 10600
Лаз 500<550
2-
■6000
■^3
из

'/&'/&:л>".^ -у »~
^': ?
134

Б-В
Н
в-в
17550
1200
vS*73£S5T^5£S5r^-^:TS7':Z77^^
то
5780
h-
Рис. II- 10. Продольный (а) и поперечный (б) разрезы парогенератора К-35- :0
135

ц^. -v
>лч- -Ч V*Oy" ЛУ ~Ч^* лу -^

15570
7®й 7S5S
"v7Z?7Ztt^pZ&£7Z&7Z77Z?7ZvZb-
-2200
£ Рис. II—11. Продоль-
ный (с) н поперечный (б)
разрезы
парогенератора ГМ-50-1
137

Трубы фронтового н заднего экранов образуют
под топки. Экраны разделены на восемь
самостоятельных циркуляционных контуров.
На боковых стенах топочной камеры
размещены по три основные газомазутные горелки,
с фронта — две дополнительные. В барабане
находится чистый отсек первой ступени
испарения с внутрибарабаннымн циклонами. Вторая
ступень вынесена в выносные циклоны 0 377 мм.
Перегреватель — конвективный,
горизонтальный, змеевиковый, двухступенчатый, с
шахматным расположением труб 0 32 X 3 мм и
поперечным шагом 75 мм.
Температура перегрева пара регулируется
поверхностным пароохладителем,
установленным между ступенями перегревателя «в рассечку».
Экономайзер — стальной, гладкотрубный,
змеевиковый, кипящего типа, двухблочный, с
шахматным расположением труб 0 28X3 мм.
Поперечный шаг труб — 70 мм, продольный —
50 мм.
Воздухоподогреватель — стальной,
трубчатый, одноступенчатый, трехходовый, с
шахматным расположением труб 0 40 X 1,5 мм.
Поперечный шаг труб — 60 мм, продольный —
42 мм.
Технические и основные конструктивные
характеристики парогенератора следующие:
Номинальная паропронзводитель-
ность, т/ч 50
Рабочее давление пара, МПа ... 4
Температура перегретого пара, °С 440
Площадь поверхностей нагрева, м2:
лучевоспрнннмающая (экранов и
фестона) 165
конвективная:
фестона 22
перегревателя (для газа) ... 165
то же (для мазута) 300
экономайзера 521
воздухоподогревателя .... 1428.
Парогенератор Е-75-40К (рис. II—12).
Расчетное топливо — отходы гидролизного
производства (лнгнин, последрожжевая упаренная
бражка, метанольно-эфиро-альдегидные
фракции — МЭАФ), предусмотрено также сжигание
высокосернистого мазута.
Топочная камера объемом 454 м3 полностью
экранирована трубами 0 60 X 3 и 0 60 X 4 мм
с шагами 75 и 90 мм. Экраны разделены на 12
самостоятельных циркуляционных контуров (по
количеству блоков камеры).
Для сжигания лигнина топку оборудуют
двумя мельницами-вентиляторами, которые
располагают с фронта парогенератора; для
сжигания последрожжевой упаренной бражки н
МЭАФ в топке устанавливают четыре
специальные горелки и располагают их. соосно на боковых
стенах, а для сжигания мазута топку оборудуют
четырьмя мазутными горелками, которые
располагают также соосно на боковых стенах.
Схема испарения — трехступенчатая. В
барабане расположены чистый отсек первой ступени
испарения и два солевых отсека второй ступени
{по торцам барабана). Третья ступень вынесена
в выносные циклоны 0 377 мм.
Перегреватель — вертикальный,
змеевиковый, двухступенчатый, конвективный, с
коридорным расположением труб 0 38x3 чч. По-
! верхностный пароохладитель установлен между
ступенями перегревателя «в рассечку».
Экономайзер — стальной, змеевиковый, кн-
лящий, двухступенчатый, трехблочнын, с
шахматным расположением труб 0 32 X 3 мм,
поперечным шагом 40 мм и продольным — 60 мм.
Расположен ев рассечку» с
воздухоподогревателем.
Воздухоподогреватель — стальной,
трубчатый, двухступенчатый, трехблочный, четырех-
ходовый (по воздуху); выполнен из труб 0 40 X
X 1,5 мм. Поперечный шаг труб: первой
ступени — 70 мм, второй — 60 мм; продольный шаг:
первой ступени — 45 мм; второй — 42 мм.
Технические и основные конструктивные
характеристики парогенератора следующие:
Номинальная паропроизводитель-
ность, т/ч 75
Рабочее давление пара, МПа. . . 4
Температура перегретого пара, °С 4401
Площадь поверхностей нагрева, м2:
лучевоспринимающая (экранов
и фестона) 326
конвективная:
фестона 62
перегревателя ...... 520
экономайзера 375
воздухоподогревателя ... 4200-
Парогенератор БКЗ-75-39 ФБ (рис. II—13).
Топочная камера объемом 454 м3 полностью
экранирована трубами 0 60 X 3 мм, а при работе на
каменном угле и торфе — частично в нижней
части трубами 0 60 X 4 мм, расположенными с
шагами 75 и 90 мм. Экраны разделены на 12
самостоятельных циркуляционных контуров (по
числу блоков камеры).
Для сжигания каменного угля и
антрацитового штыба топку оборудуют тремя пылеуголь-
ными горелками с фронта или четырьмя, которые
располагают соосно (по две горелки на боковых
стенах).
Для сжигания бурого угля и фрезерного
торфа топку оборудуют двумя шахтными
молотковыми мельницами с фронта. В этом случае
нижнюю часть боковых экранов на уровне амбразур
утепляют хромитовой массой, нанесенной на
ошипованные трубы.
Разработана модификация парогенератора
БКЗ-75-39 ФБЖ, оборудованного топкой с
жидким шлакоудаленнем для сжигания
антрацитового штыба. В этом случае для устойчивого
сжигания топлива нижнюю часть топочной
камеры утепляют полностью слоем хромитовой
массы, а скаты воронки закрывают кирпичной
кладкой с лотками для выпуска шлака.
Схема испарения — трехступенчатая. В
барабане расположен чистый отсек первой ступени
испарения и два солевых отсека второй ступени
испарения (по торцам барабана). Третья ступень
вынесена в выносные циклоны 0 377 мм.
Перегреватель — вертикальный,
змеевиковый, двухблочный, с коридорным
расположением труб 0 38 X 3 мм. Поверхностный
пароохладитель установлен между блоками «в рассечку».
Экономайзер —стальной, гладкотрубный.
змеевиковый, кипящего типа, с шахматным
расположением труб 0 32 X 3 мм,
двухступенчатый. Первая ступень состоит из двух блоков н
расположена между ступенями
воздухоподогревателя «в рассечку». Поперечный шаг труб
первой ступени — 40 мм, продольный — 55 мм.
Поперечный шаг труб второй ступени — 50 мм,
продольный — 55 мм.
Воздухоподогреватель — стальной,
трубчатый, с шахматным расположением тр>б 0 40 X'
X 1,5 мм, четырехходовый. Поперечный шаг
труб: первой ступени — 70 мм, второй^— 60 мм;
продольный шаг: первой ступени — 45 мы,
второй — 42 мм.
1 385 "С (при сжигании мазута).
138

Технические и основные конструктивные
характеристики парогенератора приведены в
табл. II—9. „ 1ЛЧ
Парогенератор БКЗ-75-39 ГМА (рис. II —14).
Топочная камера объемом 284 м3 полностью
экранирована трубами 0 60 X 3 мм с шагом
100 мм (боковые и задний экраны) и 150 мм
(фронтовой экран). Экраны разделены на восемь
самостоятельных циркуляционных контуров. Во-
доподводящне трубы экранов выполнены из
труб 0 83 мм. Шесть комбинированных
газомазутных горелок установлены по три в ряд на
фронтовой стене камеры.
Схема испарения двухступенчатая. В
барабане находится чистый отсек первой ступени;
вторая ступень вынесена в выносные
циклоны 0 377 мм. Внутрнбарабанное устройство
состоит нз пароприемных коробов, циклонов, жа-
люзийных и дырчатых сепараторов.
Перегреватель — вертикальный, _ змеевико-
вый, конвективный, двухступенчатый. Змеевики
первой ступени выполнены из труб 0 38 X 3 мм,
второй из труб 0 42 X 3 мм. Поверхностный
мюшдоътт» между ступенями
Экономаизер — стальной, гладкотрубный,
змеевиковый, кипящего типа, двухступенчатый,
выполнен из труб 0 32 X 3 мм. Поперечный и
продольный шагн труб в обеих ступенях
одинаковы и равны соответственно 75 и 55 мм.
Воздухоподогреватель —стальной,
трубчатый, с шахматным расположением труб 0 40 X
X 1,6 мм, двухступенчатый, трехходовый.
Поперечный шаг труб: первой ступени — 60 мм,
второй — 70 мм; продольный шаг: первой
ступени — 42 мм, второй — 40 мм.
Технические и основные конструктивные
характеристики парогенератора следующие:
Номинальная паропроизводитель-
ность. т.ч 75
Рабочее давление пара, МПа. . . 4
Температура перегретого пара.
°С . . У 440
Площадь поверхностей нагрева,
м"2:
лучевгслоииимающая (экранов
и йестона) 211
конзективная:
фес~очя 31
перегреза-еля 3801
экономайзера 1070
возлу.хоподог"езателя ... 2150.
Парогенераторы К-50-40-1. К-50-40/14
(рис. II—15. II—16) унифицированы между
собой по каркасу, топочной камере, барабану,
экономайзеоу и возд> хогодогревателю.
Расчетное топливо — каменный и бурый уголь, торф.
Топочная камера объемом 238 м3 полностью
экранирована т-чбаыи 2 60 X 3 мм с шагом
70 мм. Для работы на бутом \гле и торфе ее с
фронтовой стсэсчы обо7)-лют двумя шахтными
молотковыми ыельнизамн. а Л1я работы на
каменном угле четырьмя ~ы. сугольными
горелками, которые расголагаю- (по лзе) на боковых
стенах тогкн.
Схема ис~зоения — —'ехс-упенчатая.
Чистый отсек (первая с—>-ечь) оас-оложен в
средней части барабана. со.-еаые (вторая ступень) —
по его торцам. 3 сссе х отсеках находится
по два внутркбаэабаиных ^иклона. В третью
ступень включены даэ выносных циклона
0 377 мм с внутэечнен улиткой.
1 560 м: inpn сиглши Mj3>raj.
Перегреватель агрегата К-50-40-1 — го.
зонтального типа, змеевиковый, радиацион
конвективный, расположен за фестоном и вып
нен из труб 0 32 X 3 мм. Пароохладитель вк.г
чен «в рассечку» перегревателя.
У парогенератора К-50-40/14 над фестонол
верхней части газохода расположен испарите.
ный' пучок из наклонных труб, который вме
с барабаном 0 832 X 20 мм, опускными и па
отводящими трубами образует самостоятельн
циркуляционный контур. Питательная вода
экономайзера поступает в барабан испаритель
го пучка, а пароводяная смесь из этого бараб;
отводится в основной барабан парогенерато
Для получения перегретого пара под испа
тельным пучком размещается наклонная пе
перегревателя, выполненная нз труб 0 32
X 3 мм.
Таблица II — 9. Технические и ochobhi
конструктивные . характеристики парогенерат
БКЗ-75-39 ФБ
Наименование показателен
Номинальная паропроизводн-
тельность. т/ч
Рабочее давление пара, ЛШа
Температура перегретого
пара, °С
Площадь поверхностей
нагрева, м2:
лучевоспринимающая
(экранов и фестона)
конвективная:
фестона
перегревателя
экономайзера
воздухоподогревателя
Топливо
с;
3
S О
га (-
~ >
75
4
440
326
62
720
810
3620
>••-
о >•
75
4
440
296
62
620
940
3900
•§
р
7
44
29
6
52.
75(
420(
Таблица II—10. Технические и основн
конструктивные характеристики парогенератор
К-50-40-1. К-50-40/14
Наименование показателем
Номинальная паропроизеоди-
тельность, т/ч
Рабочее давление пара, МПа
Температура пара:
перегретого
насыщенного
Площадь поверхностей
нагрева, м-:
лучевоспринимающая
(экранов и (Ьестона) , •
конвективная:
фестона
перегревателя
экономайзера
воздухоподогревателя
1 Первое число — при сжнга
рее — торфа.
Тип
парогенератора
К-50-
40-!
50
• 4
440
224
22
314
456
2473
К-50-40/1
50
1.4
250
197
224
22
50
602/678
2473
нии углей, вто-
139

1?
JL\ гш
440

1200
17725
ст..т-:-т-" ■■■-■> -г
'^ё&'АЭг »-^- л>У >^- -^
■У --
Рис, II—12. Пгсд^-ыыг 4- н поперечный (67разрезы парогенератора Е-75-4СК
i4<\

2JSB0 Г ,
*' ~i 1~ Г"' * Y *" f" * " • \ w ' Г i" т — * «'*'>' "/ »' "*^ »<* *"
442

6-6,8-8
Рис. II—13. Продольный (а) и поперечный (б)
разрезы парогенератора БКЗ-75-39 ФБ
i \
-й<аоо
\:
1300
si
зольного
помещения
-Л.-- . -" Л- -" ^»^-
-о^- о.^^.ч^-г.^чУ,-л^>^ч>- л.г - j* -ч-*- o;^-*A<^rV:!C'^v^-'-'*'^1^-"
7290
ИЗ

moo
£L
9000
i/BOO
s_
S50C
/poo
5t
£
«00-
0,00
±-
ЪШ&УА/%- "А ^
«44

moo
пл
S
1
Щ
1
%X^.N.SXV/ot//AV/^V/^.-,.s\//^>/X.'^V/;<yJ;
<й?/<7
-J№70
X
'-•У/.-У/у^
v^/^'&/&/&'fo/i$s//&'/&r/A
Рис. II—14. Продольный (а) и поперечный (б) разрезы парогенератора БКЗ-75-39 ГД1А
Ю 8—3089
Н5 •

10030
• 1
E2Z
\4&

rnio
6510
Рис. II —15. Продольный
(с) и поперечный (о)
разрезы парогенеоатора
К-50-40-1
10*
147

м
20til5
Щ5
202М
ЧроЬни. боды:
высший
14В

Б-Б
В-В
Рис. II—15. Прод^'эглй (ci и попеоечный (б) разоезы парогенератора
К-50-40/14
149
М 1'Л^г

Экономайзер парогенератора К-50-40-1 —
стальной, гладкотрубный, змеевиковый,
двухступенчатый, с шахматным расположением труб
0 28 X 3 мм. Установлен в опускном газоходе
«в рассечку» с воздухоподогревателем.
Поперечный шаг труб: первой ступени — 35 мм, второй —
45 мм; продольный (обеих ступеней) — 50 мм.
Экономайзер парогенератора К-50-40/14
состоит из двух частей: верхней стальной х(вторая
ступень), выполненной из труб 0 28 X 3 мм с
поперечным (45 мм) и продольным (50 мм) шагами,
П р и л о ж
Конструктивное выполнение
III—1. Типоразмеры и компоновка слоевых
топок
Кусинский машиностроительный завод и
таллинский завод «Ильмарине» серийно выпускают
слоевые топки для агрегатов паропроизводи-
тельностью D < 35 т/ч.
Топки с горизонтальными решетками из
поворотных колосников выпускаются с ручным
забросом топлива (топкн с решетками РПК) и
с пневмомеханическими забрасывателями
(топки с решетками ЗП-РПК).
Решетки РПК секционированы по ширине.
Каждая секция имеет устройство для подачи
топлива н поворота колосников. Ширина
секций промышленных решеток РПК равна 900,
1000, 1100 и 1300 мм. Поворотные колосники
решетки РПК — чугунные, ребристые. Длина
колосника 302 мм, ширина 30 мм. Колосники на-
* бираются на валы и поворачиваются на 50° с
помощью рычагов, выведенных на фронтовую
сторону топки. При повороте колосников
образуется щель между ними шириной 150 мм.
Площадь живого сечения решетки 3—5°6.
В табл. III—1 гоквелекы основные
технические характеристики реше-ок РПК с ручным
забросом топлива (рис. III—1).
Таблица II!—I. Технические
характеристики решеток РПК
>
Типоразмер ре=етха 1
-
РПК-1
иПК-1
РПК-1
РПК-1
РПК-1
РПК-1
РПК-2
РПК-2
1 Пе
секции
В (мм)
(мм).
2 Д
рекоме
-
Количество
-ядов
поворотных
колосников
— с
3 ^
900Х-!5 3
900х -.1 4
1000x1.Ь 3
1000 х'220 4
11ОС х _I= " 3
II00xI2__ _-s
1800 х 1=^5- =
1800x2:35- ~
,
~ и
Га
~ cj
о и -
— = X
30
30
33
33
37
37
60
60
?рвые цифры сэс~эетг~Еую
решетки, в— — —^р
, третьи — актиан zjr^-z
ля новых парогенера-г^гз
ндуется.
«с "
=
<У
С.
900
900
1000
1000
1100
1100
900
900
Ъ.
—
~
э
5
СО
О
г—
0,82
1,10
0,91
1,22
1,01
1,34
2,72
3,91
т количеству
ине решетки
решетки Lz
применять не
150
и нижней (первая ступень), выполненной из
чугунных ребристых труб.
Воздухоподогреватель парогенераторов
К-50-40-1 и К-50-40/14 — трубчатый,
двухступенчатый, четырехходовый (по воздуху), с
вертикальным расположением труб 0 40 X 1,5 мм.
Поперечный шаг труб — 54 мм, продольный — 42 мм.
Технические и основные конструктивные
характеристики парогенераторов приведены в
табл. II—10.
е н и е ill.
слоевых и камерных топок
Топки с решетками ЗП-РПК (рис. III—2)
относятся к классу факельно-слоевых. Горение
на решетке происходит в тонком слое (20—50 мм
поверх шлаковой подушки). Мелкие фракции
топлива отвеиваются воздухом и горят в объеме
топки. В табл. III—2 помещены технические
характеристики этих решеток.
В механических топках применяются цепные
колосниковые решетки двух типов: чешуйчатая
(ЧЦР) и ленточная (ЛЦР).
Колосниковое полотно ЧЦР набирается из
отдельных колосников, перекрывающих друг
друга и образующих подобие чешуи. Площадь
живого сечения решетки 5—7%. Колосниковое
полотно ЛЦР плотнее, чем ЧЦР, что позволяет
получить несколько меньший коэффициент
избытка воздуха в топке.
По направлению движения верхней (рабочей)
ветви колосникового полотна решетки бывают
прямого и обратного ходов. В решетках прямого
хода топливо загружается самотеком, в
решетках обратного хода с помощью
забрасывателя (ЗП).
Таблица III—2. Технические
характеристики решеток ЗП-РПК
Типоразмер решетки 1
ЗП-РПК-1, 1100x1525 =
ЗП-РПК-1, 1100x2135 =
-31ЬИЖ-2, 1800x1525
ЗП-РПК-2, 1800x2135
ЗП-РПК-2, 2200x1525
ЗП-РПК-2. 2200x2135
ЗП-РПК-2. 2200x2745 =
ЗП-РПК-2, 2200x3050 =
ЗП-РПК-2, 2600x2135 =
ЗП-РПК-2, 2600x2440 =
ЗП-РПК-2. 2600x3050
ЗП-РПК-2, 2600x3660
ЗП-РПК-3. 3300X2135 =
ЗП-РПК-4, 3600x2440 =
'•""' См. сноски к табл.
Ширина секции, мм
1100
1100
900
900
1100
1100
1100
1100
1300
1300
1300
1300
1100
900
III—

Количество рядов

поворотных
колосников
о ь
5
7
5
7
5
7
9
10
7
10
12
i
и
= ь
37
37
60
60
74
~;
~£.
е~
к-
1Г»
°2
=
1
Ё.
1.58
2."4
3.5^
2.35
- - ;
5Г.
= =:
"!з!
".9:
г.-1
".05
5.7S

Рис. Ill—1. Продольный разрез топки с РПК:
/ — колосниковая решетка; 2 — фронтовая плита с
загрузочной дверкой; 3 — фронтовая плита с
зольной дверкой; 4 — воздушный шнбер; 5 — шлаковый
затвор; L — длина колосниковой решетки
Рис. III—2.
Продольный разрез топки с
ЗП-РПК:
/ — угольный ящик: 2 — пневмомеханический
забрасыватель; 3 — дзерка ручного обслуживания топки;
4 — дверка зольника; 5 — воздушный короб; 6 —
шлаковый затзор; 7 — колосниковая решетка; 8 —
пневматический воззрат уноса; L — длина
колосниковой решеткя
На рис. III—3 показана топка ТЧ для
сжигания грохоченых антрацитоз с чешуйчатой
решеткой прямого хода и загрузкой топлива
самотеком через угольный яшик. Топка имеет низко
опущенный задний свод н сопла острого дутья.
Вылет заднего сзода ^ ^ 0.5 L, где L — длина
решетки, высота h = 1.2 -f- 1,4 м.
В табл. III—3 приведены технические
характеристики решетки ЧЦР прямого хода. К
решеткам шириной более 2700 мм воздух подзодится
с двух сторон. Решетки длиной 5600 и 6500 мм
имеют четыре дутьезые зоны, длиной 8000 мм —
пять зон. Решетки бызают ггразого и левого
исполнения з завнсимости от распсложення
привода.
На рис. III—4 показана топка с
забрасывателями топлива и цепной решеткой обратного хода
для сжигания каменных и бурых углей. В
зависимости от типа решетки — чешуйчатой илн
ленточной — топки подразделяются на два типа —
топки ТЧЗ или ТЛЗ. В табл. III—4 приведены
технические характеристики решеток ЗП-ЧЦР
н ЗП-ЛЦР, применяемых в этих топках.
На рис. III—5 показан продольный разрез
стандартной шахтной топки с наклонной
решеткой для сжигания кускового торфа. Тнпоразме-
ры таких топок приведены в табл. III—5.
Рекомендуется следующий порядок подбора
требуемого типоразмера н количества решеток
в топке:
1. По техническим характеристикам слоевых
топок (табл. III—1 -т- III—5) выбирается
количество н ширина стандартной решетки Вр нуж-
Таблица III—3. Технические
характеристики чешуйчатых решеток прямого
хода с самотечной загрузкой топлива
(решетки ЧЦР)
Типоразмер
решетки
ЧЦР-2.33/5,6
ЧЦР-2,33/6.5
ЧЦР-2,7/6,5
ЧЦР-3,07/5,6
ЧЦР-3,07/6,5
ЧЦР-4.55/6.5
ЧЦР-4,55/8.0
Размеры
решетки, мм
с"
2330
2330
2700
3070
3070
4550
4550
я
5600
6500
6500
5600
6500
6500
8000
О*
о.
о
U
а
1 a
X 3
*«-
4700
5600
5600
4700
5600
5600
7100
1
12.0
13,0
15,2
14,4
17,2
25,4
34,2
Таблица III—4. Технические
характеристики цепных решеток обратного хода
с пневмомеханическими забрасывателями топлива
(решетки ЗП-ЧЦР и ЗП-ЛЦР)
Типоразмер
решетки
ЗП-ЧЦР-2.7/4
ЗП-ЧЦР-4.92,4
ЗП-ЧЦР-2.7 5.6
ЗП-ЧЦР-4.92/5.6
ЗП-ЛЦР-2.7/3.0
ЗП-ЛЦР-1.8/4.0
ЗП-ЛЦР-2.7/4,0
Размер
решетки.
мм
:=~
2700
4920
2700
4920
2700
1S00
2700
~
4000
4000
5600
5600
3000
4000
4000
к
™ л.
3S00
3S00
5400
5400
2800
3800
3S00
1,
М
И
10.2
15.5
14.5
24.4
-.5
6.3
10.2
1
!
\\
2 1
2
4
2
4
2
2
2
1
51

1230
A-A
Рис. Ill—3. Продольный (с) и поперечный (б) разрезы топки ТЧ для сжигания грохоченого
антрацита:
1 «=■ угольный ящик: 2 *- фронт парогенератора; 3 — сопла острого дутья; 4 — згдннй свод; 5 — шлако-
снныатель; 6 — привод; 7 — подвод воздуха под решетку; 8 — боковая панель
Рис. III—4. Продольный (с) и поперечный (б) разрезы топки ТЧЗ (ТЛЗ) для сжигания каменных
и бурых углей:
/ — забрасыватель; 2 — фронт парогенератора; 3 — воздушная фурма забрасывателя; 4 — заднее
уплотнение; 5 •=- привод решетки; € — подвод воздуха под решетку; 7 — боковая панель
Таблица III—5. Типоразмеры
шахтных топок с наклонной решеткой
для сжигания кускового торфа
f.
а
3
с
ь
Т1-900
Т1-1100
Т1-1300
Т1-1600
Т1-1800
Т1-2000
Т1-2300
Z
1
■*.
CZ
=
С
—
=
900
1100
1300
1600
1800
2000
2300
.
=
ь-
1
й
S-
с
ч
—
2,7
3.3
3.9
4.8
5.4
6.0
6.9
Количество колосни-
ков.
наклонных
X
С X
= =
20
24
25
35
40
44
51
,
: *
= =
20
24
28
35
40
44
51
шт.

горизонтальных
X
Z- X
:= =
~-9
И
13
16
18
20
23
J,
*- г.
- =
9
11
13
16
18
20
23
ного типа с таким расчетом, чтобы ширина
решетки или суммарная ширина двух решеток с
учетом расстояния между ними, равного 350—400 мм,
была не больше ширины топки Вт, но не меньше
чем (Вт — 600) мм.
2. По выбранной ширине решетки подбирается
ближайшее большее значение активной длины
ее La, соответствующее стандартным длинам
решеток н удовлетворяющее условию
,,^^L, (...-»
где #min — минимально необходимая площадь
зеркала горения (м2), подсчитанная по формуле
(4-2);
k = 1,15 ч- 1,2 — коэффициент запаса на
ухудшение качества топлива; п — количество
решеток, шт.
После подбора решеток производится кх
размещение в топке. Для несерийных компоновок
слоевых топок надлежит руководствоваться
такой рекомендацией: высота топочной камеры
должна быть не менее 2,5—3 ы для агрегатов па-
15">.

A-A
^■■V .J ....,-,....,,,,,*-.-,sffl/M&
Рис. Ill—5. Продольный разрез шахтной тосхи
для сжигания кускового торфа
ропрбизводительностью D < 6,5 т ч. 3—i м —
при D = 6,5-н 10 т/ч и 4—5 — при D = 20 ~-
-т- 30 т/ч.
Ill—2. Типоразмеры пылеугольных
и газомазутных горелок
и компоновка камерных топок
В пылеугольных топках парогенераторов
средней мощности применяются круглые
вихревые горелки ТКЗ—ЦКТИ (рис. III—6) и
ОРГРЭС (рис. III—7). Технические
характеристики этих горелок приведены в табл. III—6,
III—7 [28].
Горелки типа -ГУ-1 конструкции ТКЗ—ЦКТИ
предназначены для сжигания пыли всех видов
углей, кроме АШ и Т. Внутренняя и средняя
трубы на выходе горелок имеют цилиндрические
насадки. Растопочная мазутная форсунка
устанавливается во внутренней трубе. Горелки типа
ГУ-П конструкции ТКЗ—ЦКТИ служат для
сжигания углей АШ и Т.
Горелки типа ГО конструкции ОРГРЭС
предназначены для сжигания пыли всех видов углей.
Первичный воздух подается аксиально, без
закручивания. Раскрытие потока первичного
воздуха достигается с помощью специального
конуса, установленного на валу.
Горелки каждого типа бывают правыми и
левыми в зависимости от направления
закручивания воздуха.
Газомазутные горелки ГМГ, серийно
выпускаемые Таллинским заводом «Ильмарине»
(рис. III—8), применяются в агрегатах паропро-
изводительностью до 20 т/ч. Регистры
вторичного (4) и первичного (5) воздуха представляют
собой лопаточные аппараты с прямыми
лопатками, установленными под углом 45е, и служат для
закрутки потоков воздуха. Эти регистры
бывают левого и правого вращения. Технические
характеристики горелок ГМГ даны в табл. III—8,
а габаритные и присоединительные размеры
указаны в табл. III—9 [3].
Количество основных вихревых горелок,
устанавливаемых в парогенераторе, зависят от его
производительности и способа расположения
горелок на стенах топки. В агрегатах паропроиз-
водительностью D < 50 т/ч горелки обычно
располагают на фронтовой стене топки в один ряд или
по треугс.тьгиху. В агрегатах паропроизводитель-
ностью D > 50 т/ч кроме фронтального
применяется встречное размещение госелок :-:а боковых
стенах тетки. В табл. III—!0 даны рекомендации
по зыбору кти^естза основных зихрезых
горелок и стсеоба их ~a3ve:^e--:pH нз стенах тс~ки.
Рис. III—о. К-
•т.-ач зихгезс =
_КТИ:
1 — улитка ле"знчного зсз~/ха; - — к-г.
нал первичного аезгуха: 3 — \rzrxzi зтгг
духа; 4 — кольцевой качг-- з <ч<з— з_:
растопочная мазутная зо"у?ка: - — :-^
наконечник трубы r.bi.ie303zy_^-jDa гхе: i:
ная плита; 3 — амбразура гозелча; J -
А-*
153

Рис. Ill—7. Круглая вихревая горелка ОРГРЭС:
1 — входной патрубок пылевоздушной смесн; ? — труба пылевоздушной смесн; 3 — кольцевой канал
вторичного воздуха; 4 — чугунный наконечник; 5 — конус; 6 — шпиндель конуса; 7 — улитка
вторичного воздуха; 8 — порог
Первичный
Воздух
Вторичный
боздух
Рис. III—8. Газомазутная горелка ГМГ:
/ — паромеханнческая форсунка; 2 — газовоэду-лная часть; 3 — монтажная плита; 4 — регистр
воздуха; 5 — регистр первичного воздуха; 6 — отверстия для выхода газа
Типоразмер нормализованных газомазутных
и пылеугольных вихревых горелок выбирается
из табл. III—6 -г- III—8 по теплопроизводитель-
ности горелки (МВт), определяемой по формуле
BQP
Qr = 1.45—2_. ю-6, (Ш-2)
вторичного
где В — расход" топлива, рассчитываемый го
формуле (3—14), кг/с;
Q% — теплота сгорания топлива, кЛж. кг;
п — количество основных горелок, г^-.
Рекомендации по размещению горелок на
стенах топки даны в табл. Ill—11 [32].
При размоле топлива в молотковых
мельницах обычно используют схему с прямым
вдуванием пыли (рис. III—9). Для сепарации грубых
частиц и их возврата в мельницу / над последней
устанавливают вертикальную шахту 2 высотой
-е менее 4 м. Ввод первичного пылевоздушного
готока в топку производят через амбразуру 4.
г->елстгвляющую собой отверстие в стене, обму-
твгнное огнеупорными материалами. Вторичный
в-злух вводится через сопла 3, расположенные
rzz. aii^f азурой и над ней. Сопла располагают
эавномерно по ширине амбразуры. Струи
воздуха, выходящие из сопел, должны пересекать пы-
левоздушный поток, поступающий в топку через
амбразуры, чем обеспечивается перемешивание
пыли и воздуха.
В некоторых случаях для улучшения
перемешивания пылевоздушной смеси со вторичным
воздухом используют амбразуры с рассекателем
первичного потока (рис. III—10) или эжекцион-
ные амбразуры (рис. III—11). В эжекциокнон
амбразуре вторичный воздух по специгль-ыч
каналам, направленным вверх и вниз, вводи—я
струями непосредственно в амбразуру. Э>.екти-
руя аэропыль, воздух увеличивает угол
раскрытия факела в топке, что улучшает
перемешивание пыли с воздухом, ускоряет ее восгт-^гме.-ег-'ие
и способствует более полному заполнению -эткн
факелом. Распределение вторичного ""злуха
между верхними и нижними каналами гэоизво-
дится шибером 3.
Количество мельниц, устанавливаемых в
парогенераторе, зависит от его производи-е.-ьности.
При D < 50 т/ч используют две мельниц, а прн
D = 50 -г- 75 т/ч — две-три.
154

Таблица III—6.
Технические характеристики пылеугольных круглых горелок и\о—цми
(горелки типа ГУ)
4»
О
с
■2.
II
10
9
8
7
6
5
4
3
2
I
4
3
2
1
Первичный воздух
размеры
входного сечения.
в х г. мм
350X230
370X250
370x250
450x330
450x330
450X330
370X250
370x250
450X330
450X280
450x330
350X230
370x250
450x330
450X330
?! „-
О О»
Р
О А1
2 ш •*
й о S
0,065
0,094
0,073
0.113
0,158
0,183
0,094
0,073
0,158
0,113
0.158
0,062
0,111
0,186
0,229
Вторичный воздух
размеры
выходного
сечения ах б. мм
о.
О -
5 **
° V
3 Z S
m о S
Диаметр

центральной
трубы d
, км
,
S.Q
1з
« о.
Длина
горелки
L. ым
Тип ГУ-1-Л (ОН-124-59), ГУ-1-П (ОН-125-59)
700X350
700x350
700X350
700x350
700X350
950x450
950X450
950x450
950 X 450
950x450
1050x540
Гип ГУ-П-Л
700X350
700X350
1050X540
1050X540
0,220
0,350
0,350
0,282
0,282
0,256
0,484
0,484
0,415
0,415
0,564
325
219
273
325
219
219
219
273
219
325
219
700
800
800
800
800
800
900
900
900
900
1000
1966
1986
1986
2066
2066
2316
2236
2236
2316
2316
2416
(ОН-126-59). ГУ-Н-П (OH-I27-59)
0,185
0,330
0,530
0,682
219
219
219
219
580
760
950
1070
1966
1986
2416
2416
Размеры
плиты П X П,
мм
1100X1100
1560X1560
1560x1560
1560X1560
1560x1560
1560x1560
1560X1560
1560x1560
1560x1560
1560x1560
1560x1560
1100 XI100
1560x1560
1560X1560
1560x1560

Ориентировочная теп-
лопронзводи-
тельн ость
Qp. МВт
12—17
14—19
14—19
17—23
17—23
21—26
23—29
23—29
29—35
29—35
35—41
12—17
17—23
23—35
35—47
Таблица III—7.
Технические характеристики пытеугольных круглых горелок ОРГРЭС (горелки
типа ГО)
Mi
горелки
3
2
1
Первичный воздух
диаметр
входного
сечения
d. мм
310
390
430
выходное
сечение.
и1
0,17
0,27
0,31
Вторичный возд\х
размеры
входного сечения
а X б. мм
700x350
950x450
1650x540
выходное
сечение.
0,31
0,42
0,59
Диаметр
амбэазуры
О. км
715
855
990
Длина
горелка
L. мм
3067
3112
3227
Размеры
плиты П X П.
мм
1100x1100
1560X1560
1560x1560

Ориентировочная тепло-

производительность
QP. МВт
17—26
23—35
35—47
Таблица III—8.
Характеристика
Номинальная паро~роиззодитель-
ность
Диапазон регулирования
относительно номинальной теплопроиз-
вояптельности
Давление воздуха:
первичного
вторичного
Расход воздуха
Вязкость мазута перед форсункой
Давление мазута при
номинальной паропрсизводительности
Давление газа с теплотой
сгорания 36 МДж/ма
Давление распылнваюиего пара

Единица
МВт
%
да Па
да Па
м^/ч
°УВ
МПа
даПа
МПа
Технические характеристики горелок ГМГ
гмг
[
1
30—100
35
40
1200
3—4
0.6
150
0,1
■1/1.5
II
1,6
30—100
35
85
1700
3—4
1.2
300
0,1
ГМГ-2
2,3
20—100
120
120
2700
3—4
о
300
0.1
ГМГ -4
4.7
20—100
120
120
5400
3—4
2
300
0,1
гмг-
i
6,5
15—100
120
80
800
3—4
3
200
0,1—0.2
5.5/7
II
8,1
15—100
120
120
10 000
3—4
3
300
0.1—0,2
155

Рис. III—9. Схема
размещения молотковой мель-
шшы
Расчетная производительность каждой
мельницы равна: при двух мельницах В™ ^ 0,75 В;
при трех мельницах В" ^ 0,45 В, где
В — действительный расход топлива при
номинальной нагрузке, определяемой по формуле
(3—14).
Размеры сечения сепарационной шахты,
минимального сечения амбразуры и сечения сопел
для вторичного воздуха рассчитывают, исходя
из объема первичной смеси и вторичного воздуха
и их скоростей в шахте, амбразуре и соплах.
Относительное количество первичного
воздуха, скорости его движения в шахте и в амбразуре
и скорости выхода вторичного воздуха из сопел
находятся в прямой зависимости от содержания
летучих в тотиве. Относительное количество
первичного воздуха дтя каменных и бурых углей
составляет 30—50*4, для торфа — 50—70%.
Средняя скорость движения первичной смеси в
шахте соответственно равна 1,5—3 и 3—4 м/с,
а в минимальном сечении амбразуры 4—5 и 4—
6 м/с. Скорос-ь выхода вторичного воздуха через
верхн ие сопла грн сжигании каменных и бурых
углей составляет 15—20 м/с, при сжигании
торфа — 20—25 м/с; скорость выхода вторичного
воздуха через ни иие сопла соответственно
равна 25—30 и 30—35 М.С.
При компоновке тооки системы Шершнева,
предназначенной д-~я сжигания фрезерного торфа
Рис. III—10. Амбразура с
горизонтальным рассекателем:
J — рассекатель; 2 — сопла для
вторичного воздуха
Рис. III —11. Эжекционная амбразура:
/ — шахта; 2 — сопла для вторичного
воздуха; 3 — шибер
и опилок во взвешенном состоянии (рис. III—12).
особое внимание необходимо уделить
конфигурации нижней части топочной камеры, называемой
эжекторной воронкой 1. В ней за счет эжектирова-
ния топочных газов струями воздуха,
вытекающими из сопел 2, создается газовоздушный вихрь.
в котором сгорает основная масса топлива.
Наиболее крупные частицы выпадают из потока.
скатываются по наклонным стенам воронки яа
колосниковую решетку 3 и догорают в с~эе_
Таблица III—9. Габаритные и присоединительные размеры горелок ГМГ, мм
Тип горелки
ГМГ-1/1,5
ГМГ-2
ГМГ-4
ГМГ-5,5/7
*■
244
265
363
420
»■
I -
I =
159
168
D,
276
276 -
375
432
L
942
933
1161
1291
L,
310
301
428
525
Ц
195
195
255
285
и
300
300
417
495
L.
520
520
600
600
",
180
180
235
260
*»
-5;
*_
156

Рис. III—12. Продольный разрез однокамерной
топки системы Шершнева
Таблица III—Ю- Количество основных
вихревых газочазутных и пылеугольных горелок
и их расположение на стенах топки
Паропроиэ-
аодмтельность
агрегата О.
т/ч
<20
20—35
50—75
1 В агрега
ковых стена.
Расположение
горелок
Од-юряд-се
По треугольнику
Одн puz .ое
По треугольнику
Двутркд--е
Встречное
Однорядное
По треу-^льняху
Двухрядное
Встре-огое
те Е-25 по одной го
с.
Количество
горелок, шт.


угольных
—
2
2—4
2-4
3
4
4
>елче н
Г<130-
мазут-
ны.х
2—3
3
2—3
3
4
2 41
3—4
3
4—6
4—6
а бо-
Чтобы обеспечить необходимый для работы
топки аэродинамический режим, размеры и углы
наклона переднего и заднего скатов эжекторной
воронки, а также расположение воздушных сопел
должны соответствовать указанным на рис. III—
12. Сысота эжекторной воронки (размер В)
зависит от ее тепловой мощности. Например,
для топки агрегата паропроизводительностью
D = 2,5 т/ч В 3= 2 м, при D = 4 -г- 5 т/ч В э=
2s 2,6 м, при D = 10 -=- 12 т/ч В 2* 3,5 м.
Глубина эжекторной воронки (размер А) должна быть
не меньше ее высоты [41].
В парогенераторах малой мощности с низкой
компоновкой, когда невозможно развить
топочную камеру по высоте, используют
двухкамерные топки системы Шершнева (рис. III—13).
Вторая камера, как и первая, также снабжается
дожигательной колосниковой решеткой. Глубина
этой камеры (размер Б) определяется условиями
компоновки.
Таблица III—II. Размещение вихревых
пылеугольных и газомазутных горелок на стена >
топки
-
Определяемые размеры
От оси нижнего ряда
горелок до начала ската
воронки:
при однорядном и
двухрядном расположениях
горелок
при расположении
горелок по треугольнику
вершиной вниз
От оси крайних горелок до
прилегающих стен:
прн однорядном
расположении горелок
» двухрядном »
Между осями горелок по
горизонтали:
при однорядном
расположении горелок
» двухрядном >
Между осями горелок по
вертикали:
при двухрядном
расположении горелок
при расположении
горелок по треугольнику
вершиной вниз
1 / — расстояние; da — д
горелки.
Шлако-
удаленне
в топке
Твердое
Жидкое
Твердое
Жидкое
Твердое
Жидкое
Твердое
Жидкое
Твердое
Жидкое
Твердое
Жидкое
Твердое
Жидкое
Твердое
Жидкое
яаметр ам

Относительное

расстояние l/iil
а
2,0—2,5
1,8—2.0
2,0—2,5
0,8—1,0
2,2—2,4
1.6—l.fc
3,0—3,5
2,0—2,2
2,2—2.4
2.2—2,4
3,0—3,5
2,5—З.С
3.0—3,5
2.5—3,С
2.0—2,5
1,5—1,7
бразуры
57

Б-Б
В-В
Рис. III—13. Двухкамерная
топка системы Шершнева
Приложение IV
Компоновка и конструктивные характеристики
экономайзеров и воздухоподогревателей
Пс~5ор типовых экономайзера и воздухоподо-
грева-егя или их конструктивную разработку
с-едует производить так, чтобы конструкции и
гг*~~?~рые размеры хвостовых поверхностей
нагрева • и увязаны между собой и хорошо ком-
" -sa-t сь с "аоогенератором. Газоходы
экономайзера ■ воздухоподогревателя не должны
рметь -ез х изменений сечения; переходы от
одного элемевг-а к _-'угому должны быть
плавными. Обсле га. ггные размеры экономайзера
н воздчх —«вателя должны быть увязаны
с разменами - эогиэератора. При выполнении
проекта ре . существующего
парогенератора газме ■ ижгоновка хвостовых
поверхностей до. бк-ъ увязаны со
строительными конструкциям»: ьаой. При этом следует
име-ь в виду, что р н воздухоподогре-
вг-ель, а также дымосос ■ вентилятор можно
установить вне помел:.- я —ельной.
Движение сред, учас-зужоскх в теплообмене,
гз -завило, должно бы-* - воточное. На-
'ггзление потока воды — свхз? вверх. Верхний
-"Ti -э неотключаемого майзера (по
_- ■ ггзаы) должен расг гя ниже оси
а а-югенера-тога д. * "ечения сво-
паровст " смета вз экономаи-
- л-ээах ма.
хвосте, jk
и —да
хмостя
в одну колонку. В этом случае их размещают
в две колонки. При этом следует использовать
противоточную схему взаимного движения
теплоносителей. При установке двух колонковых
экономайзеров питательную воду нужно подавать
во вторую (по ходу газов) колонку; направление
потока воды — снизу вверх в обеих колонках
экономайзера.
Все хвостовые поверхности нагрева должны
иметь устройства для очистки их от наружных
загрязнений. Эффективным способом такой очне--
ки является обмывка водой, подаваемой че~ез
специальные обмывочные устройства.
Между пакетами разных поверхностей нат.-
ва должны быть разрывы (для обслуживания и
ремонта) высотой не менее 600 мм. При иг~^.-а-
зовании влажных и сернистых топлив гегвый
участок многоступенчатого воздухонагрева-егя
должен быть выделен в отдельный схоле_нь^>.
легко сменяемый пакет с отдельными т > кымн
досками и самостоятельным креплением «:
каркасу парогенератора.
Ниже (в § IV—1 -т- IV—3) даются рех ~нда-
ции по конструктивному выполнению
воздухоподогревателей и экономайзеров различных
тагов, а в § IV—4 приводятся типоразмеры С-очных
и неблочных чуглнных н стальных
экономайзеров и зозд> хопо_эгзевзтелен. серийно
выпускаемых г леннос~ыо.

IV—1. Конструктивные характеристики
стального воздухоподогревателя
В промышленных парогенераторах наиболее
широко используются воздухоподогреватели,
выполненные из стальных труб с наружным
диаметром 33, 40 и 51 мм и толщиной стенки 1,5—
1,6 мм. Трубы 0 33 X 1,5 мм допускается
применять при сжигании природного газа и
малозольных топлив.
Трубы воздухоподогревателя обычно
располагают вертикально в шахматном порядке. Внутри
труб проходят газы, между трубами — воздух.
Для повышения компактности трубчатого
воздухоподогревателя следует использовать тру--
бы наименьшего диаметра с минимальными
шагами поперек хода (sj и вдоль хода (s,) среды.
С учетом наименьшей перемычки между трубами
(10 мм) минимальное значение поперечного шага
sx = (d + 10) мм. Минимальное значение шага
по ходу среды
s3 > У O.S^/d-f- 0,25 d. (IV— 1)
В табл. IV—I указаны основные величины,
которыми следует руководствоваться при
разработке конструкций стальных гладкотрубных
воздухоподогревателей с вертикальным
расположением труб.
Для пластинчатых воздухоподогревателей
оптимальная скорость газов аг — 10-^-12 м/с, а
скорость воздуха wB = 0,8 -v- 1 и>г. Для чугунных
ребристо-зубчатых воздухоподогревателей
оптимальная скорость газов v)r = 10 -н 12 м/с,
а скорость воздуха wB = 0,6 -ч- 0,7 wr.
В качестве примера рассмотрим методику
определения конструктивных характеристик
воздухоподогревателя с вертикальными трубами.
По объемному секундному расходу дымовых
газов в газоходе воздухоподогревателя Vc
[формула (6—17)] и принятой скорости газов wr
находят общее количество параллельно
включенных труб воздухоподогревателя:
2п = -
0,785dL»r
10е.
(IV-2)
*вн-"г
гдейвн — внутренний диаметр труб, мм.
Выбрав шаги труб в пучке s, и s2 и расставив
трубы в горизонтальном разрезе, увязывают раз-
Таблица IV—1. Основные величины.
необходимые для конструирования стальных
воздухоподогревателей с вертикальными трубами
Величина
Относительный
шаг tdv6:
поперек хода
среды
по ходу среды
Скорость дымо-
| еых газов при
номинальной

производительности wr, м/с
■Примечай
= 0,5 -г- 0,6 &v-
Размеэы труб мм 1
ИЗЗХ1.5 340x1.5
1,3—1.5
1.0-1.1
S—15
(лучше
10—14;
1.25—1,4
0,95—1,0
8—16
(лучше
10—14)
2551X1.5
1.2 — 1.3
0,9—0,95
8—16
(лучше
10—14)
и е. Скорость воздуха iv3 =
меры горизонтального сечения газохода
воздухоподогревателя с размерами газохода
экономайзера и конвективной части парогенератора.
Если согласование сечений газоходов не
получается, то изменением скорости газов и шагов труб
st и s2 (разумеется, в допустимых пределах)
добиваются необходимой увязки газоходов.
Длину труб (м) рассчитываемой ступени
воздухоподогревателя определяют по формуле
L = —Р- 103, (IV—31
где И — площадь поверхности нагрева, м2;
dcp — средний диаметр труб
воздухоподогревателя, мм.
Разделив длину труб воздухоподогревателя
на количество хсдов по воздуху п, получают
среднюю высоту хода /zB.
Площадь среднего сечения для воздуха
рассчитывают по формуле
FB = (s1-d)(z1+l)hB, (IV-4)
где Zj — количество труб в ряду поперек хода
воздуха, шт.
Скорость движения воздуха (м/с)
определяют по формуле
а>в = VJFB, (IV—5)
где Vc — объемный секундный расход воздуха
в рассчитываемой ступени
воздухоподогревателя, определяемый по формуле
(6-18).
Если скорость воздуха выходит за
рекомендуемые пределы, то, изменив количество ходов или
шаг труб поперек движения воздуха,
соответственно изменяют размеры горизонтального
сечения воздухоподогревателя.
IV—2. Конструктивные характеристики
воздухоподогревателя
со стеклянными трубами
В настоящее время для борьбы с
сернокислотной коррозией стальных
воздухоподогревателей широко используют предварительный
подогрев воздуха в воздухоподогревателях со
стеклянными трубами. Такие воздухоподогреватели
устанавливают вместо холодного пакета
стального воздухоподогревателя или в дополнение к
существующему. И в том, и в другом случае
подогрев воздуха осуществляется за счет
использования теплоты уходящих газов, что
позволяет снизить температуру газов и,
следовательно, увеличить экономичность парогенератора.
Для воздухоподогревателей берут трубы из
термостойкого малошелочного стекла марки
13В. Допустимая рабочая температура этих
труб 350—400° С, термостойкость при переходе
из горячей среды в холодную 70—80° С,
коэффициент теплопроводности стекла Я. = 0.9 -н
-+■ 1,1 Вт/(м - К). Наружный диаметр труб 45 мм,
толщина стенки 4 мм. К сожалению, трубы
меньшего диаметра и с меньшей толщиной, стенки
промышленностью пока ые выпускаются.
Крепление труб в трубных досках должно
быть эластичным и допускать температурную
деформацию труб. Промежуточные трубные
доски не применяют, так как до сих пор ке решен
ряд конструктивных проблем, связанных с
созданием плотного и эластичного промежуточного
уплотнения.
Во ВТИ разработан способ группового
крепления стеклянных труб с применением уплотняющих
колец из термостойкой фторкаучуковой
резины (рис. IV—1). Резиновое кольцо 5 надевается
159

Рис. IV—I. Способ
группового крепления стеклянных
труб, разработанный ВТИ
на трубу 4 и болтами 3 зажимается между двумя
трубными досками: основной 1 и прижимной 2.
Каждая прижимная доска крепится четырьмя
болтами и обеспечивает уплотнение 16 труб.
Недостатком такого крепления является
неравномерное обжатие уплотнительных колеи
различных труб, что может служить причиной
перетечек воздуха в газовый тракт и возникновения
в ряде труб механических напряжений и их
разрушения, особенно при горячей обмывке
воздухоподогревателя, т. е. на работающем
парогенераторе. Кроме того, групповое крепление
затрудняет монтаж труб и их замену.
Кафедрой промышленной теплоэнергетики
Киевского технологического института пищевой
промышленности (КТИПП) совместно с киевским
СУ-25 треста «Промтехмонтаж-2» разработаны
различные способы индивидуального крепления
трубы в трубных досках [39]. На рис. IV—2 показан
способ крепления стеклянных труб, внедренный
на рядесгхарных заводов Украины. К трубным
доскам / точечной электросваркой прихватываются
стальные штампованные кольца 2. В
образованные пазы вставляются резиновые уплотнитель-
ные кольца 3, в которые затем вводятся трубы 4.
Высокая плотность заделки труб,
исключающая перетечки воздуха в газовое пространство,
достигается тем, что уплотнительные кольца с
большим усилием обжимают трубы и прочно
зажаты в пазах и отверстиях трубной доски.
Посгдка труб в уплотнения производится с
помощью специального приспособления.
При вертикальном размещении труб
необходимы устройства, препятствующие перемещению
труб ениз под действием их собственной массы и
вибраций трубной системы. Для этого нижний
конец стеклянной трубы, кроме уплотнительного
кольца 1, имеет ограничительное кольцо 2,
установленное под трубой (рис. VI—3).
Внутренний диаметр кольца 2 на 4—5 мм меньше
наружного диаметра трубы. Труба упирается в кольцо
и поэтому не может перемещаться вниз.
Устройство для фиксации вертикальных труб
выполняется из тех же деталей, что и
уплотняющее устройство. Такая унификация упрощает
выполнение монтажных работ и удешевляет
конструкцию.
Для разработанного крепления минимальный
шаг между трубами с наружным диаметром
•3 45 мм оавен 63—64 мм, относительный шаг
s d= I.4.'
Эластичные уплотнения являются наиболее
елсжнсй и дорогой частью
воздухоподогревателя н через них возможны перетекания воздуха з
газгзый тракт. В целях уменьшения количества
\г„-~г.-:еник на единицу площади поверхности
воздухоподогревателя следует применять трубы
».:с::сг,"2.-ь::сй длины 3 м.
Рис. IV—2.Способииди- Рис. IV—3. Фиксация
видуального крепления вертикальной трубы
стеклянных труб,
разработанный КТИПП
и киевским СУ-25
Гсгы I (боздух)
ОСОСОССЗ <Х*г-
ооо
Рис. IV—4. К расчету частоты резонанса
акустических колебаний в воздухоподогревателе со
стеклянными трубами
В промышленности применяются
воздухоподогреватели с горизонтальным и вертикальным
расположением стеклянных труб. При
горизонтальном расположении скорость дымовых газоз
в междутрубном пространстве должна
находиться в пределах wr = 6 -г- 12 м/с, скорость
воздуха внутри труб — wB г=! 1,4 -г- 1,6 wr; при
вертикальном расположении — шГ = 8-^-16 м/с,
zvB = 0,5 -^- 0,8 wr.
Воздухоподогреватели с горизонтальным
расположением труб можно устанавливать в
парогенераторах любой мощности, с вертикальным —
только в агрегатах паропронзводительностью
D > 20 -~ 30 т/ч. Это объясняется тем, что в
вертикальном трубном пучке с малой площадью
поверхности нагрева, выполненном из длинных
труб (I = 2,5 -г- 3 м) без промежуточных
трубных решеток, площадь междутрубного сечения
для прохода воздуха в несколько раз больше
площади внутритрубного сечения для прохода
газа и поэтому невозможно получить
приемлемую скорость для воздуха. При повышении паро-
производительностн агрегата увеличить
площадь поверхности нагрева воздухоподогревателя
можно за счет увеличения количества рядов
труб по направлению движения воздуха, не
изменяя при этом количество труб в ряду
(поперек движения воздуха). В этом случае площадь
для прохода газов увеличивается
пропорционально площади поверхности нагрева, а площадь
сечения для прохода воздуха может оставаться
без изменения или возрастать сравнительно
мало. Скорость воздуха при этом возрастает и
принимает нужное значение.
Ширина трубного пучка, равная расстоянию
между боковыми панелями
воздухоподогревателя В, должна быть такой, чтобы исключалась
возможность возникновения резонанса
акустических колебаний в газовом объеме
горизонтального воздухоподогревателя и в воздушном
объеме вертикального (рис. IV—4, с).
Частоту акустических колебаний (Гц),
возникающих вследствие срыва вихрей газового
(воздушного) потока с труб, определяют по формуле
/Б = Sh xs/d
пар»
(IV-5)

Sh
О*
0.2
где Sh — число Струхаля, определяемое по
графикам на рис. IV—5 в зависимости от
геометрических размеров пучка: w —
скорость газов (воздуха) в
междутрубном пространстве, м/с; dHap —
наружный диаметр труб, м.
Основную (собственную) частоту акустических
колебаний (Гц) газового объема рассчитывают по
формуле
Г0= 10 УТ/В. (IV-7)
где Т — средняя абсолютная температура
потока, К-
Условие отсутствия резонанса акустических
колебаний записывают в виде
mfa < fn. (IV-8)
где m — коэффициент запаса (m = 1,5 для
шахматных и m = 1,4 для коридорных
пучков).
Если условие (IV—8) не выполняется,
необходимо изменить геометрические размеры
пучка. Одним из способов исключения резонанса
акустических колебаний является уменьшение
ширины пучка В путем установки
промежуточной перегородки (рис. IV—4, б).
Кафедрой промышленной теплоэнергетики
КТИПП совместно с киевским СУ-25 разработана
конструкция типового блока
воздухоподогревателя со стеклянными трубами для
парогенераторов промышленного типа малой и средней
мощности. Типовой блок представляет собой
пространственную рамную конструкцию, имеющую
форму прямоугольного параллелепипеда с
наружными размерами 3140 X 2080 X 1350 мм
(рис. IV—6). Каркас блока сварен из швеллеров
JV° 12 и состоит из торцевых рам / и продольных
связей 2. К торцевым рамам приварены трубные
доски 3. размеры которых 2000 X 1270 мм. Две
попарно параллельные грани 4 закрыты
листовым железом толщиной 2,5 мм, которое
приваривается к швеллерам каркаса и ребрам
жесткости 5. В отверстиях трубной доски закреплены
стеклянные трубы 6.
Из таких блоков можно собирать
воздухоподогреватели с горизонтальным (а) и
вертикальным (б) расположениями труб (рис. IV—7). Ко-
2
h»ts3>
Воздух
Рис. IV—6. Схема типового блока воздухоподогревателя со стеклянными трубами,
разработанного КТИПП и киевским СУ-25
Воздух
Га з ы
>\ \ \ \
I ооооооо |[ооооооо 1С эосооосП
Воздух
Рис. IV—7. Компоновка воздухоподогревателей из типовых блоков:
/ — обмывочное устройство: 2 — типовой блок; 3 — фундаментная рама
1.0
1.5 2,0 S,/d 1.0 IJ5 2,0 S,/d
а о
Рис. IV—5. Графики для определения числа
Струхаля при шахматном (а) и коридорном (б)
расположениях труб пучка
11 6—ЗС89
161

личество блоков зависит от паропроизводитель-
ности агрегата, а также температур газов и
воздуха на выходе и входе воздухоподогревателя.
IY—3. Конструктивные характеристики
экономайзеров
В парогенераторах малой и средней мощности
применяются экономайзеры двух типов:
чугунные ребристые и стальные гладкотрубные. f
Чугунные ребристые экономайзеры собирают
из стандартных ребристых труб длиной 1.5: 2;
2,5 и 3 м. При выборе длины и количества труб
в горизонтальном ряду учитывают компоновку
экономайзера с воздухоподогревателем, а также
скорость движения газов, которая должна
находиться в пределах от 6 до 12 м/с. Общее
количество труб определяется отношением расчетной
площади поверхности нагрева экономайзера Н
к площади поверхности нагрева одной трубы с
газовой стороны.
Стальные гладкотрубные экономайзеры
выполняют в виде горизонтальных змеевиков из
бесшовных труб с наружным диаметром 28, 30,
32, 38 мм и толщиной стенки 3—3,5 мм.
Основные величины, которыми следует
руководствоваться при разработке конструкций
стальных экономайзеров [28], следующие:
Наружный диаметр труб
"нар'
мм
28, 30. 32, 38
Расположение труб в пучке Шахматное
Скорость дымовых газов
прн номинальной
производительности шг, м/с . . . 6—12
(оптимальная
8—10)
Скорость воды в трубах шв,
м/с:
экономайзеров некипяше-
го типа
—»— кипящего
типа
Относительный шаг труб:
поперек хода газов sx/d .
по ходу газов s2/d . . .
Радиус изгиба труб . . .
Высота пакета труб, м . .
Рассмотрим методику определения основных
конструктивных характеристик стального глал-
котрубного экономайзера. Предварительно
выбрав размеры горизонтального сечения
экономайзера, увязывают их с размерами сечения
газохода воздухоподогревателя и . парогенератора.
Приняв с учетом вышеприведенных
рекомендаций относительные шаги труб поперек движения
газов Sj и по ходу движения s2, производят
расстановку труб экономайзера (рис. IV—8).
Согласно выбранным размерам определяют
площадь живого сечения для прохода газов
(IV-9)
0,4
0.8
2—3
(оптимальный 2.3—
2.5)
1 — 1.5
0.9—1.2.
F = (A — Zld) В.
где г, — количество труб в горизонтальном
ряду. err.
Скорость дымовых газов находят по
отношению объемного секундного расхода газов Vc
[формула (6—17)] к площади сечения газохода
F. Если скорость газов выходит за допустимые
пэеделы. то производят соответствующую
корректировку размеров сечения газохода
экономайзера.
\Газы
*i 1-^-4 о-- i
Чг *■«£ ^ +
-а -е- «х--- -
!© -э-' © - ±
-о- -е- -е- ■©- *■
. -е- о -в -о- - -
4 о- -о ■&■&■& - +
■О- -е- -е-' -е- -е-
. ■$- -е- ■©■ ■©- -е- -е-
Рис. IV—8. Схема расположения труб
экономайзера
Рис. IV—9. Схемы двухходового (по воде)
экономайзера
Скорость движения воды в трубах (м/с)
рассчитывают по формуле
i
ш„ =
^Vb
0,785db0
Ю6, (IV— Ю)
где D3K — количество воды, проходящей через
экономайзер, кг/с; vB — удельный объем воды.
м3/кг; dBH — внутренний диаметр труб, мм; z0 —
общее количество параллельно включенных
труб по воде. шт. При шахматном расположении
труб в пучке z0 = 2zT.
Если скорость движения воды в трубах
пучка будет меньше рекомендуемых значений,
необходимо изменить расстановку труб в пучке.
Увеличение- скорости воды в трубах
достигается уменьшением общего количества
параллельно включенных труб z,, или уменьшением их
диаметра dBH. В ряде случаев уменьшение
количества змеевиков ведет к чрезмерному увеличению
экономайзера по высоте. Иногда для повышения
скорости воды в трубах более целесообразно
использовать одну их схем (а или б) двухходового
экономайзера (рис. IV—9).
Количество петель в одном змеевике
рассчитывают по формуле
п = —Д-—• 103, (IV—10)
^нао/г
где Н — расчетная площадь поверхности
экономайзера. м2: I — длина одной петлн, м: dHap —
наружный диаметр трубы, мм; z — количество
змеевиков, установленных в газоходе, шт.
При одноходовом (по воде) экономайзере z = z0,
при двухходовом z = 2zn.
Расчетная высота экономайзера (мм) равна
h = (п + 0,5) s,. (IV— П)
Если расчетная высота будет больше 1,5 м, то
экономайзер делят на отдельные пакеты высотой
0,8—1,2 м с разрывом для ремонта и
обслуживания экономайзера.
162

|V—4. Типоразмеры экономайзеров
и воздухоподогревателей
Центральным котлотурбинным институтом
им. Ползунова (ЦКТИ), Бийскнм котельным.
Белгородским энергетического машиностроения и
Кусинским машиностроительным заводами
разработаны серии нормализованных блочных и
неблочных чугунных и стальных экономайзеров
и воздухоподогревателей для парогенераторов
ДКВр. которые пригодны и для других
парогенераторов малой мощности.
Чугунные экономайзеры. Блочные чугунные
экономайзеры изготовляются Кусинскнм
машиностроительным и Белгородским
энергетического машиностроения заводами по
отраслевым стандартам ОСТ 24.03.002 сЭкономайзеры
чугунные блочные».
i
I
Таблица IV—2. Основные типоразмеры блочных чугунных экономайзеров
Типоразмер
экономайзера
ЭП-2-94
ЭП-2-142
ЭП-2-236
ЭП-1-236
ЭП-1-330
ЭП-1-808
ЭП-1-646

Количество
колонок . шт.
2
2
2
1
1
1
1
Длина
трубы.
мм
2000
2000
2000
2000
2000
3000
3000

Количество труб
в ряду.
шт.
2
3
5
5
7
9
9

Количество
рядов труб,
шт.
16
16
16
16
16
20
16
Площадь
поверхности
нагрева, м*
94.4
141,6
236,0
236,0
330,4
808,0
646,0
сновные габаритные размеры, мм
А
2530
2530
2530
■ 2530
2530
3530
3530
а
850
1150
1750
990
1290
1590
1590
н
1970
1970
1970
3665
3665
4585
3665
2
з 5
ч Э
£ <и
2.2
зг _
О 2-
2
3
4
5
6
7
8
Таб
I
я"
<1
з
_3
300
450
600
750
900
1050
1200
лица IV—3
Количество
труб в
горизонтальном
ряду пакета.
шт.
Ширина
пакета, мм
Площадь
живого сечения
для проход-
газов, м'
Плошадь
поверхности
нагрева, м2
То же
»
»
»
»
»
Техн
4
600
0.46
23,6
35,4
47,2
59,'0
70,8-
82.6
94,4
ические
5
750
0.60
29,50
44,25
59,00
73,75
88,50
103,25
118,00
*
характеристики неблочных
о
900
0.72
35,4
53.1
70,8
88,5
106,2
123,8
141,6
7
1050
0.84
41.30
61.95
82.60
103.85
123.90
144.55
165,20
8
1200
0.96
47,2
70,8
94,4
118,0
141,6
165,2
188,0
9
1350
1.0S
53,10
79,65
106,20
132,75
159,30
185,85
212.43
чугунных экономайзеров
10
I50C
1.20
59,0
88,5
118.0
147.5
177,0
206,5
236.0
12
InlA-
1.44
70,8
106,2
141.6
177,0
212.4
247,8
283,2
14
~210и
1.63
82,6
128,9
165,2
206,5
247.8
289,1
330.4
16
'.•400
1 92
94,4
141,6
188,8
236.0
283.2
330,4
377,6
is
2700
с. 16
106,2
159,3
212,4
265.5
318,6
371.7
424,8
Таблица IV—4. Технические характеристики блочных стальных экономайзеров
Характеристика
Плошадь поверхности нагрева, мг
Размеры труб, мм
Расположение труб,
Шаг труб, мм:
поперек потока газов
по ходу газов
Площадь живого сечения для
прохода:
газов, м-
воды. 10—3 м2
Сопротивление, даПа:
по газовому тракту
гидравлическое
Паропроизводительность агрегата.
на которую рассчитан
экономайзер, т/ч
Тип экономайзера
БВЭС-1-2
28
028x3
Коридорное
70
50 .
0.239
2.28
21
1070
2,5
БВЭС-11-2
57
028x3
Коридорное
70
50
0.492
4.56
-15
680
4
БВЭС-Ш-1.
-UI-2
85
028X3
Коридорное
70
50
0.743
6.84
17
800
6,5
БВЭС-IV-i
113
028x3
Коридорное
70
50
0,932
9,12
25
1030
10
БВЭС-V-l
239
028x3
Коридорное
70
50
1,710
16,00
38
1250
20
I*."
163

5-6
Рис. IV—10. Блочный чугунный экономайзер типа ЭП-2:
1 — входной патрубок: ' — перегородка; 3 — обмывочное устройство; Л — воДоперелускная труба; S —
выходной патрубок
А-А
:(
Ч
Ш5Е§нфбэ
w
г!
Б-Б
^
Рис. IV—II. Блочный чугунный
экономайзер типа ЭП-1:
. 1 — входной патрубок; 2 — обмы-
- печное устройство; 3 — выходной
патрубок
J L
) * L
) L
) L
) L
)

683C i-2
\
f
6B1C i-2
SI
Ш
ffl
s
я
583C /ii-l
кяц
Ж
bfes
I*i***
55 ?C *-?
/
. *«-r
■
:^rx
Л
^'- ' ' '"■■!■
Vliiiili
-i
Hltf
Щ
<ftT» J
\ im
ii!li:i!
!jl' :lj
t—u
55# v-/
i l l
С
Si
Оч1
1 л
i !«?!
iiil'--
-I—I
rjT-J—Н-Гд-
1 if
^Tr^ii
♦i^::r:TE£i
:п;-1т:Щ2
J
Рис. IV—12. Общая компоновка блочных сталь
ных экономайзероз
Н*?У ?
Г\
хш
'Si:
"Я"
1^
\\
1--
Hi
Pi
I il
I =Г
■
1
\ -
I!
j
Рис. IV—14. Боз;ухолслогреа-е.-и сдчохсд--
вые по газу и дзуххсд-'вые по ecazvxv с "лс^з-
дями поверхностей нагреза 233 и 300 м- (тип~П)
Н*65м2
Н*М0м7
\/W/= 1176 I
Рис. IV—13. Воздухоподогреватели
двухходовые по воздуху и газу с площадями
поверхностей нагрева 85 и 140 м- (тнп I)
Н = Шме
А\
т
2350
А-А
Рис. IV—15. Воздухоподогреватели одноходо-
вые по воздуху и газу с площадями позеохнсстеи
нагре'ва 220'и 496 м- (тип III)

Экономайзеры собирают из чугунных
ребристых труб ВТИ длиной 2 и 3 м в колонки так,
чтобы питательная вода проходила все трубы
горизонтального ряда и поступала в следующий ряд.
В двухколонковом экономайзере между
колонками устанавливают стальную перегородку.
Боковые стенки экономайзера имеют двойную
обшивку, внутри которой укладывают
изоляционный материал. ч
Для очистки ребристых труб от золы и сажи
между отдельными группами экономайзеров
устанавливают сопловые обдувочные аппараты. При
работе на мазуте эффективным способом очистки
является периодическая промывка поверхности
нагрева горячей водой с температурой 80—85е С.
Устройство блочных чугунных
экономайзеров показано на рис. IV—10, IV—11, а их
основные типоразмеры приведены в табл. IV—2 [171.
В табл. IV—3 помещены технические
характеристики неблочных чугунных экономайзеров,
собираемых из труб ВТИ длиной 2 м [28].
Подбор требуемого неблочного экономайзера
производится по расчетной площади поверхности
нагрева и площади живого сечения для проходь
газов с учетом компоновки агрегата.
Стальные экономайзеры. Блочные стальные
экономайзеры для парогенераторов
производительностью D = 2.5 -i- 20 т/ч набирают из
змеевиков длиной 1820 мм, изготовленных из труб
диаметром 28 мм с толщиной стенки 3 мм. Шаг
между трубами s, = 70 мм и s2 = 50 мм.
Общая компоновка этих экономайзеров
показана на рис. IV—12. а их технические
характеристики приведены в табл. IV—4 [28].
Экономайзеры типов БВЭС-1-2, -П-2 и -111—2 —
двухколончатые, колонки разделены между
собой стальной перегородкой. Газы омывают
последовательно одну, затем другую колонку.
В промежутках между секциями имеются
люки и лазы для периодической обдувки и
осмотра пакета труб. Стальные экономайзеры
изготовляются в облегченной обмуровке и обшивке и
поставляются в виде одного транспортабельного
блока.
Стальные трубчатые воздухоподогреватели.
Блочные стальные трубчатые воздухоподогрева-
Таблица IV—5. Технические характери:тики стальных воздухоподогревателей из труб 040 X 1.5 мм
Характеристика
Площадь поверхности нагрева, м2
Количество пакетов, шт.
Количество ходов:
воздуха
газа
Количество труб, шт.
Длина трубы, мм
Шаг труб, мм:
вдоль потока
поперек потока
Площадь сечения (м-) для прохода:
газов
воздуха
Габаритные размеры, мм:
длина
ширина
высота
1 Воздухоподогреватель устанаи
при сжигании антрацита.
2 Воздухоподогреватель устанав.
85
2
2
2
378
1930
84
60
0,203
0.228
2170
1172
2490
сливается
тивается в
140
2
2
2
610
1930
84
60
0,326
0,380
2210
1652
2490
Тип воздухоподогревателя
11
233
1
2
1
508
3833
84
60
0,545
0,853
1860
1296
4490
300
1
2
1
653
3830
84
60
0,698
0,845
1860
1566
4490
в первой ступени хвостовой noi
парогенераторе с топкой систе
22b1
1
1
1
1349
1400
84
60
1,450
1,230
2864
1600
1422
зерхности п
мы Шершне
ш
49b-
1
1
■
1312
3140
84
50
1.410
1.380
2950
1 * Ж "*
1 t"Tv
3140
зрогенезг~сзг
ва J
Таблица IV—6. Технические характеристики неблочных стальных воздухоподогревателей
и» труб 051 X 1,5 мм

Количество хо-
Л. в
воздуха
2
3
4

Количество
секции, шт.
1
1
2
о
3
3
О
1
о
1
Площадь
поверхности
нагрева, м2
185
28 J
375
560
56Э
800
875
115J
З/о
75J
1125
Общее
количество Труб,
шт.
326
326
652
652
978
690
1428
100Э
326
652
478
Площадь живог-j
сечения (м*) для
прохода
газов
0,59
0,59
1.18
1.18
1,77
!.24
2,58
1.80
0,59
1.18
1.77
воздух.:
0,60
0,60
1,18
1,18
1.80
1,24
1.7У
2,40
0,60
1.18
1,80
Габаритные размерь» «»•
длина
1006
1006
1896
1896
2786
ШИРИН.:
25b3
3145
2583
3146
2583
2066 426J
39S2
2С65
1006
1896
2786
31-г" '
426? |
О i т~ 1
3i-~
3145
,; -э |
*г^
Э
--_т
о -
С^г-
----=
il.l
:>-
~55
it».
"эг
166

Таблица IV—7. Технические характеристики ребристых и зубчато-ребристых чугунных труб
воздухоподогревателей
Характеристика
Полная длина трубы, мм
Длина оребренной части трубы, мм
Площадь поверхности нагрева, м2:
по газовой (наружной) стороне
по воздушной (внутренней) стороне
Площадь живого сечения, м2:
с газовой стороны
с воздушной стороны
Эквивалентный диаметр с воздушной стороны, м
Размер фланцев, мм
Масса трубы, кг
ребристые
2480 •
2275
4,11
2,57
0,139
0,0118
0,0425
150x260
155
Трубы
зубчато- ребр и стые
1200
1000
1,91
1,12
0,064
0.0110
0,0342
150x260
73
2480
2275
4,11
2,46
0.139
0.0110
0,0342
150x260
162
Примечание. Размеры элементов ребристой и зубчато-ребрнстой трубы:
140 мм, ширина — 250 мм; высота внутренней полости 26 мм
(ребристая труба) и 15
ребристая труба); расстояние между осями двух соседних наружных ребер 25 мм.
внутренних зубцов 50 мм (по длине) и 20 мм (по сечению внутренней полости); длина
расположение зубцов — шахматное; толщина стенки 8 мм.
3500
3300
5,78
3.56
0,202
о!спо
",0342
15V X 260
242
высота трубы
мм
двух
(зубчато-
соседних
зубца 43 мм:
тели для парогенераторов малой мощности
серийно выпускаются Бийским котельным
заводом трех типов: I — двухходовые по
воздуху и газу для агрегатов паропроизводительнос-
тью D = 2,5 и 4 т/ч (рис. IV—13); II — одно-
ходовые по газу и двухходовые по воздуху для
агрегатов паропроизводительностью D = 6,5 и
10 т/ч (рис. IV—14); III — одноходовые по
воздуху и газу для агрегатов
паропроизводительностью D = 20 т/ч (рис. IV—15).
В табл. IV—5 приведены основные
технические характеристики этих
воздухоподогревателей [17J.
В табл. IV—6 помещены основные
технические характеристики неблочных стальных
воздухоподогревателей для парогенераторов малой и
средней мощности [28]. Выбор требуемого
неблочного воздухоподогревателя производится
по расчетной площади поверхности нагрева и
площадям живых сечений для прохода газов и
воздуха с учетом компоновки агрегата.
Чугунные воздухоподогреватели более
стойкие (чем стальные) против сернокислотной
коррозии. Поэтому их используют при сжигании
мазутов и других высокосернистых топлив.
В табл. IV—7 приведены технические
характеристики ребристых и зубчато-ребр истых
чугунных труб воздухоподогревателей,
изготовляемых Рижским заводом химического
машиностроения «Ригахи.ммаш» [28].
Приложение V
Поверочный и конструктивный расчеты радиационных
и радиационно-конвективных перегревателей
V—1. Выбор расчета
В некоторых агрегатах
паропроизводительностью D ^ 75 т/ч применяются радиационные
и ширмовые перегреватели. Из всех
поверхностей нагрева эти перегреватели работают в
наиболее тяжелом температурном режиме и поэтому
их выполняют из жаропрочных сталей. С учетом
сказанного при выполнении проекта
реконструкции парогенератора радиационный и ширмо-
вый перегреватели следует оставить без
изменений, проверип лишь поверочным тепловым
расчетом.
В ряде случаев при реконструкции агрегатов
паропроизводительностью D ^ 20 т/ч с низкой
температурой перегретого пара (до 300—320° С)
в связи с переводом их с твердого топлива на
газ или мазут наряду с увеличением мощности
агрегатов предусматривается повышение
температуры перегретого пара до значений,
требуемых для работы паровой турбины, т. е. до 360—
370° С и выше. Целесообразным и практически
легко осуществимым способом повышения
температуры перегретого пара является установка
радиационного или радиационно-конвективного
перегревателя в дополнение к имеющемуся
конвективному. При этом начальный перегрез
пара осуществляется конзехтизныч
перегревателем, а окончательный — зо з-свъ
установленном радиационном или ра^ианиокно-кснзектив-
ном перегревателе, по пар>, включенному
последовательно с конвективны* гтегегрезателем. Для
определения площади лсзегхнссти нагрева и
конструктивных характеристик таких
перегревателей производят конструктивный расчет.
V—2. Поверочный расчет настенного
радиационного перегревателя
Радиационный перт-еза-ель выполняется в
зил.е экрана, устзнавлузаемого на потолке или
на стене топки (рис. V—"). Основным способом
тепловосприч~ия этсго терегрезателя является
теплота пря%«ого излучения объема топки. Кон-
зективное ~е"са~с::гя«гтие радиационного
перегревателе ма-'б и ти расчете не учитывается.
Псвегоч>-ь:-1 гасче- радиационного
перегревателя выполняют з следующей
последовательности:
167

Рис. V—I. Схема включения радиационного
перегревателя:
1.2 — ступени конвективного гирегревателя; 3 —
фестон; 4 — радиационный перегреватель; 5 —
фронтовой экран
1. По конструктивным размерам
перегревателя определяют площадь его лучевоспрннимаю-
щей поверхности И„ пе. Методика расчета Ич пе
аналогична описанной в § 5—2 методике расчета
площади лучевосприннмающей поверхности
экранов топки.
2. По величине Нл пе находят тепловосприя-
тие перегревателя, отнесенное к 1 кг (м3) топлива^
кДж/кт (кДж/м3):
Спе = "„.ыЧл/Вр. (V-1)
где дл — удельная лучистая тепловая нагрузка
поверхности нагрева перегревателя,
определяемая по формуле (5—36), кДж/(м"- • ч).
3. Теплота, воспринятая перегревателем,
затрачивается на перегрев пара:
Q,.ne = D(i"n-in)/Bp, (V-2)
где i и i — удельные энтальпии пара на входе
в радиационный перегреватель и выходе из
него, кДж/кг.
Одна из энтальпий пара известна до расчета
перегревателя. При установке радиационного
перегревателя на стороне насыщенного пара
известна fn (это — удельная энтальпия пара на
выходе из барабана парогенератора). При
установке перегревателя на стороне перегретого
пара известна in (это удельная энтальпия
перегретого пара в выходном коллекторе перегревателя,
значение которой определяется по заданным
параметрам перегретого пара).
Из уравнения (V—2) находят вторую,
неизвестную энтальпию пара.
V—3. Поверочный расчет
ширмового перегревателя
Шнрмовые перегреватели применяются в аг-
гегг-гх паропроизводительностью D ^. 75 т/ч
гги пылевидном сжигании топлива. Они предна-
з-гчечы для защиты от шлакования конвективных
гсБе^хностей нагрева. Конструктивно ширмо-
= ^е ге^егреватели обычно выполняются в виде
--тгсчих тэубчатых лент (ширм), набранных из
~-£zkpx тоуб. Ширмы устанавливают в еыход-
■с*. "куе топки перед фестоном (рис. V—2).
Ш оыозый перегреватель является радиа-
-i= конвек-ивной поверхностью нагрева: при
«го Гхс-е-» учнть-зают теплоту прямого излуче-
|' ~азс£ ■Kisajocii'x шнрмы.
- . _-:* г боковых стенах топки и на
■■Г" г -ст: :_";--2 ~а ют дополнительные
Рис. V—2. Схема включения ширмового
перегревателя:
/ — барабан; 2 — шнрмы: 3 — фестон; 4 —
конвективный перегреватель
поверхности нагрева (боковые экраны; экраны,
закрывающие аэродинамический выступ;
потолочные трубы), тепловосприятие которых
необходимо учитывать при расчете ширмового
перегревателя.
Температура газов перед ширмами равна,
температуре газов на выходе из топки. Считая,
что присос воздуха в зоне ширм равен нулю,
расчет ширмового перегревателя выполняют по
коэффициенту избытка воздуха на выходе из
топки.
Поверочный расчет ширмового
перегревателя выполняют в следующей последовательности:
1. Составляют схему перегревателя з двух
проекциях (рис. V—2) с указанием на них
размеров отдельных ширм, диаметра и количества
труб в ширмах, а также размеров газохода,
в котором размещается перегреватель.
2. По конструктивным размерам определяют
площадь поверхности нагрева и эффективную
толщину излучающего слоя ширмовых
поверхностей, а также площади поверхностей нагрева
участков, находящихся в зоне ширм.
Полная площадь поверхности перегревателя
равна
Яш = zidlnz, (\'—3)
где / — средняя длина одной трубы ширмы, м;
п — количество труб в ширме, шт.; z —_
количество ширм, шт.
Эффективную толщину излучающего слоя
ширмовых поверхностей (м) рассчитывают по
формуле
- 1.8
S ~" 1//+ l/fl-j- \lC (V—4)
где А, В, С—высота, ширина и глубина
единичной камеры (рис. V—2), образованной двумя
соседними ширмами, м.
3. Предварительно (с последующим
уточнением) задаются температурой газа за
ширмами^.
4. По уравнению теплового баланса
определяют суммарное количество теплоты, отданное
газами конвективным теплообменом
поверхностям ширм (QK ) и дополнительным поверхностям,
расположенным в зоне ширм (QK доп), кДж/кг:
Сб=<?к.ш+(5к.лоп = Ф(/ш-/ш). (V~5)
где /ш — энтальпия газов перед ширмами,
равная энтальпии газов на выходе из
топки /т> кДж/кг;
/" — энтальпия газов за ширмачн.
определяемая по их температуре Фш-
168

5. По уравнению теплообмена находят
количество конвективной теплоты, воспринятое
ширмами (QK ш) и поверхностями, находящимися
в зоне ширм (<2к.доп). кДж/кг:
_ £шЯц,А1„, , _^доп" допЛгдоп
^К.Ш "+" ^К-ДОП Я
up
fic
(V-6)
В соответствии с [32] коэффициент теплоперг-
дачи дополнительных поверхностей А>доп можно
принять равным коэффициенту теплопередачи
ширм &ш. Тогда распределение тепловосприятия
между ширмами и дополнительными
поверхностями будет пропорционально произведениям
НАС соответствующих поверхностей, и
количество конвективной теплоты, полученное
ширмами (кДж/кг). можно определить по формуле
ЯШД*Ш
= Q3
(V—7)
Дг
' #иА'ш 4- ЯаопДГдоп
При расчете температурные напоры Д£ш и
доп принимают как средние арифметические
температуры между газами и паром в ширмах
и между газами и водой в дополнительных
поверхностях нагрева, расположенных в зоне-ширм.
6. Определяют количество лучистой теплоты
(кДж/кг), полученное ширмами:
где Qn вх — количество лучистой теплоты,
воспринятое плоскостью входного сечения
(выходного окна топки). кДж/кг; Сл-вых — количество
теплоты излучения из топки и ширм на
поверхности нагрева, расположенные за ширмами.
кДж/кг. При этом
Зл.вх = ?л.ш" л.вх/ЯР- (V-9»
где Нл вх — площадь лучевоспринимающей
поверхности входного сечения ширм, равная
площади входного сечения перед ширмами (рис. V—2);
Сл.1
удельная тепловая нагрузка ширм в
выходном окне топки (кВт/м4), причем
9л.ш=Р<Ь. (V-10)
где дл — удельная тепловая нагрузка выходного
окна топки, определяемая по формуле (5—36);
Р — коэффициент, учитывающий взаимный
теплообмен между топкой и ширмовым
перегревателем (рис. V—3).
Значение Q„_abix (кДж/кг) рассчитывают по
формуле
Чл.вых
Qh.bx<1— в> Фи
+
5.7
+ ■
Ю-"^л.вых71р1п
(V—II)
Где а —степень черноты газов в ширмах,
определяемая по средней температуре газов с
использованием формулы (5—22) или по номограмме на
рис. 5—4; Ял_вых — площадь
лучевоспринимающей поверхности нагрева пучка, находящегося
за ширмами, разная плсщади сечения газохода
за ширмами (рис. V—2); Т — средняя
температура газов в ширмах. К; Р — коэффициент,
определяемый по графикам на рис. V—3; i;n —
поправочный коэффициент, зависящий ^от вида
топлива (для углей и жидких топлив ?п = 0,5;
для сланцев — £п = 0,2; для природного газа
^п = 0,7); фш — угловой коэффициент со вход-
р
о.з
о./
а
1 1 ~7^-L
1 1^~^ ! |\'
i 1 >Ч?1\
1
1
1
-T^Jl l>J
1 I ^U Kl
t i : к
900 1000 400 1200 1300 #^C
Рис. V—3. Графики для определения
коэффициента Р, учитывающего взаимный теплообмен
между топкой и ширмовым перегревателем:
/ — твердое топливо; 2 — мазут; 3 — газ
ного на выходное сечение ширм, причем
Фш = V (С/ВУ- + 1 — С/В, (V—12)
где В — поперечный шаг ширм, м; С — ширина
ширм (рис. V—2).
7. Находят суммарное тепловосприятие ширм
Зл.ш -г <2К.Ш (кДж/кг), затрачиваемое на
перегрев пара в ширмовом перегревателе:
Q.-,.ш -*- «к.ш = °/5р ('"ш - О (V-13)
и определяют одну из неизвестных удельных
энтальпий пара перед ширмовым перегревателем
(1щ) или после него (i'a). Другое значение
удельной энтальпии пара известно. Если ширмовый
перегреватель установлен на стороне
насыщенного пара, то известно значение im, равное
удельной энтальпии пара на выходе из барабана
парогенератора, а если на стороне перегретого пара,
то известно значение £Ш1 равное
конечно-удельной энтальпии перегретого пара (в выходном
коллекторе парогенератора).
8. Определяют коэффициент теплопередачи
ширмозой поверхности, Вт/(мг - К), по формуле
*ш ~ 1 + (1 -г <2Л.Ш/<2К.Ш) (е -Ь 1/а2) аг ' (V~14)
Множитель (1 -f- <2л.ц/<2к.ш) учитывает
количество теплоты, воспринятое нз топки поверхностью
ширм. Коэффициент теплоотдачи по газовой
стороне, Вт/(м2 • К),
xd \
а' =5|ак lU"4-^) • (v—15)
В двух последних формулах: Q., ш— количество
теплоты, переданное ширмам излучением из тсг.-
ки (к"Дж/кг) и определяемое по формуле (V—S);
QK — количестзо теплоты, переданное ширмам
конвекцией и меж^рубны.м излучением газсз
(кДж/кг) и рассчитываемое по формуле (V—7):
ах — коэффициент теплоотдачи кскг.:--^--«ей.
Bt/(mj ■ К), определяемый го сс^мчле ~—.4)
или по номограмме на рис. 6—5; а_- — кзэ-ггг»-
циент теплоотдачи излучением, 5т 'я- К).
определяемый по формуле (6—28) или пс -смс-
грамме на рис. 6—12; х — угловой ксэср.-'-.иуент
ширм, определяемый по кривой 5 на рис. 5—1. г;
*, — расстояние между трубами в щизме. м:
d — диаметр труб ширм, м; а, — ксэсснииент
теплоотдачи кокзекцией от стенки к пару,
Вт/(м- - К), определяемый по номограмме на
рис. 6—8; е — коэффициент загрязнения шир-
мового перегрезателя. м-- К/Вт;
5—коэффициент использования ширмового перегрезателя,
определяемый по графикам на рис. V—4, б.
j О 8—3089
169

£, (м!-к)/8/п
0,025
0.020
0.015
ото
0,005
0,8
0,7
0.6
sS
4
3
—Х~-\ т~Т~
1
бсо woo i2oo $а;с
а
Wi,MlC
Рис. V—4. Графики для определения
коэффициентов загрязнения (а) и использования (б) шир-
мовых перегревателей:
/ — нешлакующие угли типа экнбастузского; 2 —
умеренно шлакующие с очисткой; 3 — умеренно
шлакующие без очистки и сильно шлакующие (типа
фрезерного торфа) с очисткой; 4 — сланцы с очисткой
При сжигании твердых топлив е определяют
по графикам на рис. V—i, а; при сжигании
мазута е = 0,05 мг • К/Вт независимо от избытка
воздуха в топке и содержания серы в мазуте; при
сжигании газа е = 0. Если газ сжигают после
мазута или пыли, то коэффициент загрязнения
принимают средним между значениями для мазу-
«та (пыли) и газа.
9. Рассчитывают средний температурный
напор Af между газами, омывающими трубы ширм,
и паром в трубах как среднеарифметическую
разность температур.
10. Используя уравнение конвективного
теплообмена (6—2), определяют количество
конвективной теплоты QT, получаемое поверхностью
ширмового перегревателя. Полученное значение
сравнивают с конвективным тепловосприятием
ширм QK . найденным по формуле (V—7).
Поверочный расчет ширм считается законченным,
если тепловосприятия ширм, найденные по
уравнению теплопередачи (6—2) и по балансу (V—7),
отличаются между собой не более чем на 3% -
Если указанное расхождение будет больше,
следует принять другое значение температуры
газов за ширмами Ф'ш и повторить расчет.
Окончательно принятая температура газов
за ширмами используется для расчета
поверхности нагрева, расположенной за ширмами, а
найденная из уравнения (V—13} удельная
энтальпия пара — для последующего расчета
конвективного перегревателя.
V—А. Конструктивный расчет радиационного
и радиационно-конвектиаиого
перегревателей парогенераторов
малой мощности
Конструкции и схемы включения перегрева-
~йдей. Радиационные и радиационно-конвектив-
-л» перегреватели в парогенераторах промыш-
л-«=?зго типа малой мощности (ДКВр, .ДКВ,
Е5_. КРШ. Шухова — Ьерлнна, Брюона, Тем-
э-хда — Карлсона и другие) устанавливают при
х "-«инструкции, когда требуется значительное
1 а^..-i'e температуры перегретого пара.
Радиационный перегреватель, размещаемый
на стенах топки, представляет собой однорядный
или двухрядный экран из труб 0 38 X 3 мм.
присоединенных к коллекторам. На рис. V—5
показаны схемы расположения радиационного
перегревателя иа фронтовой стене топки
парогенераторов ДКВр-6,5 и Шухова — Берлина А-7.
Радиационно-конвективный
(полурадиационный) перегреватель, устанавливаемый в
выходном окне топки, получает теплоту прямого
излучения топки и теплоту конвекции от газов,
омывающих трубы перегревателя. На рис. V—б
представлены схемы размещения
полурадиационного перегревателя в выходном окне топки
парогенераторов ДКВр-10-23-350 и Шухова —
Берлина А-7.
При установке полурадиационного
перегревателя в камере догорания за трубами фронтового
экрана для увеличения лучистого
тепловосприятия перегревателя стену между топкой и
камерой догорания разбивают частично или
полностью.
Учитывая сравнительно малые размеры
радиационного и радиационно-конвектнвного
перегревателей, присосами воздуха в газоходе
перегревателя пренебрегают, т. е. Дсспе = 0.
Массовую скорость пара в трубах
перегревателя выбирают из условий температурного
режима труб и гидравлического сопротивления
перегревателя: wy = 250 -=- 300 кг/(м2 -с) — в
радиационном перегревателе: wy = 200 -г-
250 кг/(м* - с) — в радиационно-конвективном.
Если при параллельном движении пара по
всем трубам перегревателя не удается обеспечить
требуемую скорость пара, то применяют
двухходовые (по пару) перегреватели с
последовательным движением пара по частям. В
перегревателях с прямыми трубами увеличить скорость
пара до требуемого значения можно за счет
уменьшения внутреннего сечения труб путем
установки внутри труб стержней или заглушённых труб
(рис. V—5, е) с наружным диаметром 20—22 мм.
Вставки / установлены строго по центру труб 2
благодаря приварке к ним в трех местах
стальных прутков 3 длиной по 50 мм каждый [38].
Расчетами и проведенными исследованиями
установлено, что при указанных массовых
скоростях пара температура стенок радиационного
и радиационно-конвектнвного перегревателей
составляет 500—550° С. Следовательно, такие
перегреватели необходимо изготовлять из
малолегированных труб марки 15ХМ или 12ХМ.
Тепловосприятие перегревателя. Количество
теплоты, необходимое для перегрева пара в
перегревателе, подсчитывают по формуле (8—0-
При установке радиационного или радиаии-
онно-конвективного перегревателя
последовательно с конвективным перегревателем удельная
энтальпия пара за радиационным или радиаци-
онно-конвективным перегревателем равна
удельной энтальпия пара в выходном коллекторе
парогенератора, которую определяют, исходя из
заданных давления и температуры перегретого
пара. Удельная энтальпия пара перед
радиационным или радиационно-конвективным
перегревателем !в этом случае равна удельной энталь-
пии пара на выходе из конвективного перегре- ^
вателя, значение которой в начале расчета дц,
неизвестно.
Если прн установке радиационного или радиа--*
ционно-конвективного перегревателя РекоНСТ;Щк_;
рукция других элементов парогенератора не пре",«.-|в|
дусматривается и. кроме того, его расчетная па- ц-#
ропроизводительность не изменяется, то, ка £*
показали аналитические и экспериментальные ^
исследования, введение в агрегат радиационного^
I/
170
ш

Рис. V—5. Схемы расгтсложения радиационного перегревателя на фронтовой стене топки
парогенераторов ДКВр-6,5 (с) и Шухова — Берлина А-7 (б):
/ — входная камера: - — трубы перегревателя; 3 — выходная камера: 4 — трубы экрана: 5 —
конвективный перегреватель
или радиаиионно-конзект^-знсгэ -ерегрезателя
не вызывает существенного изменения тепловсс-
приятия конвективного пегег^езателя.
Следовательно, предварительное значение температуры
пара после конвектизнсго тегегсезателя .можно
принять, исходя из паспортных данных или
данных по эксплуатации парогене^атоэа.
При выполнении проекта капитальной
реконструкции парогенератора удельной
энтальпией пара на выходе из перегревателя задаются
на основе предварительного распределения
суммарного расхода теплоты на перегрев пара между
конвективным и радиационным или радиацион-
но-коньективным перегревателями. Предвари-
171
тельно принятое значение £п уточняют после
расчета конвективного перегревателя. Если
расхождение энтальпий будет больше 2%, то расчет
корректируют.
Конструктивный расчет радиационного
перегревателя. Радиационный перегреватель
получает теплоту прямого излучения топки и
площадь ^го лучезоспринимающей поверхности
(м-) рассчитызают по формуле
Ня = QneflpAfc,. (v-'6;
где Qne — количество теплоты, затрачиваемое
на перегрез пара (кДж/кг), определяемое по

трубы перегревателя; 6
Рис. V—6. Схемы
размещения радиа-
нионно -
конвективного перегревателя
в выходном окне
топки
парогенераторов:
а — ДКВр-10-23-350
(/ — входная камера:
- — выходная камера:
3 — трубы
перегревателя; 4 — задний
экран топки);
б — Шухова —
Берлина А-7 (/ —
барабан: 2 —
конвективные перегреватель:
3 — соединительный
паропровод: 4 —
выходная камера
радиационного
конвективного перегревателя:
входная камера „3> — задне-потолочный экран; в — промеж-
точная j ера)
172

'{////.■/",
4j
§
■fc
й-
4j
s-
с;
о
о-
о
о
о
о
о
о
о
о
о
°о
о
о
о
о
о
х,х2
1
■7777777-
Л
,
5
5<
■•/r/t/.
о
о о
О
о о
о
о о
о
о о
о
О О
о
О О
о
О О
'' ^? *J
///**/'//*/.
't
Y,
t '
X
о
о
о
о
о
о
о
о
о
*|
экр
о
о
о
о
о
о
о
I**
I
6
Рис. V—7. Расчетные схемы радиацнонно-кон-
вективных перегревателей парогенератора:
а — при размещении перегревателя перед экраном:
б — при размещении перегревателя за экраном: в —
при размещении одной части поверхности
перегревателя до экрана, а другой — за экраном
формуле (8—I); цл — среднее лучистое тепло-
восприятие 1 м2 эффективной лучевосприни.маю-
щей поверхности перегревателя, кВт/м-.
Лучевоспринимающая поверхность
радиационного перегревателя топки должна учитываться
при расчете теплообмена в топке, выполняемого
до расчета радиационного перегревателя. Поэтому
для расчета теплообмена з топке необходимо
предварительно задаться площадью лучевосприни-
мающей поверхности радиационного перегрева-
геля, которую можно определить по формуле
(V —16), если среднее лучистое тепловосприятие
радиационного перегревателя при сжигании
газа я мазута принять равным <7i= 75 -т- 80 кВт/м2
137].
После расчета теплообмена в топке из
уравнения (5—36) и формулы (5—35) определяют
действительное расчетное лучистое
тепловосприятие I м2 поверхности радиационного
перегревателя <7л н по формуле (V—[6) вычисляют плошадь
его поверхности Нл.
Если полученное значение Ял отличается от
предварительно принятого более чем на 5%,
то пересчитывают площадь лучевоспринимаю-
щей поверхности топки и повторяют расчет
теплообмена в топке. По результатам
повторного расчета топки уточняют дл и площадь
поверхности нагрева радиационного перегревателя.
Окончательно найденную лучевоспринимаю-
щую поверхность размещают в топке. Площадь
стены (м2), занимаемую трубами радиационного
перегревателя, рассчитывают по формуле
F = Hjx.
где х — угловой коэффициент трубной системы
радиационного перегревателя, определяемый по
графикам на рис. 5—1.
Конструктивный расчет радиационно-конвек-
тивного перегревателя. Расчетная площадь ра-
диационно-конвективного перегревателя равна
полной площади омываемой газами поверхности
нагрева #пе.
Конструктивный расчет раднационно-конвек-
тивного перегревателя выполняют в такой
поел едовательности:
1. Предварительно (с последующим
уточнением) определяют площадь поверхности
нагрева (м3) перегревателя
(V-17)
.^пе^ ЗпеВрА7л-к-
где <7Л4-ч — среднее лучистое и конвективное
теп.-,~° лриятие полной площади омываемой
поверхности перегревателя: значение <7Л^_К при-
ориентировочном расчете площади поверхности
нагрева перегревателя в случае сжигания газа,
и мазута принимают равным [37]:
<7Л , к = 30 -т- 35 кВт/м'-5 — при размещении
перегревателя в выходном окне за экраном (рис. V—
7. б);
<7Л4-к = 45-^ 50 кВт/м2 — при размещении
перегревателя перед экраном (рис. V—7, а);
qn lk= 40 -г- 45 кВт/м- — при размещении одной
части поверхности перегревателя до экрана, а
другой — за экраном (рнс. V—7, в).
Определив площадь поверхности
перегревателя, располагают его в выходном окне топки.
2. Находят конвективное тепловосприятие
перегревателя по формуле (8—6).
3. Лучистое тепловосприятие перегревателя
(кДж/кг) рассчитывают по формулам:
для перегревателя, расположенного за
экраном (рис. V—7, а),
<?л.пе = ^пе^е (1 ~ *экр)/Яр: (V-18)
для перегревателя, расположенного перед
экраном (рис. V—7, б),
<2л.пе = Q^neFae/Bv: (V-19)
при размещении, одной части перегревателя
до экрана, а другой за экраном (рис. V—7, в),
Qfl.ne = fci[*ne-*-Cl—О Х
X (I ~ W 4l Ke/Bv> (V-20)
где <7л т- удельная лучистая тепловая нагрузка
в сечении выходного окна топки, определяемая
по формуле (5—36), кВт/м'-; *.кр — угловой
коэффициент экрана без учета излучения
обмуровки, определяемый по графикам на рис. 5—1, а:
хпе — угловой коэффициент перегревателя без
учета излучения обмуровки, определяемый по
графикам на рис.
-1, в: хп
хпе — угловые
коэффициенты частей перегревателя,
расположенные до экрана и после него, определяемые по
графикам на рис. 5—I (без учета излучения
обмуровки).
4. Конвективное тепловосприятие
перегревателя и части экрана, расположенной в выходном
окне топки, приравнивают количеству теплоты,
отданному газами, кДж/кг:
<2к.пе + С,.ЭКР = Ф (С ~ О- (V--^>
где <2К — конвективное тепловосприятие
поверхности экрана, расположенной в газоходе
перегревателя, определяемое по формуле (8—11);
Ф — коэффициент сохранения теплоты; /пе н /пе—
энтальпии газов во входном и выходном сечениях
перегревателя, кДж/кг.
5. Из уравнения (V—21) находят удельную
энтальпию в выходном сечении перегревателя
/~е, а по /d-таблице или /^--диаграмме —
температуру газов за радиационно-конвектизным пе-
регрезателем Фпе.
6. Используя уравнения теплообмена (6—2),
определяют конвектизное тепловосприятие
перегревателя QK ле. Коэффициент теплопередачи
k и средний температурный напор Дг находят по
обшей методике, изложенной в гл. 6.
Расхождение между тепловосприятиями,
найденными по формулам (8—6) и (6—1). не
должно превышать 3%. Если же расхождение
указанных тепловосприятяй будет больше, то
изменяют площадь поверхности нагрева
перегревателя и повторяют расчет.
173

Приложение VI
Таблицы расчетных характеристик топлив, воды и пара
Таблица VI—I. Расчетные характеристики твердых и жидких томлип
л?
fiacccfln,
и.п 1 месторождение
1
2
3
4
5
G
7
8
9
10
11
12
13
М
15
16
17
1Й
19
20
Донецкий
То же
Л i.noncKo-Волынский:
Волынское
Межречепское
Кузнецкий
То же
»
>
)
i
Кнзелопскнн
Челябинский
Егоршннское
Марка
гоплмпл
д
д
г
г
г
т
л
пл
ж, к, ос
г
г
д
г
ICC
2СС
т
ж, к, ос
г
БЗ
пл
Класс
р
Отсеп
Р
Отсев
ППм
Р
ш, сш
Р, отсеп
ППм
Р
То же
Р, СШ
То же
Р, отсей
Р,С, 111
отсеп
Р, отсеп
ППм
Р, отсеп
к. м
Р, МСШ
р
IV 1>
13,0
М,0
8,0
11,0
9,0
5,0
8,5
5,0
9,0
10,0
■ 8,0
12,0
8,5
9,0
9,0
с,г>
7,0
6,0
18,0
8,0
СиОТЛП риОоЧсЛ M1ICCI.
/11»
21,8
25,8
23,0
2G.7
34,6
23,8
22,9
20,9
35,5
19,8
25,8
13,2
11,0
18,2
18,2
16,8
30,7
31,0
29,5
23.9
SP
к Н- op
3,0
3,9
3,2
3,1
6,4
2,8
1,7
2,4
2,5
2.6 ■
3,1
0,3
0,5
0,3
0,4
0/1
0,7
6,1
1,0
0,4
CI'
49,3
44,8
55,2
49,2
44,0
62,7
63,8
66,6
45,5
55,5
53,7
58,7
6G,0
61,5
64,1
68,6
53,6
: 49,5
37,3
60,3
шил una, %
III'
3,6
3,4
3,8
3,4
3.1
3.1
1.2
2.6
2.9
3.7
3,6
4,2
1,7
3,7
3,3
3,1
3,0
3,6
2.8
2,5
N1'
1.0
1.0
1,0
1,0
0,8
0,9
0,6
1.0
0,9
0,9
0,7
1,9
1,8-
1,5
1,5
1,5
1.6
0,8
0,9
0,9
on
8,3
7,1
5,8
5,6
5,3
1,7
1,3
1,5
3,7
7,5
5,1
9.7
7.5
5,8
3,5
3,1
3,4
4*,0
10,5
4.0
МДж/кг
19,61
17,77
22,04
19,82
17,56
24,22
22,58
25,27
18,02
21,98
21,58
22,84
26,15
23,88
24,60
26,20
20,80
19,70
1.3,83
22,42
%
44,0
44,0
40,0
40.0
42,0
15,0
3,5
7,5
30,0
(20,0-
34,0)
39,0
38,0
42,0
40,0
30,0
21,0
13,0
23,0
(17-
33,0)
42,0
45,0
9,0
Темпер
'i
1000
(940—1260)
1100
(1.00—1200)
1050
(tOCO—1200)
1180
(1000—1200)
1000
1060
(990—1170)
1100
(920—1260)
1060
(1C00—1120)
1080-1160
1100
1130
(1040—1180)
1130
(1030—1260)
1100
(1050-1250)
1100—1500
11 CO—1500
1250
(1070-1380)
1150
1200
(960—1450)
1150
(1080-1200)
1500
■туря пллпления золы °С
'•■
1200
(1080—1400)
1250
(1200—1380)
1200
(1100—1300)
1240
(1200—1380)
1200
1200
(1050—1300)
1200
(1100-1450)
1250
(1100—1500)
1180—1390
}
1200
1200
(1065—1250)
1200
(1050-1300)
1200
(1000—1370)
1240-1500
1240-1500
1300
(1090-1500)
1300
1450
1150-1500)
1250
(1150—1350)
—
'..
1280
(116,0—1400)
1350
(1250—1450)
1280
(1200—1400)
1280
(1250—1450)
1280
1250
(1100—1400)
1250
(1150—1500)
1300
(1150—1500)
1200—1420
1230
1230
(1080—1280)
1250
(1100-1400)
1250
(1150—1430)
1280-1500
1280-1500
1400
(1210-1600)
1370
1500
(1300-1500)
1300
(1200—1350)
—

450
8
200
ТГ
СО
о
U3
см
из
о
со
см
" СП
о
СЧ
о
о
сп
о
ТГ
СЧ
3J
о
ст
со
о
со
чГ
°т
^А
с:
27
^д
о
о
со
О ~"•
об 1
— д
о
о
И ,
о
00
тг
U3
U3
со
со
о
о
со
t~-
со
см
о
о
СО
о
со
со
CL
см
СС
о
из
тг
°т
S.A
CN
со
?,т
смД
о
о
см
со
о —
о 1
см 1
_ о
о
,—
о
оо
т
см
30
см
г—
см
т
о
ее
см
со
со
со
о
00
СО
из
о
тг
с
12,
о-
чг
со
оо-
1 со см ^
со
о
со
со
о о о Т
О «л см
из см см 0
см
—'
о
со
см
о оо —
о о о
ТГ О СМ 1
_ О
со
~—
__
о о о
СП -о- оо
т -ч- гг
со со со
см с: о
сп из со
~ ~~
СМ — ГЛ~
см из см
Г~- Г— чг
о о о
О СП СО
тгем см
— тг СО
OSS
из со со
со оо
СП О СО
— О Г-
— со
со из о
— со сп
см со
Е.С-
со г см
С2 'JZ
о
о
со
°7
~Д
о
см
о
из
см
о —
=5 1
см 1
— о
Г--
о
из
^
О ~"
"** 1
— о
СО
_~
_~
со
со
со
f~-
со
со
см
U3
СО
СС
со
о
сг.
из
3D
со
со
см
U3
U3
су
CJ
о
N^"
'^
о
см
°т
_ 1
— о
со
—
—
со
о
см
==> "7
из |
— СЗ
ОО
о
^-^
, ,
о
со
—
°"Г
из
сз X
—. о
о
со
_~
—'
со
о
ТГ
^^
со
оо
со
СС
со
СМ
СО
г—
чз-
со
см
из
сч
о
«
~~
CJ
CJ
о
с"
-ч
о о
о °°
из ""*
о — оо —
1 -У I СО СЧ
1 со 1 см со Д
о со
См —
~~"
о, <=>
О "5
из ■"■
о о — о о~"
СЗ СМ 1 U3 О
из со 1 см со 1
'
..
о °
СЧ "2
см «*э
о о — о о —•
из см | о со
""" ~ ' о
8 со
— о
- г ~~
*~~
о о о о о
О СО — СП О
из со со — из
Г— СО СО СО СМ
см тг из см со
ОО СЗ О чг СО
— — СМ СМ —
СО СП чг Т —
о со из со см
из со г- со г~-
о со о о о
со см сч сз СП
СО СО СП СМ СМ
— D0 Г- СС Г-
СС СП СМ чз- U3
чт- -г т из со
о о со со о
DO СО 3D СО
го ^т сч сч —
О из U3 СО СО
см
. , -^ СП
о
о
из
°7
Zo
со
о
о
из
о —
из
Zo
о
со
._
о
о
из
о —
°
** д
о
~~'
^—
о
со
СМ
со
СО
—ч
см
оо
ТГ
00
о
со
со
f-
из
со
о
СО
Г--
См
о
ОС
г\
о
из
43-
37
i^o
СМ
о
со
чг
0 "Г
э
i2 о
о
см
о
о
со
о-
°
см Д
со
—*
—
о
о
со
со
см
со
СП
чг
f-
о
Г--
см
см
чг
СП
о
Г--
30
с
о
о
о
из
g 1
i2co
о
СЗ
из
° т
°
^о
СЗ
со
с
о
чз-
°~г
°
п I
— из
чз-
—
_~
о
о
СО
СО
г-
СО
о
t-
00 |
о
СП
см
ТГ
со
оо
о
,
ОС
со
о
Г--
с
Г)
CJ
SS
о из
оо
из со
о из
— о
со из
о -е-
о о
СП —
СО тг
со со
— Г--'
со со
СГ> Г--
С) из
ТГ СО
оо
со см
см со
о из
из см
г-со
чг О
— U3
— со
о из
СЗ —
сч —
3
-С
а.
сп^:
СС^4
, ^
о
о
из
1
_>
о
чз"
v«
—■
о
см
со
о
о
СО
о
СО
—
из
со
СО
со
ОО
со
„.,
СЗ
см
о
о
см
30
о
со
со
__
со
~~
из
ТГ
СО
о
•s.
о
см
f^
о оо
из со —
см см со
о оо
со из О
см см см
ооо
сч о оо
~М _м VM
о о о
со из со
со со со
СП О СМ
00 ОО СМ
г~- из со
ОтГЧ'
— СЗ О
из из из
о о о
со тг сч
см см см
— 4-CN
О -ч- Г~-
U3 "Ч" чз-
U3 СП СЗ
о о —
СО ТГ СМ
со -ч- сп
о о из
сч оо сп
СМ СЧ СЧ
ом, cm
ом, cm
к. ом.
сш
СО СО СМ
СО. '£^\С
8
См
о
из
■""■
о
^^
о
о
о
Г--
со
"-*
оо
см
-U3
_
СО
см
г~
СМ
о
со
СО
о
о
UJ
1
с.
л
-
о
с_>
UJ
1
о
1
1—J
'
о
1—J
и j
1
о
С_)
CJ)
"•^
J,
.
о
=
1
1
1
1
1
1
1
__
со
о
чГ
со
CJ
со
о
г-
—
~
из
СО
со
со
о
из
С_)_
о"
СЗ
OJ
с.
CJ
CJ
CJ
с:
1
1
1
1
1
1
1
1
СО
Г--
СЗ
со
из
о
из
со
сч
~~
СО
СО
СО
чг
о
о
со
Е: У.
CJ О-
ZZ ^
1
1
1
1
1
1
1
2
00
22
со
г-
о
Г--
о
чг
о
о
S
ОО
сч
__
о
СЗ
СО
-Si.=
4i*
1
ё о
CJ — е-
О = о
с 3 о 2
«-» О ~ —-
с
о
CJ
о
^:
CJ
nod
"
i^
^
5^
о
OJ
о
и:
CJ
~
■
Ь-.
с"
0J
о
^х
CJ
ТИМ
—
5
с
^ Z1
о
■= х
= ГГ
s: =j
с §
-S —
> =
—
:£
о
>^
О - ii 3
£-3
£• ч
2 п ci 7^ ^ " :
< з2 ^ ~ с5"
о
У о 4J ^
: О <=~
■г-<
CJ га
-^^
О
CJ
СП
S.CJ
^ 2г;
- ^ -ч ^>
'- ^ "i 5.
— од
СЧ О!
чг U3 СО
СЧ СМ СМ
г-
см
со
сч
СП О — СМ СО
СЧ СО СО СО СО
из
со
со
со
г- ос
со со
СЗ
СО
о — см
ТГ -*Г чг*
175

Таблица VI—2. Расчетные характеристики природных газов
•V»
и .л
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Ю
11
12
13
14
15
16
17
Газопровод
Саратов — Москва
Саратов — Горький
Ставрополь — Москва (I нитка)
То же (II » )
(III » )
Серпухов — Ленинград
Гоголево — Полтава
Дашава — Киев
Рудки — Минск — Вильнюс,
Рудки — Самбор
Угерско — Стрый, Угерско —
Гнездичи — Киев, Угерско —
Львов
Шебелинка — Острогожск, Ше-
белинка — Днепропетровск,
Шебелинка — Харьков
Шебелинка — Брянск — Москва
Джаркак—Ташкент
Газли — Коган — Ташкент
Карадаг — Тбилиси — Ереван
Бухара — Урал
Средняя Азия — Центр
Состав газа со объему. %
СН4
84,5
91,9
93,8
92,8
91,2
89,7
85,8
98,9
95,6
98,5
92,8
94,1
95,5
94,0
93,9
94,9
93,8
С,Н.
3.8.
2,1*
2.0
2.8
3,9
5.2
0.2
0,3
0,7
0,2
3,9
3,1
2,7
2,8
3,1
3,2
3.6
с,н.
1,9
1.3
0.8
0.9
1.2
1.7
0.1-
0,1
0.4
0,1
1.0
0,6
0,4
0,4
1,1
0.4
0.7
С4Н,„
0,9
0.4
0,3
0.4
0,5
0,5
0,1
0.1
0,2
0
0,4
0,2
0,2
0,3
0,3
0,1
0.2
с,н„
и
более

тяжелые
0.3
0.1
0,1
0,1
0,1
0,1
0
0
0.2
0
0,3
0,8
0,1
0,1
0,1
0,1
0,4
N,
7,8
3.0
2.6
2.5
2.6
2.7
13,7
0,4
2,8
1.0
1.5
1,2
1.0
2,0
1,3
0,9
0.7
СО,
о,»
1.2
0.4
0,5
0,5
0,1
0,1
0.2
0.1
0.2
0.1
0
0.1
0.4
0.2
0.4
0.6
Низшая
теплота
сгорания сухого
газа QJj.
МДж/м3
35.80
36,16
36,12
36,60
37,04
37,50
31.00
35,90
35,50
35,50
37,30
37,90
36,70
36,30
37,11
36.70
37.60
I
Таблица VI—3. Классификация ископаемых углей по типам, маркам и классам
А. Типы углей
Буоые угля
Б1
Б2
БЗ
Каменные угли
Алтрациты
полуантрашст
литра пит
QI
100
100—^р
<24
&vp>40%
U"p = 30 -+-
-40%
МДж
кг
U7P < 30%
е
100
>24
100 —
МДж
кг
>
. ^г>9%
V < У%
Vr _
об —
= 220 -н
--330 см3/г
^',б<
< 200 см3/г
Б. Марки углей
В.Классы углей
Длиннопламенный . . . Д
Газовый Г
Жирный Ж
Коксовый жирный . . КЖ
Коксовый
Отощенный спекшийся
Тощий
- Слабоспекшийся . . .
К
ОС
Т
сс
ьурые Б
Полу антрацит .... ПА
Антрацит А
Класс

Обозначение
Размер, мм
Плита
Крупный
Оре.х
Мелкий
Семечко
и-ТЫб
Рядовой
П
К
О
м
с
ш
р
>100
5—1"0
2г,—5и
13—25
в—13
<R
не ограничен
Примеры
обозначений: 1 Бурый уголь с
влажностью U"0 > 40%, плита Б1П
2 Коксовый жирный каменный
уголь, смесь ореха и мелкого —
КЖОМ. 3 Полуантрацит мелкий
со штыбом — ПАМШ-
176

Таблица VI 4. Характеристика топлив; предназначенных для сжигания в слое [28]
Бассейн и
месторождение
Донецкий
Кузнецкий
Карагандинский
Печорский
Кавказ
Урал
Средняя Азия
Восточная Сибирь,
Дальневосточный
край
Сахалин
Эстония (для
специально
приспособленных топок)
Марки углей
д, г. ж. кж. к. с. т
с, т
ПА. А
д. г, ж, кж. кс. ее, т
ж. кж, к, с
Б
д, г. ж. к
с, т
д, г. ж
Б
д. г, ж
ПА
Б
Д
Б
Д, Г, Ж-, П. CC
Т
Б
Д, Г, Ж. К-, Т
Г, Б
Сланцы
Классы углей
п. к. о, м. с
То же
»
»
п, к, о, м
р
п, к, о, м. с
р
п. к. о. м. с. р
То же
п, к. о. м.-с
То же
Р
К, О. М. Р
Р
п, к, о. м. с
То же
Р
п, к. о. м. с
Р
м, с

Содержание
мелочи. %
10—19
19
35
15
16
<40
<50
<55
<35
<35
—
—
-
<20
<20
<12
<15
<35
<13
<35
_—
Предельное содержание. %
золы Ас
«—16
16—25
25—37.6
7—20
12,5—36
<30,1
12,5—32
<31.5
<42
<42
<25
<31,5
<40
<lb
<25
<25
<25
<33
<20
<30
<45
влаги WP
6—8. Д<1Ь
<6
<8
<ю
<9
<30
Д< 11,
остальные <6,5
<12
<22
<12
<6,5
<30,0
<15,5
<38
Д< 15.
остальные <7
<30
<12
Для Д и Г
<12,
Б<2С
<15
Таблица VI—5. Характеристики мазута (по ГОСТ 10585—75)
Наименование
Вязкость при 80° С не более:
условная, °БУ
Зольность Ас (%), не более
Массовая доля механических примесей (%), не
более
Массовая доля воды (%), не более
Массовая доля серы (%), не более,
в мазуте:
чалосернистоы
сернистом
высокосернистом
Температура застывания (°С) не ниже
То же для мазута из высокопарафинистых
нефтей °С, не ниже
Марки мазута
*0 В
с
Государственным
знаком качества
6,0
0,04
0,07
0,3
0,5
2.0
10
25
40
8.0
0.12
0,80
1,5
0,5-
1.0
2.0
3,5
10
25
100 В
о Государст.-
вениым
знаком качества
10,0
0,05
0,20
0,3
0,5
2,0
25
42
1С0
16,0
0,14
1,50
1.5
0,5—
1.0
2.0
3,5
25
42
17 7

Продолжение табл. VI—5
Наименование
Теплота сгорания (низшая) в пересчете на
сухое топливо Qjj (не браковочная) кДж/кг, не
менее:
малосернистого и сернистого мазута
высокосернистого мазута
Плотность при 20е С (г/см3), не более
Марки мазута
40 В
с
Государственным
знаком качества
40
40 740
100 В
с
Государственным
знаком качества
100
40 530
| 39 900 |
— 1 1,015
Примечание. Для мазута, прошедшего водные перевозки или слитого при подогреве острым
паром, устанавливается норма содержания воды для марок 40 В, 40, 100 В и 100 — не более 5%.
Таблица VI—6. Удельные объемы н энтальпии воды
t °С
30
40
50
60
70
'80
90
100
ПО
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
260
С70
т, к
303
313
323
383
343
353
363
373
383
393
403
413
423
433
443
453
463
473
483
493
503
513
523
533
543
а, м'/кг
0,00100
0,00100
0,00101
0,00102
0,00102
0,00103
0,00103
0,00104
0,00105
0,00106
0,00107
0,00108
0,00109
0,00110
0,00111
0,00113
0,00114
0,00116
0,00117
0,00119
0,00121
0,00123
0,00125
0,00128
0,00130
1.0
126,6
168,3
210,1
251,9
293,8
335,7_
377,7
419.7
461,9
504,3
546,8
589,5
632,5
675,7
719,2
1.5
127,0
168,8
210,6
252,3
294,2
336,1
378,0
420,1
462,3
504,6
547,1
.589,8
632,8
676,0
719,5
763,4
807,6
1 (кДж/кг
2.0
127,5
169,2
211,0
252,7
294,6
336,5
378,4
420,5
462,7
505,0
547,5
590,2
633,1
676,3
719,8
763,6
807,9
852,6
897,8
i при давлении, МПа
3.0
128,4
170,1
211,8
253,6
295,4
337,3
379,2
421,2
463,4
505,7
548,2
590,8
633,7
676,9
720,3
764,1
808,3
853.0
898.1
943,9
990,3
4.0
129,3
171,0
212,7
254,4
296,2
338,1
380,0
422,0
464,1
506,4
548,8
59Г.5
634,3
677,5
720,9
764,6
808,8
853,4
898,5
944,2 ~
990,5
1037,7
1085,8
.
5,0
130,2
171,9
213,6
255,3
297,0
338,8
380,7
422,7
464,8
507,1
549,5
592,1
635,0
678,0
721,4
765,2
809,3
853,8
898,8
' 944,4
990,7
1037,8
1085,8
1135,0
6.0
131,1
172,7
214,4
256,1
297,8
339,6
.381,5
423,5
465,6
507,8
550,2
592,8 '
635,6
678,6
722,0
765.7
809,7
854,2
8S9.2
944,"
990.9
1037,9
1085,8
1134.9
1185,2

*
СЧ СЧ —■. 00_
00* Сч" -Г СО*
ID О СО СО
СЧ СЧ — —
СЧ СЧ СЧ СМ
Tf
106.
СЧ
о
СО
00
СЧ
00
ю
СО
о
СЧ
ю
047.
СЧ
Ч1
СЗС,
см
ч*
ч*
о
СЧ
го
СГ)
СГ)
m
О
ю
О)
го
г—
CD
СО
00
СТ)
h-
Ю
ч-
СГ)
СО
СО
со
СТ)
о
см
гм
С"
ю
о
СГ)
СО
СГ)
СТ)
да
00
00
00
00
ч-
00
00
см
00
со
ОС)
см
да
ю
00
ю
00
ч-
00
да
00
со
00
ю
СП
см
00
го
о
см
да
см
—■
оо
го
см
о
оо
ю
со
СТ)
г~-
СП
t
V)
h-'
ГО
СО
t>-
о
да
со
г~
СП
ю
|~-
m
ю
|~-
-Y
ГО
-г
г--
ГУ
in
ГО
m
см
1^
N.
СП
|~-
СП
~^
(^
ГО
ч-
о
t~-
h-
ю
СП
'О
см
СП
да
Ч>
1^
00
>и
ГО
1-
(IJ
о
h-"
СО
со
СП
1659
in
1652
СО__
1645
СЧ
бза
*
3
"3
12
т
z
ъ
ID. С
с -
и g
н х
г- сп m ю ю ч- ai ч- о о. ч-. ч-. о_ ч-. ч; см аэ —. ч-_ ч_ го_ —_ аэ ч; аз см_ m_ h-_ со сп сп оо_ г-. ю_ о о_ t^._ го_ сп ч-ш о\ ч; тз сч. ю_ сп сч. ч- со. оо
ш" со" Ю 00* оо" со" Сч" СО СО* (--" о" ГО* со" ОО" 0* СЧ* СО* 1П со" t> 00 СП СП о" о" —" —" —" —" —•" —" —■" —■" —" — —Г о О О)" Ch" оо" '/.) I -" I*-" со" ю" ю" ч" ГО" О*
Ь. О CN СО тН Ю CO CO t- h- 00 00 MfflttO)0)OIOlO)0)OlOIOOOOOOOOOOOOOOOOlOlOlO)tHO)OIO)0)0)0)01
СП £~ h-. t-- X t~» p. P- t- t-- t-« t-- SSSbSSSSNNS»OO0OeO00«)0O«)OOMOOie00»»)l-.|«l>l«l. N|»S|»N|nN
CN CN CM CM <N CN CM CM СЧ CM СЧ СЧ CNNNNNC4IN««C>IWWWINCNWN^INWCSCNINC4C>lflrlPINflWC-IW«(NINNC'l
Ю f^ 4* r— —• 4* - ffl <D (O - •* N, - t—. CO. 00. CO. 00. CD. СП. СП. CO, СП, О t--. СЧ. Ю. Ю. Ч-. О. Ю. h-. 00. 00. CO, CO. CO C4_ Ю. Ю. Ь-. CD. Ю. CM СП Ч-. СП СО СО.
к," ^Г ^* ^Г о" о" N d СМ оГ —* 00* Ч* О* ч" СО* —<" Ч* СО* 00* СТ)" О —' —■ СЧ —■ —; О* СГ)" 00 г-^" Ю* ГО* —" СП* г-* Ш* Сч" о" г-." Ч1" —" ОО" Ю* СМ* X)" ю" —" 00* ч"
— О СО О Ч^ Г^ СП СЧ Ч- СО 00 СП -OifinNOOaiO-CJJincDNMlJiaiO-Nn^TfiniONOOWOlOO-rilNO-r-rin
ч- ю ю со со со со г~ t- h- h- h- seeooeeeoioioioioioioioioioioooooooooooo-'--------
O О О О 00 Ю I--.
О О CO CN Ч- Ю (N
СП 00 О СО t; —
s
Ш (б q * ГО,, ГО^ CN_ CN^ CN
—' о" о о* о" сГ о" о о
00 СО Ч- СЧ — Г^СОСОСОГОСОЮСОСОг^СМСПОООЧ,СПСОЧ-Ч:Ю1^-ОЧ1ООчО|--Ч'СМ—< — ООО — СМЧ-
_ ч* Ч- Г~ ГО —«О — СОЮОЧ'СТ)Ч-ОСОСОСПСОЧ---<00С0Ч,СМО00(~.10Г0СМ--<СП00(^СО1ПЧ-Г0СМ—'ОСП
Ч" —• СП г— СО ШЧ'ГОСЧ — —'ОСГ)СПСПС)000г^Г^(~.Г~С0СОС0С0СПЮЮЮЮЮ1ПгГЧ*Ч'Ч'Ч'Ч-Ч,Ч'Ч,Ч,С0
-■ -- _- —_ -^ —_ — —._ -- — -; —>__ о о, о, о, о, о_ о_ о о_ о, о о^ о о_ о_ о_ о_ о_ о о о о о о о о о о о о р
о" о* о о" о" о" о" о о о о о* о" о о" о" о" о" о" о" о" о* о" о" о" о" о" о* о" о" о" о* о" о" о" о" о" о" о" о" о
.*. V(n к, 00 СГ) О —• •-• СМ ГО СО Ч- ^*iniOIDSSNCOMO)0)000« ^(MWnntOcj*'*'l'ininin(DlOSN|4M(nCO
О О О О О —• — —• —' — -* —' -""^""^^"™^"WNWNflc''(>IWlNWW"WINWNWwcIWCSIN«ININC1
о о о о о о о о о о о о оооооооооооооооооооооооооооо jooooooooo
<=, ?=! S Q О О О О О О О О О, 0_ 0_ 0_ 0_ О, О^ От О^ 0_ 0_ 0_ 0_ СЭ О Ог О^ 0_ р_ 0_ р_ 0_ 0_ О О О р_ р_ О 0_ О О О О a a S Л
о о" о" о о о о о о о" о о" о" о" о" о" о* о" о" о" о" о" о" ст" с-Г <—>" сэ п с-Г о" с-з
о о о о
р. °. °. °.
о" о" о" о" о
ООО
о о о о
о о, о. р.
о" о" о"
.__ _ , , , , . . _ , _ ...—.—. —.—.-«—»—.—. — — ^ — ОООООч^
о о о о о о о о о о о о о о о" о" о* о" о" о" о" о" о" о" о" о" о" о* о" о" о" о" о" о" о" о" о" о'
го ч/
СП СМ Ю СП 00 00
СТ)
00
г~- со
—^ сп^ со о_ го^ со. го, —■_ оо_ ч"^ оо_ сч_ ю_ оо_ сп_ р^ о_ о_ о\ оо_ со_ ч^ сч аэ но ciI s^ со_ оо со^ оо cn^ со о ч- г— —■ ч- со сп
сп о" со со' —>' оо" Ч" О ю CD ч* N -; у2 оо -- ч; t> сп сч ч- г--" сп" —<" со" со" оо" о" —" со" ю" h-." сп* о* сч" ч" ю* t^." оо" о* —" со ч" со* t*-" оо" о" —" сч" со'
сп сч со ч- ш ю со t^ h- t^ оо оо 35^0,°,Я°, ^. ^^"^ ^. ^усчгргогососогоч'Ч'Ч'Ч'ч'Ч'ЮЮ! п \h \п т ю юсососо
— CN^ СО_ ■ч; 1Л СО. Г-, 00. СП О.
о" о о" о* о* о о о о —
— CN СО. Ч-. 1Л СО. г-, аэ СП О. — /М. СО rf in, CD h- со СП О, —. СЧ. СО. Ч-. in CD. г-, cq СП О. — CS ГО Ч" in CD t» W СП О
— —1 —' —• — — —' — —' СЧ CN СЧ СЧ СЧ СЧ СМ СМ СЧ СЧ СО СО СО СО СО СО СО СО СО СО rf ч* Ч- Ч* ч" Ч* ч" Ч* Ч* ч" lO

юсмоосооосмсоосососг)с»ч,1^-а)<м
оо — со со оо — сосозаосчт1~-сп — «г
ООСПСПСПСПООООО — — — —■ С4! CJ
CNCICNC4CNCOC0C0C0C0COC0C0C0COC0
— со со со — cocoooooimh-cn — со ю
спспспспоооо — — — — — 01 oj 01
О О. О. О, — —'„ — —•, —I —'„ — — —. —". —. —.
о" о" о" о" о о о о о о о о о о о о
СП CN ч- h- СП — Ч- СО СО — СО Ш г- о CN ■=»■
ооаклоспоооо----:£!£!£!
CNOJCNCNCMCOCOCOCOCOCOCOCOCOCOCO
О СО СО СО —' СО СО 00 — СО CD СО О СО 1Л г-
ОООО—■ — — — CN CN Ol CN СО СО СО СО
о" о" о" о" о" о* о" о" о" о" о" о" о" о" о о
rtlOCON- rf |- О <М Ю S О Ol Ч COCO
о см ю I- о см ч- к сп - п ю ад о см ^
СПСПСПСПООООО — —| — — CNCNC4
Ю О Ч« 00 —■ Ч1 СО СП —«
СОСОСПСПСПСПСПОО
OICNOJCNOICNCN',OCO
CNCOO Ч-S- |П СП ON
tOl/JCOCDCDSSSCO
ООООООООО
ЮСПСЧЮОООО}Ч-СО
СОСЙ-ПЮОООСМ'С
СОСОСПСПСПСПООО
CNOJCNCNCNCNCOCOCO
010CONS «ИЗО*
h-ООООСПСПОО — —
"1 "■". ~*« "1 ~. °Ч °Ч °Ч °Ч
о" о" о" о" о" о' о" о" о"
ооооооооооооооооооо
CN СО Т Ю СО Г~- СО ОТО — СЧСОЧ"ЮСО|^С10СПЗ
CNCNCNOIOJOJCNCNCOCOC0COC0C0C0C0C0C04-
■13
г-
<
Л)
т
С
с
-о
с
ГО
Ф
*1 ^
-ф
6
Д1-~
* 1
" 1 с.
ct Иг
* 1
1. с-
6
cl S?
■il _
"J
31-
Ф
у
CO t- in CN 00 4- СП 4- CT) 4- 00 —• U0 СП Ol Ю1 00 Ol Ю CO —
4,SOnmMoniO(»oninNOC'»fS01-4'
en en о о о о c-iciwiMnHrocin**
o> oi со со со со со со со со со со со го со со, со со со со со
h-CMt-- — lOh-CNiDX)—COlOOOOCN * CD 00 О — CO
OJ Ч* Ю l~- CO СП — IMOLniDNOOO- Ol ГО Ч* CO h- CO
Ifl ЮЮ 1П Ю Ю СО СО СО (О СО СО Ю N S NN S SN t;
qqqqp pp pp p p p ppp p pp p pp
о" о о" о" о" о" о" о' о" о" о* о" о* о" о о" о" о" о о о
Ю Г0ОГ~СЯ00Ч-О>С0)^ — ЮООСЧЮОО — Ч-Г-рСО
IO Х> — СО СО 00 — СОсООО — С^Ю00ОО1сПГ-СПСЧЧ;
01010000- _ _ _ jvj CNNdnnnMCT**
C^CNCOCOCOCOCOrOcOCOCOCOCOCOCOCOCOCOCOCOCO
I4- MS — CO О 4- h- — srOlOPIlOOOOniflt^Ol —
mSMO- CO 4- lO Г^ СО СП — Ol CO 4- CD CO CO CTl О CN
Ю Ю Ю 'X) 'X) CD CO CD CD CO CD 1- 1^ N N M^l^ N COCO
p p p o_ p q o_ p o_ о. р р. ов o_ p p p p q p p
о о о' о" о" о" о" о' о" о" о" о" о" о" о" о" о" о" о о о
<М О CD Ol 00 СО 00 СО 1^. — Ю 00 — Ю СО — Ч- Г- CD OI Ю
СО СП — Ч- СО СП — Ч" СО СП ~ COCDOOOfOinf-cTlCNvr
0>Ol OOOO Ol CN СЧ Ol ГО СО СО СО СО Ч- Ч
oioicocococococoroncococococococococococo
СП ID О Ю О lO СП СО ь. О Ч [~- — ч h- СП "О CD СП — Ч1
СОО— СОЮсОГ^-СПОсМСОЧ'СОГ-^СОСТ)— О1С0 1ПС0
lf3lOlOlOcOtO(OlONM-l-|4r4|sSMcOCOcO»
о_ о_ о^ р о_ о_ ок о_ о_ о_ о о о о о о о о о о о
о о о о"о"о"о о"о"о"о"о" о" о"о"о'о"о"о"о"о"
h-h-cOOIOOCOOOCOt^ — lOOOOIUOO— Ч- СО CTl
СПСМЩ00ОС0 1П00ОС"Э1П|---ОСЧЧ1(~-СП — СО
00 CD CTl СП О О О О — — Ol Ol Ol Ol i." 1 CO CO
oicnoioico.'Ocococococococococococococo
О О О t^ Ю Ol СП CO Ol CO Ч" О CO — h- Ol h- Ol h-
1ПГ~-.СПО0|*Ю(~-СТ)О01т»'Ю(-.00О — CO 4-
cDcorssi-.ssi^oo«)coMooQoa. en en en
qo_qqqqqqqqoiqo о о о о о о
о о о о о о о" о" о* о" о" о" о" о" о" о" о" о" о"
СО Ч'СМСОЧ'СПСО!-- — 1Г5 СП CN Ю СО — Ч< Г- СП CN
ОСОСОСО— COCDCO — COlOCOOCNmh-Cn — Ч"
СПСПСПСПОООО — —• ~~• —■ CN CN CN CN CN СО СО
CNCNOICMCOCOCOCOCOCOCOCOCOCOCOCOCOCOCO
Iх- OOr^COmcOOCOuOOICncOOJCnm — t~- СО СП
СП — СО 1П Г— СП — CN ч* СО г~- СП — Ol Ч" СО t"- СП О
SSiifcfcc^r^cocooocooococncncncncncno
p. o^ o_ o_ о p. o, o_ o_ p. p o_ o_ o_ o_ p, p, o_ —
о о о о о э" о* о" о" о" о* о" о" о" о" о" о" о" о"
Ч-СМ00Ч-СП<*00СМСОСПСОСОСПО|Ч"Г-.СПСПЧ-
— ->С СО СП — vj- СО СП — СО СО 00 О ГО Ю (-- CTl OI тг
CnCncnCnOOOO OIOJOIOICNCOCO
OlOICNCNCOCOcOCOCOcOC'jCOCOCOCOCOCOCOCO
•^fSJ^-ocuMnn-oicocnooooo
1П J4 СП — СО «П.CO OOOCNTinSOl-COimOOO
t>r->r^aococooooocncncncncncnooooo
p_ o_ o^ о о p o_ о p о о о о о — —— —^ —
о о" о* о" о" о* о" о" о* о" о" о" о" о" о" о" о" о" о"
OOOOOOOOOOOOOOOOOOOc^OOOO
h- СО СП О — OI СО Ч- Ю CD r- "0 Cl <""> — 01 ГО -!• Ю lil 1 (П О. "1
Ol OJ Ol ГО СО СО СО СО СО СО СО СО Г0 »!• 1 Ч' Ч' Ч' Ч' Ч »!■ ■(■ Ч к 1

V
список ли
1. Александров В. Г. Паровые котлы средней
и малой мощности. Л., Энергия, 1972.
2. Артемьев В. П. Особенности теплообмена
в слоевых и газомазутных топках котлов
малой н средней производительности.—
Энергомашиностроение, 1968, 9.
3. Газомазутные горелки типа ГМГ и НГМГ.
Таллин, Ильмарине, 1971.
4. Гарденина Г. Н. и др. Паровые котлы типа
КЕ для сжигания твердого топлива.—
Промышленная энергетика, 1977, 11.
5. Госгортехнадзор СССР. Правила устройства
и безопасной эксплуатации паровых и
водогрейных котлов. М., Недра, 1975.
6. ГОСТ 3619—69. Котлы паровые
стационарные. Типы и основные параметры.
7. ГОСТ 10585—75 (с изменением в марте 1977 г.).
Топливо нефтяное. Мазут.
8. ГОСТ 15838—70. Топки механические с
забрасывателями и цепной решеткой обратного хода.
9. ГОСТ 15839—70. Топки механические с
цепной решеткой прямого хода.
10. ГОСТ 5.1722—75. Паровой котел Е-2,5-14
(ДКВр 2.5-14).
11. Гусев Ю. Л. Основы проектирования
котельных установок. М., Стройиздат, 1973.
12. Единицы физических величин. СТ СЭВ
1052—78.—Измерительная техника, 1979, 1.
13. Зах Р. Г. Котельные установки. М.. Энергия,
1968.
14. Каталог котельно-вспомогательного
оборудования. М., НИИинформтяжмаш. 1966.
15. Киселев Н. А. Промышленные котельные
установки. М., Энергия, 1965.
16. Котельные агрегаты / Под ред. А. П.
Ковалева. М., Госэнергоиздат, 1958 (доп. 1963).
17. Котлы малой, средней мощности и топочные
устройства. Каталог-справочник. М-,
НИИинформтяжмаш, 1972.
18. Лабутин А. А. О целесообразности изменения
■ некоторых положений, принятых в
теплоэнергетике в связи с переходом на единицы
СИ.— Изв. вузов СССР. Энергетика, 1977, 2.
19. Лабутин А. А. О названиях водяной
экономайзер и пароперегреватель.— Изв. вузов
СССР Энергетика, 1978, 1.
20. Лабутин А. А. О применении понятия
нормальный кубический метр и его
аббревиатуре при пользовании единицами СИ.—
Научно-методические статьи по
теплотехнике. М., Высшая школа, 1979, вып. 3.
21. ЛиповЮ. М., Самойлов Ю. Ф., Модель 3. Г.
Компоновка и тепловой расчет
парогенератора. М., Энергия, 1975.
22. Оптовые цены на котельнотурбинное
вспомогательное оборудование. Прейскурант
№ 19 — 05. М., Прейскурантиздат, * 1971
(с доп. № 10, 20, 24, 27, 3"l. 34 и дополнит,
прейскурантами изд. 1974—1978гт.).
Е Р А Т У Р Ы
23.. Оптовые цены на котлы, турбины и турбо-
установки. Прейскурант № 19—04. М.,
Прейскурантиздат, 1971 (с доп. № 28, 35,
36, 41, 54 изд. 1976—1978 гг.).
24. Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей. М., Энергия,
1977.
25. Рабинович О. М. Котельные агрегаты. М.,
Машгиз, 1963.
26. Резников М. И. Парогенераторные
установки электростанций. М., Энергия, 1968.
27. Роддатис К. Ф. Котельные установки. М.,
Энергия. 1977.
28. Роддатис К. Ф-, Соколовский Я. Б.
Справочник по котельным установкам малой
производительности. М., Энергияг 1975.
29. Сндельковскин Л. Н., Юреиев В. Н.
Парогенераторы промышленных предприятий. М.,
Энергия, 1977.
30. Смирнов В. П. Котельные установки. М.—Л.,
Госэнергоиздат, 1959.
31. Стырнковнч М. А., Катковская К. Я.,
Серов Е. П. Парогенераторы
электростанций. М., Энергия, 1966.
32. Тепловой расчет котельных агрегатов.
Нормативный метод. М., Энергия, 1973.
33. Теплотехнический справочник, т. 1. М.,
Энергия, 1975.
34. Техническая документация по расчету,
проектированию, конструкциям, монтажу и
эксплуатации котлов типа ДКВр. Л., ЦКТИ,
1966—1969.
35. Указания по проектированию котельных
установок. СН — 350—66. М., Стройиздат,
'1967.
36. Частухин В. И. Номограммы расчета
процессов горения топлив. Киев, изд.-во КГУ,
1965.
37. Частухин В. И., Савчук К- Н.
Радиационные и полурадиационные перегреватели
парогенераторов малой мощности. М.,
ЦНИИТЭИпищепром, 1973 вып. 2.
38. Частухин В. И., Поржезинский Ю. Г.
Повышение температуры перегретого
пара промышленных котлов низкого и
среднего давления. Киев. УкрНИИНТИ, 1974,
вып. 21.
39. Частухин В. И., Поржезинский Ю. Г.,
Новиков В. Т. Воздухоподогреватель со
стеклянными трубами для котлов на высоко-
сернистых мазутах. Киев, УкрНИИНТИ,
1978, вып. 2.
40. Шварцман С. М. Опти.мальное распределение
тадловосприятия между частями хвостовых
поверхностен нагрева котельных агрегатов.
— Энергомашиностроение, 1963, 6.
41. Шершнев А. А. Пневматические топки для
котлов малой мощности. М. — Л., Машгиз,
1954.

ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие 3
Глава 1. Задание на проектирование и
выбор исходных данных для теплового
расчета 5
I — 1. Методика теплового расчета. Общие
методические указания 5
1—2. Расчетное задание 6
1—3. Выбор типа топки 7
i—4. Предварительный выбор хвостовых
поверхностей. Температуры уходящих
газов и воздуха 8
1—5. Составление схемы парогенератора 10
Глава 2. Топливо, воздух и продукты
сгорания • П
2—1. Пересчет состава и теплоты сгорания
топлива'на заданные значения Wp
и Лр 11
2—2. Выбор коэффициента избытка воздуха
н присосов в газоходах
парогенератора 12
2—3. Расчет объемов воздуха и продуктов
сгорания топлива 12
2—4. Энтальпии воздуха и продуктов
сгорания 14
Глава 3. Тепловой баланс
парогенератора 16
3—1. Располагаемая теплота топлива . . 16
3—2. Статьи теплового баланса .... 16
3—3. Коэффициент сохранения теплоты . . 18
3—4. Расход топлива 18
Глава 4. Основные конструктивные
размеры топки 18
4—1. Предварительная расчетная схема
топки 18
4—2. Расчет размеров топки ...... 18
Глава 5. Расчет теплообмена в топке 24
5—1. Методика расчета и основные
расчетные соотношения 24
5—2. Поверочный расчет 25
5—3. Конструктивно-поверочный расчет 37
Глава 6. Расчет конвективных
поверхностей нагрева 38
6—1. Основные расчетные соотношения 38
6—2. Определение коэффициента
теплопередачи 39
6—3. Определен::» температурного напора 49
Глава 7. Расчет фестона и
испарительных пучков 52
Глава 8. Расчет перегревателей . . . ." 54
8—1. Составление расчетной схемы ... 54
8—2. Основные уравнения и расчетные
соотношения 56
8—3. Поверочный расчет перегревателя или
ступени 58
8—4. Конструктивный расчет
перегревателя или ступени 59
Глава 9. Расчет хвостовых поверхностей 59
9—1. Расчетная схема и характер расчета 59
9—2. Основные уравнения и расчетные
соотношения 61
9—3. Поверочный расчет 62
9—4. Конструктивный расчет 63
9—5. Сводная таблица теплового расчета
парогенератора и расчетная невязка
теплового баланса 66
Глава 10. Графическая часть проекта 66
10—1. Объем графической части и общие
указания по ее выполнению ... 66
10—2. Конструктивное выполнение узлов
и элементов парогенератора . . 67
Глава 11. Стоимость парогенератора . . 81
Приложение 1. Примеры тепловых расчетов
парогенераторов 8о
I—1. Тепловой расчет парогенератора
ТП-35У 85
I—2. Расчет топки парогенератора ДКВр-10-
23 при работе на мазуте ч .109
Приложение II. Технические
характеристики парогенераторов малой и средней
мощности '' I
Приложение III. Конструктивное выполнение _
слоевых и камерных топок 150
III—1. Типоразмеры и компоновка слоевых
топок '50
III—'2. Типоразмеры пылеугольных и
газомазутных горелок и компоновка
камерных топок '53
Приложение IV. Компоновка и
конструктивные характеристики экономайзеров к
воздухоподогревателей '°"
IV— 1. Конструктивные характеристики
стального воздухоподогревателя . 15Е