Тепловой расчет котельных агрегатов
Введение
Массовый выпуск котлов малой мощности, специально орентированных на
сектор промышленной энергетики, берет начало с 1942 года, когда построенный в
Бийске котельный завод приступил к производству секционных
горизонтально-водотрубных котлов конструкции Шухова - Берлина (ШБ). В конце 40
- х годов прошлого века исследования и конструкторские разработки, выполненные
совместно специалистами Центрального котлотурбинного института имени И.И.
Ползунова (ЦКТИ) и Бийского котельного завода (БиКЗ), привели к созданию
конструкции двухбарабанных водотрубных коьлов (ДКВ). Эта разработка стала
основой для серии транспортабельных паровых котлов ДКВ с производительностью
2,5, 4 и 6 т/ч. Замена котлов ШБ на котлы ДКВ в номенклатуре изделий была
произведена в период с 1950 по 1954 гг.
Задача освоения для промышленной энергетики топлив с отличающимися
свойствами привела к оснащению котлов ДКВ разнообразными топочными
устройствами. Для сжигания в котлах каменных, бурых углей и антрацитов были
созданы полумеханические и механические топочные устройства типа ПМЗ РПК, ПМЗ
ЛЦР, ЧЦР. Для сжигания древесных отходов и фрезерного торфа созданы конструкции
топок Шершнева и Померанцева.
В свою очередь, создание новых топочных устройств позволило произвести
эффективную реконструкцию котлов ДКВ, которые после ее освоения заводом в 1958
г. получили наименование ДКВР (двухбарабанный котел водотрубный
реконструированный). Котлы ДКВР в последующие десятилетия стали фирменной
маркой Бийского котельного завода и самым распространенным типом котлов и
промышленной энергетике СССР. Они освоены в серийном производстве в виде
типоряда с производительностью 2,5, 4, 6,5, 10 и 20 т/ч и с давлением 1,3 и 2,3
МПа.
К этим котлам освоен выпуск котельно вспомогательного оборудования:
вентиляторов, дымососов, чугунных экономайзеров, оборудования водоподготовки. В
дальнейшем в связи с увеличением в топливном балансе страны газа и мазута ЦКТИ
совместно с БиКЗ провели к 1966 г. работу по унификации компоновок всех типов
котлов ДКВР по:
- видам сжигаемого топлива (твердое, жидкое, газообразное);
- типу обмуровки (тяжелая, облегченная или изоляция поставочных
блоков);
- трубным системам (разновидности схем контуров естественной
циркуляции);
- виду поставки (блочная или отдельными узлами и деталями, так
называемой «россыпью»).
В итоге этого этапа количество компоновок котлов ДКВР сократилось со 110
до 84, экономия топлива составила 4...5 % в год, а обмуровочных материалов
7...10 %. По результатам данной работы Госстроем СССР были выпущены типовые
проекты котельных всех видов: производственные, производственно отопительные,
отопительные, а также выпущен в 1972 г. каталог справочник НИИ ИНФОРМТЯЖМАШа.
Это были типовые проекты с котлами ДКВР последней конструкции, которые больше
не обновлялись.
Начавшийся в стране в конце 50х - начале 60х гг. прошлого столетия
промышленный подъем и бурное развитие жилищного строительства потребовали
быстрого наращивания тепловых мощностей как на существующих ТЭЦ, так и
сооружения новых теплоцентралей и крупных районных отопительных котельных.
Ленинградским теплотехническим институтом «Теплоэлектропроект» и
Всесоюзным теплотехническим институтом (ВТИ) был обоснован типоразмерный ряд
серии пиковых теплофикационных водогрейных котлов типа ПТВМ тепловой
производительности 30, 50, 100 и 180 Гкал/ч для сжигания газа и мазута.
Технические и рабочие проекты этой серии котлов
были разработаны ВТИ, Московским филиалом института «Оргэнергострой» и
БиКЗ. С 1959 г. БиКЗ приступил к производству пиковых водогрейных котлов на 100
и 180 Гкал/ч и выпустил 145 таких котлов.
Однако существенное расширение номенклатуры котлов для промышленной
энергетики потребовало соответствующего наращивания производственных мощностей
в данном секторе котлостроения. Эта задача была решена с открытием
Дорогобужского котельного завода (ДКЗ), изначально ориентированного на выпуск
водогрейных котлов, а также с подключением к их производству части мощностей
Барнаульского котельного завода (БКЗ, впоследствии ПО «Сибэнергомаш») и
Белгородского котельного завода (БелКЗ, впоследствии ПО «Белэнергомаш»). В
результате этого производство котлов ПТВМ было передано от БиКЗ на
Дорогобужский, Белгородский, Барнаульский и Таганрогский котельные заводы, а
также на заводы Чехословакии и Румынии. В дальнейшем башенные котлы ПТВМ100 были
заменены П образными котлами, разработанными ЦКТИ по патенту ВТИ и БиКЗ, и
начали выпускаться серийно на Дорогобужском, а затем Барнаульском и
Белгородском котельных заводах. Одновременно с котлами большой мощности по
патенту БиКЗ, ЦКТИ и ДКЗ была разработана серия водогрейных котлов типа КВ ГМ и
КВ ТС теплопроизводительностью 10, 20, 30 Гкал/ч, а впоследствии и водогрейный
котел на 50 Гкал/ч с решеткой обратного хода. Котлы были серийно освоены и
выпускались в большом количестве.
Создаваемая продукция основного производства и технологическое
оборудование для изготовления котлов разрабатывались на самом высоком уровне
современной мировой новизны.
Котлы БиКЗ являются наиболее распространенными котлами в мировом
котлостроении. Все типы производившихся в стране паровых котлов для
промышленной энергетики - ШБ, ДКВ, ДКВР, КЕ, ДЕ, а также водогрейных котлов
КЕВ, ДЕВ, ПТВ, ПТВМ, КВ ТС, КВГМ, ПТВМ осваивались в первую очередь на БиКЗ.
Поэтому БиКЗ в состоянии изготавливать все эти типоразмеры паровых и водогрейных
котлов, а также любые энергозапчасти к ним и производить ремонтные работы.
Бийский котельный завод по прежнему лидирует в производстве паровых
водотрубных котлов с паровой производительностью от 1 до 25 т/ч и водогрейных с
тепловой мощностью от 0,4 до 3,5 МВт, Дорогобужский котельный завод является
лидером в производстве водогрейных водотрубных котлов от 1,16 до 200 МВт.
Российские котельные заводы и в настоящее время имеют производственные мощности
для годового выпуска котлов промэнергетики до 70000 т/ч и способны
конкурировать с любой зарубежной фирмой по качеству и количеству выпускаемой
продукции.
Характерной чертой современной теплоэнергетики
является строительство крупных пылеугольных ТЭС с высоким к.п.д (до 45% и
более), с котлоагрегатами большой единичной мощности (800-1000 МВт) на
сверхкритические (25,5 МПа, 560°С), а также суперсверхкритические (30 МПа и
более, 700°С) параметры пара и с экологическими показателями, соответствующими
лучшим мировым стандартам, которые обеспечиваются как за счет технологических
приемов во внутритопочном пространстве котла, так и внедрением систем очистки
уходящих газов от загрязнений оксидами серы, азота и частицами пыли.
Важной особенностью современного котлостроения следует
назвать создание и широкое внедрение котлов с кипящим слоем при атмосферном и
повышенном давлении и с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС), основным
достоинством которых является широкий диапазон используемых видов твердого
топлива различной зольности (до 65%), возможности регулирования нагрузки в диапазоне
40-100% от номинальной без изменения эффективности процесса и высокая степень
очистки продуктов сгорания от оксидов азота и серы за счет сравнительно низких
температур горения в слое и добавления в него известняка.
1. Организационно - технический раздел
.1 Устройство котлоагрегата БКЗ-320-140-ПТ
БКЗ-320-140-ПТ - котлоагрегат Барнаульского котельного завода
“Сибэнергомаш” (типоразмер по ГОСТ 3619-82 Е-320-13,8-560 БЖ). Котлоагрегат
БКЗ-320-140 - с естественной циркуляцией и жидким шлакоудалением предназначен
для выработки перегретого пара давлением 13,8 МПа, температурой 560 оС,
производительность по пару 320 т/ч.
Топочная камера котлоагрегата БКЗ-320-140 полуоткрытого типа. Рассчитана
на сжигание бурых углей Канско-Ачинского бассейна (Ирша-Бородинского и
Назаровского месторождений) с жидким шлакоудалением. На уровне 11 метров
разводка тыловых и фронтовых экранов образует пережим. Пережим делит топку на
камеру горения топлива и камеру лучевоспринимающей экранной поверхности нагрева
(камера охлаждения). Выше пережима топка имеет прямоугольную форму сечения.
Ниже пережима разводкой тыловых и фронтовых экранных труб выполнена камера
горения в виде двух симметричных сообщающихся восьмигранных предтопка. Пережим
и слабонаклонный под котла служат для поддержания достаточной температуры в
ядре факела и обеспечения, тем самым, выхода шлака из топки в шлаковую ванну в
жидком расплавленном состоянии.
Каждый предтопок оборудован четырьмя двухъярусными щелевыми горелками.
Расположение горелок - угловое. Выше основных горелок расположены сбросные
горелки.
Оси основных горелок каждого предтопка направлены по касательной к
воображаемой окружности 980 мм в центре предтопка. Таким образом, воздушные
потоки из тангенциально установленных горелок формируют в каждом предтопке
циклонный факел. Оси горелок имеют уклон в пределах 12о-15о.
Трубы фронтового и тылового экранов образуют слабонаклонный под, в
котором выполнены две, по одной на каждый предтопок, летки для удаления жидкого
шлака.
Вся топочная камера экранирована трубами 60х5,5 мм с шагом 64 мм. Потолок
топки и поворотного газохода экранирован трубами потолочного пароперегревателя.
С целью создания в ядре факела необходимой температуры для организации удаления
шлака в расплавленном виде и предохранения слабонаклонного пода от воздействия
высоких температур экранные трубы, образующие камеру горения и под котла,
ошипованы и покрыты пластичной огнеупорной массой.
Для свободного расширения вниз горизонтального газохода со стороны топки
и исключения присосов воздуха, в районе камер тылового экрана выполнен песочный
компенсатор по всей ширине газохода.
Пароперегреватель предназначен для перегрева сухого насыщенного пара до
номинальных параметров с целью получения максимального КПД на котлоагрегате,
турбоагрегате и всей паросиловой установки в целом. Конструктивно
пароперегреватель расположен в верхней части КА: поверхности нагрева - в
горизонтальном газоходе; пароперепускные трубы, камеры, коллекторы,
пароохладители - вне обогреваемой зоны над потолком КА.
Пароперегреватель котлоагрегата БКЗ-320-140 разделен на 4 ступени. В
первую ступень включен потолочный пароперегреватель и, так называемый,
“холодный” пакет, поверхности нагрева которого установлены непосредственно
перед поворотной камерой. Вторая ступень включает в себя ширмовую часть
пароперегревателя; ширмы расположены над топкой на входе в горизонтальный
газоход. Поверхности нагрева третьей и четвертой ступеней установлены в один
ряд и конструктивно расположены в горизонтальном газоходе между ширмами и
“холодным” пакетом первой ступени.
По характеру восприятия тепла пароперегреватель делится на радиационную,
полурадиационную и конвективную части. Радиационную поверхность нагрева
составляет потолочный пароперегреватель, расположенный над топкой.
полурадиационная часть состоит из 20 ширм, подвешенных с шагом 540 мм.
Конвективная часть пароперегревателя включает в себя поверхности нагрева III, IV ступени и “холодного” пакета I ступени.
Движение по тракту пароперегревателя осуществляется двумя потоками. Для
выравнивания температуры пара (тепловых разверок) по ширине пароперегревателя
предусмотрено смешивание и переброс потоков. Для поддержания заданной
температуры пара предусмотрено по два пароохладителя на каждый поток с впрыском
собственного конденсата и один растопочный пароохладитель с впрыском
питательной воды.
За пароперегревателем расположена поворотная камера, соединяющая
горизонтальный газоход с конвективной шахтой. Конвективная шахта представляет
собой опускной газоход с расположенными в нем поверхностями нагрева водяного
экономайзера и воздухоподогревателя. ВЭК предназначен для нагрева питательной
воды до температуры близкой к температуре насыщения пара, ВЗП предназначен для
подогрева воздуха, подаваемого в топку котлоагрегата и необходимого для
обеспечения процесса горения топлива. В целом подогрев питательной воды и
воздуха обеспечивает максимальный КПД котлоагрегата.
Поверхности нагрева по ходу газов расположены в конвективной шахте
следующим образом: водяной экономайзер II ступени, воздухоподогреватель II ступени, водяной экономайзер I ступени, воздухоподогреватель I ступени, подвесные кубы воздухоподогревателя I ступени.
После водяного экономайзера II ступени конвективная шахта разделяется на два симметричных газохода.
Разделение потока дымовых газов обусловлено конструктивным расположением в
центре шахты внутреннего воздуховода, предназначенного для переброса воздуха по
ярусам и ступеням.
Водяной экономайзер выполнен из труб 28х4 сталь 20 в виде пакетов
змеевиков, расположение труб - шахматное. Вторая по ходу воды ступень
экономайзера занимает всю глубину газохода и состоит из четырех блоков. Первая
ступень экономайзера также состоит из четырех отдельных блоков. Трубы змеевиков
водяного экономайзера собраны на входе и выходе в камеры, вынесенные за пределы
конвективной шахты.
По своему исполнению воздухоподогреватель является трубчатым
(рекуперативным) и собран из отдельных кубов. Воздухоподогреватель выполнен по
двухпоточной схеме (фронт - тыл), четырехходовым из труб 40х1,5 сталь 2 сп.
Трубки в кубах с обоих краев развальцованы в трубных досках, выполненных из
стали 3 сп. Воздухоподогреватель первой ступени выполнен едиными по высоте
блоками (кубами), общее количество кубов - 20 штук.
Воздухоподогреватель второй ступени выполнен в один ярус и состоит из 12
кубов. Такая компоновка подвесных кубов позволяет произвести замену с меньшими
трудозатратами в случае сернокислой коррозии при снижении температуры уходящих
газов до температуры точки росы.
Вся конвективная шахта при тепловом расширении свободно расширяется вверх
от рамы подвесных кубов до водяного экономайзера IIступени.
Забор воздуха дутьевыми вентиляторами осуществляется с цеха или с
наружного воздухозаборника по всасывающим воздушным коробам (по одному на
каждый вентилятор) расположенным за котлом.
На воздушных всасывающих коробах есть поворотный шибер для перевода
забора воздуха с цеха или снаружи. После дутьевых вентиляторов воздух поступает
в общий напорный воздуховод и далее в калориферы и воздухоподогреватель. После
ВЗП - II ступени воздух по воздуховодам подводится к горелкам котлоагрегата.
Подвод воздуха к ВЗП и его отвод с ВЗП осуществляется с фронта и тыла
конвективной шахты. С тылового короба горячего воздуха (после ВЗП) выполнены
две перемычки Ду400 со всасывающими коробами ДВ, необходимые для подогрева
исходного воздуха до плюсовых температур в зимнее время (РГВ).
После конвективной шахты дымовые газы поступают в золоуловители и далее
на всас дымососов. Золоуловители с конвективной шахтой и дымососами связаны
металлическими газоходами. Газоходы после дымососов также выполнены
металлическими и заведены в борова. Борова выполнены из кирпича и железобетона
и заведены в дымовые трубы.
Дутьевые вентиляторы обеспечивают подачу в топку котлоагрегата воздуха,
необходимого для организованного горения топлива. Дутьевой вентилятор
представляет собой центробежную машину консольного типа. Ступица с крыльчаткой
насажена консольно на вал, вал опирается на два радиальных и два
радиально-упорных подшипника. Подшипники заключены в картер, смазка подшипников
консистентная литиевая («Литол - 24»). Лопатки рабочего колеса выполнены
загнутыми назад. На всасе ДВ установлен осевой направляющий аппарат, который
крепится к входному патрубку вентилятора. Основное назначение направляющего
аппарата (как и загнутых назад лопаток) - обеспечить крутку потока воздуха с
целью экономичного регулирования нагрузки машины в диапазоне от 50 до 100% по
указателю положения направляющего аппарата, дальнейшее экономичное
регулирование нагрузки вентилятора осуществляется переводом машины на другую скорость.
Привод дутьевого вентилятора осуществляется от двухскоростного электродвигателя
через жесткую муфту.
Подача топлива от пылепитателей к горелкам котла осуществляется по
пылепроводам диаметром 89 мм системой ПВК(р) (пыль высокой концентрации по разряжением).
Транспорт пыли осуществляется воздухом либо уходящими дымовыми газами (1 кг
воздуха на 35-50 кг топлива), тяга воздуха (газов) осуществляется паровым
эжектором, установленным в горелке. Возможность транспорта пыли малым
количеством воздуха обусловлена ее текучими свойствами. Подача воздуха в
пылепровод осуществляется в смеситель, куда заведена течка пылепитателя. Подача
пара в эжектор осуществляется с торца через сопло. Сопло выполнено
легкосъемным, самоцентрирующимся относительно эжектора. Отбор пара на эжекторы
осуществляется с пароперегревателя (после первой ступени) либо с барабана
котла.
Горелки по своему исполнению являются прямоточными, двухъярусными, размер
по устью 1400х400 мм. Для максимального обеспечения равномерного истечения
воздуха, внутри горелки установлены направляющие вертикальные и горизонтальные
перегородки. Для обеспечения оптимальных скоростей воздуха на выходе из грелки
на всем диапазоне нагрузок сечение горелки в устье, меньше чем в подводящем
воздуховоде. Под горелкой либо в ее нижней части установлены гильзы под
мазутную форсунку и факел для ее подсветки. Выше основных горелок установлены
сбросные горелки пылесистем котла для утилизации отработавшего запыленного
сушильного агента. К сбросным горелкам подведен вторичный воздух в кольцевую
камеру и непосредственно в пылепровод для обеспечения охлаждения горелки в
периоды, когда пылесистема, заведенная на эту горелку не работает.
Установка механизированного шлакоудаления предназначена для непрерывного
удаления шлака, поступающего с пода котла через летку в жидком состоянии.
Установка шлакоудаления состоит из следующих узлов:
а) шлаковой течки с гарнитурой (так называемый шлаковый “комод”);
б) шлакового шнека с дробильной камерой и ванной для охлаждения шлака;
в) привода шлакового шнека.
Шлаковая течка футерована изнутри, крепится сварными соединениями к
подовым балкам топки и при тепловом расширении экранной системы свободно
опускается вниз. Нижняя часть шлаковой течки, свободная от обмуровки,
опускается в шлаковую ванну под уровень воды, создавая, таким образом,
гидрозатвор для предотвращения присоса воздуха в топку или газоходы котла.
Шлаковая ванна выполнена на конус, в нижней части по всей длине
установлен под наклоном шнек для транспортировки шлака к встроенной дробильной
камере. Дробильная камера предназначена для размалывания крупных кусков шлака и
предотвращению тем самым заноса каналов ГЗУ.
Шнек вращается в текстолитовых подшипниках скольжения. Смазка и
уплотнение подшипников осуществляется водой, подаваемой по трубам в корпусы
подшипников.
Для исключения перегрева воды в шлаковой ванне ее расход должен быть 6-8
м3 на 1 тонну шлака. Для этой цели предусмотрен подвод смывной или
осветленной воды.
Для очистки поверхностей нагрева котла от золовых отложений предусмотрены
устройства следующих типов:
а) для очистки радиационных поверхностей нагрева (топки котла) - водяной
обдувочный аппарат;
б) для очистки пароперегревателя - глубоковыдвижные паровые обдувочные
аппараты.
Зона обдувки экранов топки котла - от пережима до фестона. Обдувочный
аппарат радиационных поверхностей нагрева установлен с фронта котла на уровне ~
15,5 м. паровые обдувочные аппараты установлены с левой и правой стороны котла
в районе расположения пароперегревателя и обдувают поверхности нагрева III-й, IV-й, “холодного” пакета I-й ступеней пароперегревателя и ширм. На котлах ст. №№ 1-3
установлено 4 паровых обдувочных аппарата, на остальных котлах - 6 аппаратов.
На ТЭЦ используются обдувочные аппараты нескольких типов:
глубоковыдвижные типа ОГ завода “Ильмарине” и глубоковыдвижные фирмы
Бергеманн-ЗИО типа PS-SL с одной зубчатой рейкой и RKS-SL с двумя зубчатыми рейками.
В качестве обдувочного агента на аппаратах ОПР используется техническая
вода с напора насосов уплотнений, давление воды перед аппаратом должно быть не
менее 1,0 МПа. В качестве обдувочного агента на аппаратах ОПК используется
собственный сухой насыщенный или слабоперегретый пар с отбором из
пароперегревателя котла. Давление пара на обдувку перед клапанами аппаратов
“Ильмарине” установлено в пределах 2,2-2,5 МПа и поддерживается
электрифицированным регулирующим клапаном; на аппаратах Бергеманн-ЗИО давление
установлено в пределах 2,5-3,0 МПа и поддерживается безприводным клапаном
перепада давления, который настраивается на необходимое давление с помощью
груза.
Обдувка котлоагрегата ст. № 10 с аппаратами Бергеманн-ЗИО оснащена
автоматизированной системой управления Simens. Обдувка аппаратами “Ильмарине” оснащена
автоматизированной системой, разработанной на ТЭЦ-6.
Таблица 1- Параметры и характеристики котлоагрегата БКЗ-320-140
|
Наименование
|
Обозначение
|
Величина
|
|
Производительность, кг/с
|
Д
|
88,9
|
|
Давление пара в барабане, МПа
|
РБ
|
15,2
|
|
Давление пара за задвижкой, МПа
|
РПП
|
13,8
|
|
Температура питательной воды, оС
|
tПВ
|
230
|
|
Энтальпия питательной воды, кДж/кг
|
iПВ
|
993,4
|
|
Температура насыщения, оС
|
tНАС
|
344
|
|
Энтальпия насыщенной воды, кДж/кг
|
iНАС
|
2608,3
|
|
Температура перегретого пара, оС
|
tПП
|
560
|
|
Энтальпия перегретого пара, кДж/кг
|
iПП
|
3491,2
|
|
Удельный объем насыщенного пара, м3/кг
|
VНП
|
0,0982
|
|
Удельный объем перегретого пара, м3/кг
|
VПП
|
0,0257
|
|
Температура холодного воздуха, оС
|
tХВ
|
30
|
|
Температура уходящих газов, оС
|
τУХ
|
154
|
|
Энтальпия котловой воды, кДж/кг
|
hКВ
|
1616,1
|
|
Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель, оС
|
 50
|
|
|
Температура воды, впрыскиваемой в пароохладитель, оС
|
tВПР
|
344
|
Таблица 2- Характеристики топлива
|
Наименование показателя
|
Условное обозначение
|
Единица измерения
|
Величина
|
|
Коэффициент размолоспособности
|
Кло
|
|
1,2
|
|
Температура плавления золы
|
t1 t2 t3
|
оС
|
1180 1210 1230
|
|
Содержание углерода на рабочую массу
|
СР
|
%
|
71,5
|
|
Содержание водорода на рабочую массу
|
HР
|
%
|
5,0
|
|
Содержание азота на рабочую массу
|
NР
|
%
|
1,0
|
|
Содержание кислорода на рабочую массу
|
OР
|
%
|
22,2
|
|
Содержание серы на рабочую массу
|
SP
|
%
|
0,2
|
|
Зольность на рабочую массу
|
AP
|
%
|
6,0
|
|
Влажность на рабочую массу
|
WP
|
%
|
33
|
|
Низшая теплота сгорания на рабочую массу
|
QP
|
ккал/кг (МДж/кг)
|
3740 (15,65)
|
|
Выход летучих на рабочую массу
|
VP
|
%
|
48
|
|
Влажность гигроскопическая
|
Wги
|
%
|
12,0
|
1.2 Пуск и останов котла
Перед пуском котел осматривают в следующем порядке:
- Если барабан котла вскрыт произвести его осмотр, после чего
закрыть;
- Осматривают все поверхности нагрева в топке и в конвективной
шахте;
- Проверить легкость хода всех шиберов на газовом и воздушном
трактах, оставить их в положении «закрыто»;
- Проверить закрытие всех люков и лазов;
- Проверить ход и дистанционное положение направляющих
аппаратов дымососа и вентилятора;
- Открыть рециркуляцию мазута по кольцу котла, открыв вентили
на прямом мазутопроводе и обратном. (tм>=90C);
- Проверить исправность КиПиА;
- Подготовить комплект рабочих и запасных форсунок;
- Перед заполнением котла водой должны быть закрыты все
дренажи котла, главная паровая задвижка, непрерывная продувка, фосфатная
линия. Должны быть открыты воздушники на барабане и на пароперегревателе,
продувка пароперегревателя, паропровода, линия рециркуляции
барабан-экономайзер, арматура на той нитке питательной воды, по которой будет
проводиться питание, арматура на водоуказательных колонках, кроме спускных
вентилей;
- Заполнение котла водой (до нижнего уровня воды в барабане);
- После закрытия питательной задвижки следят за уровнем воды в
барабане. Если уровень снизиться, то это говорит о неплотностях, которые
необходимо обнаружить и устранить. Повышение уровня свидетельствует о
неплотностях в питательной задвижке.
Растопка котла производится в следующем порядке:
- Включить в работу дымосос и дутьевой вентилятор и
вентилировать топку в течение 15 минут;
- Открыть воздушный шибер на горелку, на которой будет вестись
растопка;
- Установить разряжение вверху топки 30-50 Па;
- Ввести в топку растопочный факел и открыть мазут на форсунку;
- После устойчивого загорания мазута факел убрать;
- Для розжига паромеханической форсунки в топку водят факел,
открывают пар на форсунку, а затем мазут. Открывая шибер на воздух следят за
тем, чтобы не было обрыва факела. После устойчивого горения мазута факел
убирают;
- Если мазут не загорелся, подачу мазута прекращают, факел
вынимают и проводят вентиляцию топки и газохода 10-15 минут;
- При достижении определенного уровня в топке переходят на
работу основных горелочных устройств. Постоянно следят за уровнем воды в
- барабане. При достижении давления в котле 1 атм необходимо
произвести продувку водоуказательных колонок и проверить правильность
работы сниженных указателей уровня;
- При давлении в 3-9 атм проводят периодическую продувку. При
приближении давления пара к рабочему повторяют периодическую продувку котла,
продувают водоуказательные колонки;
- При включении автоматического регулятора питания необходимо
учесть, что на пониженных нагрузках автоматическоеое регулирование
неустойчивое. При включении автомата питания линию рециркуляции «барабан
-экономайзер» закрывают;
При включении котла в работу должны быть произведены:
- проверка исправности предохранительных клапанов,
водоуказательных приборов, манометров;
- проверка сигнализации и ее включение;
При возникновении вибрации или гидравлических ударов прогрев
приостанавливают;
После включения котла в общую магистраль паровую нагрузку медленно
увеличивают, постоянно следят за температурой перегрева;
При включении в общий паропровод давление в котле должно быть на 2-3 атм
ниже. При возникновении гидравлических ударов приостанавливают включение и
продолжают прогревать паропровод. При включении в магистраль продувку
паропровода закрывают.
Скорость пуска котла определяется допустимой скоростью прогрева
толстостенных элементов установки. Основным толстостенным элементом является
барабан. Скорость роста температуры насыщения при растопке котла 1,5-20С
в минуту. Перепад температур верхней и нижней образующей барабана 40-600С.
Разница между температурой воды и температурой стенки 400С.
Переход на сжигание твердого топлива с содержанием летучих веществ менее
15% производят при нагрузке не ниже 30% от номинальной, а при более высоком
содержании летучих веществ взятие факела разрешается после прогрева топки.
Останов котлоагрегата в резерв или ремонт осуществляется по распоряжению
начальника смены станции. В случаях немедленного останова котлоагрегата решение
об останове принимается машинистом центрального теплового щита управления
котлами (старшим машинистом котельного отделения, начальником смены
котлотурбинного цеха). При останове котлоагрегата по причине повреждения
поверхностей нагрева или пароводяного тракта использование схемы расхолаживания
обязательно. После отключения котлоагрегата за ним должен быть установлен
контроль до полного снижения давления в пароводяном тракте и снятия напряжения
с электродвигателей. Сразу после останова машинист должен вести остановочную
ведомость в соответствии с установленными требованиями. В течение первых 24
часов после останова помимо всего должен быть организован контроль за
температурой среды в газоходе котлоагрегата в районе воздухоподогревателя.
Через 24 часа после останова закрыть сжатый воздух на охлаждение датчиков
«Факел - 3М», «Факел - 1». При останове котлоагрега в ремонт, длительный резерв
(кроме останова в горячий резерв) мазутные форсунки снимаются в целях
исключения увлажнения труб и изоляции экранной системы. При останове котла на
срок более 3 суток в обязательном порядке должно производиться закрытие
подбункерных шиберов ППЛ, прочистка на сухую камер ППЛ.
Порядок действий при останове котла:
Снижается нагрузка путем последовательного отключения мазутных горелок,
при этом уменьшая тягу и дутье.
После отключения последней горелки открывают продувку ПП и закрывают ГПЗ,
открывают рециркуляцию водяного экономайзера;
Вентилируют топку и газоходы в течение 10-15 мин.;
Выкл. дымососы и вентиляторы и закрывают их направляющие аппараты;
При этом постоянно наблюдают за уровнем воды в барабане, периодически
подпитывая;
Закрывают непрерывную продувку и прекращают подачу фосфатов в котел;
При давлении в барабане 15-20 атм проводят периодическую продувку.
Открывают лазы для естественного охлаждения котла;
Дымосос разрешается включать не ранее, чем через 6 часов после останова.
При экстренной остановке котла следует немедленно прекратить подачу
топлива, воздуха, остановить дымосос, вентилятор. При очагах горения в
хвостовых поверхностях пар на форсунки оставляют открытым.
1.3 Подача топлива
Подача пыли из бункера в пылепроводы осуществляется пылепитателями.
Транспортировка топлива по пылепроводам в топку котла производится
системой ПВК (пыль высокой концентрации).
Сырой, предварительно дробленный в дробилках грубого и мелкого дробления,
уголь поступает в БСУ (бункер сырого угля). Котлоагрегат оснащен двумя БСУ
(один на две СПП).
Из бункера сырого угля топливо питателем сырого угля подается во входную
горловину мельницы (сушильную шахту), где смешивается с сушильным агентом,
подсушивается и далее поступает непосредственно в мельницу.
Размолотое до пылевидного состояния топливо, сушильным агентом выносится
из мельницы во встроенный сепаратор пыли, где крупные частицы пыли отделяются и
по течке возврата поступают обратно в мельницу на домол.
Рисунок 1. Схема системы пылеприготовления.
- ленточные конвейеры 4А, 4Б;
- бункер сырого угля;
- питатель сырого угля;
- мельница;
- циклон;
- бункер пыли;
- пылепитатели;
8 - пвлепроводы ПВК;
9 - основная горелка котла;
- регулятор разряжения;
- мельничный вентилятор;
- сбросная горелка;
- шибер газозабора;
- газозабор;
- регулятор температуры аэросмеси;
- дымосос рециркуляции газов.
После
сепаратора смесь сушильно-транспортирующего агента и угольной пыли (аэросмесь)
по пылетракту - «ММТ - циклон» поступает в пылевой циклон, установленный на
крыше бункерно-деаэраторной этажерки.
В пылевом
циклоне угольная пыль отделяется от сушильно-транспортирующего агента и по
течке циклона осыпается в бункер пыли.
Отработанный
сушильно-транспортирующий агент из циклона отводится по тракту «циклон - MB» на
всас мельничного вентилятора.
От
мельничного вентилятора отработанный сушильный агент, по сбросным пылепроводам
поступает к сбросным горелкам котлоагрегата.
Отбор
сушильного агента производится из верхней части топочной камеры котла.
Газозаборные устройства (по одному на каждую СПП котла) установлены на отметке
21,0 м. с фронта топочной камеры.
Отбирающиеся
на сушку и транспортировку топлива дымовые газы имеют температуру в пределах
900÷1100°С в зависимости от состояния
загрязнения экранов, режима работы котла и зольности топлива. Для снижения
температуры сушильного агента, по условиям работы газозаборных шахт в устье
газозабора предусмотрен организованный подвод
«холодных»
дымовых газов от ДРГ с температурой 130 - 190°С.
Тягу по
трактам СПП осуществляет мельничный вентилятор.
Для
взрыво-пожаробезопасной эксплуатации к элементам СПП (ММТ, циклон, МВ, БП)
подведен насыщенный пар от коллектора собственных нужд (10÷16
ата, 260оС).
Система
пневмотранспорта с высококонцентрированной подачей пыли (ПВК), допускает
возможность организации высокоэффективных условий сжигания любого пылевидного
натурального топлива.
Система ПВК
включает в себя следующие механизмы и узлы:
Два
турбокомпрессора типа ТВ-50-1,6 с водяным охлаждением подшипников с
характеристиками Q = 3600 м3/ч,
Ризб = 1.6 кгс/см2 (при tв=20 оС и Рбар=760 мм. рт. ст), каждая
из которых оснащена обратным клапаном и задвижкой, размещенной на
нагнетательной стороне машин, и задвижкой, размещенной на всасывающей стороне,
фланцевыми соединениями на всасе и нагнетании для установки заглушек при
проведении ремонтных работ на турбокомпрессоре.
Один турбокомпрессор
является рабочим, второй - резервным. Забор воздуха производится из помещения
котельного цеха.
Общестанционный
коллектор воздуха на ПВКд, на который могут работать оба турбокомпрессора.
Пусковой
байпас (ТКВ-01, ТКВ-02), для осуществления запуска турбокомпрессора из
холодного состояния.
Противопомпажный
регулирующий клапан РТКВ-0, установленный в общем коллекторе ПВК (dу 200) связанный с атмосферой.
Быстроотсечной
клапан 6ПВК (dу 200), установленный в воздуховоде от общего
коллектора ПВК к коллектору ПВК котла.
Коллектор ПВК
котла (dу 200).
Воздухопроводы
Æ57´4 с запорными ручными клапанами 6ПВК (16 шт.).
Смесители
пыли (16 шт.).
Пылепроводы к
горелкам Æ89´6 в количестве 16шт.
Течки пыли
(пылепровод-стабилизатор) от пылепитателя к смесителю пыли Æ89´6 (16 шт.).
Коллектор
раздачи воздуха на ПВК в течки пыли (пылепроводы-стабилизаторы) под
пылепитатели.
Вентиль,
регулирующий давление воздуха в коллекторе раздачи воздуха ПВК к течкам пыли
(пылепроводы-стабилизаторы) под пылепитатели (2 шт. - 6УВ-17, 6УВ-18).
Вентили для
регулирования давления в индивидуальных линиях подвода воздуха на ПВК к течкам
пыли (пылепровод-стабилизатор) под пылепитатели (16 шт. - 6УВ).
Система ПВК
оснащена средствами контроля и измерений, защит и автоматического регулирования
давления воздуха в общестанционном коллекторе ПВК.
Общий расход
воздуха на пылепроводы ПВК котла составляет » 3000 нм3/ч (при работе всех пылепроводов котла).
Работа системы ПВК осуществляется следующим образом: пыль из
пылепитателя поступает в вертикальный пылепровод-стабилизатор, который
постоянно наполнен на определенную часть высоты. Высота
столба пыли в пылепроводе-стабилизаторе зависит от давления воздуха перед
соплом смесителя, производительности пылепитателя.
Наибольший столб пыли в пылепроводе-стабилизаторе
соответствует максимальной производительности системы. Стабильная работа ПВК
обеспечивается поддержанием статического давления под питателем на уровне 100÷150
мм.в.ст. во всем
диапазоне нагрузок котла, что достигается подачей в него небольшого количества
воздуха из коллектора ПВК (допускается наличие небольшого разрежения под
пылепитателем не превышающим 100÷150 мм.вод.ст.)
Под действием струи воздуха из сопла смесителя пыль
разгоняется и с высокой концентрацией движется по пылепроводу к горелке. В
устье горелки происходит истечение аэросмеси в топочное пространство и смешение
ее с воздухом и горячими топочными газами. На выходе из пылепровода ПВК в устье
горелки установлен распределитель пыли.
При нормальной работе системы с поддержанием давления в
воздушном коллекторе котла 3800÷4200 мм.вод.ст. давление в байпасах
пылепроводов (за смесителем, после дроссельной шайбы) должно иметь значения 700÷1500
мм.в.ст.
1.4 Регулирование температуры
перегретого пара
В процессе эксплуатации котла температура перегретого
пара может меняться вследствие изменения удельного тепловосприятия
пароперегревателя. Наибольшее влияние на температуру перегретого пара оказывает
нагрузка котла. Температура перегрева пара зависит также от температуры
питательной воды, избытка воздуха в топке, шлакования и загрязнения экранов и
пароперегревателя, от характеристик топлива. В радиационном Пароперегревателе с
повышением нагрузки температура перегрева пара снижается, так как удельное
тепловосприятие пароперегревателя возрастает в топке медленнее, чем
увеличивается нагрузка. В конвективном пароперегревателе количество проходящих
через него продуктов сгорания увеличивается почти пропорционально увеличению
нагрузки, одновременно повышается и температура на выходе из топки. Соответственно
увеличиваются коэффициент теплоотдачи в пароперегревателе и температурный
напор, в результате удельное тепловосприятие пароперегревателя растет быстрее,
чем нагрузка котла, и температура перегрева пара возрастает
В соответствии с ГОСТ на турбины установлены
допустимые отклонения температуры перегрева пара от номинального значения в
пределах от +10 до -15 °С в котлах среднего давления и от +5 до -10 °С в котлах
высокого давления. Применяемые системы и конструкции пароперегревателей в
различных условиях эксплуатации не могут обеспечить поддержание температуры
пара в допустимых пределах. В связи с этим энергетический котел должен иметь
устройство для регулирования температуры пара. При этом номинальная температура
перегретого пара после первичного и промежуточного пароперегревателей должна
обеспечиваться в диапазоне нагрузок котла 70-100 % при допустимых изменениях
всех других факторов, влияющих на температуру перегрева пара.
Автоматическая система регулирования (АСР) температуры
перегретого пара РТП на базе локального регулятора РПИБ (рис. 2).
Задачей АСР РТП является поддержание заданного
значения температуры пара при изменениях нагрузки и режимов работы
котлоагрегата.
Повышение температуры перегретого пара (“Т” пп) может привести к
повреждению поверхностей нагрева пароперегревателя. Понижение температуры
перегретого пара (“Т” пп) снижает экономичность установки, повышает влажность
пара, что представляет опасность для последних ступеней турбины.
Рисунок 2. Автоматическая система регулировки температуры перегретого
пара на базе локального регулятора РПИБ.
РПИ -блок электронный,
ДЛ-Т-блок функциональный,
И-Т-62-блок измерительный первичный,ЗУ-задатчик,
РТП-регулятор температуры пара.
В комплект АСР входят:
- блок электронный “РПИБ”;
- блок функциональный “ДЛ - Т”;
- блок измерительный “И-Т-62”;
- первичный преобразователь “ТХА”;
- задатчик “ЗУ-11”;
- пускатель “ПБР-ЗА” ;
- блок управления “БУ-21”;
- электропривод с регулирующим клапаном “ДУ-20”;
- электропривод с регулирующим клапаном “ДУ-50” .
Для обеспечения надежной работы регулирующего прибора ремонтный персонал
участка “Общестанционная Автоматика“ не реже 1 раза в 4 года выполняет его
капитальный ремонт и 1 раз в год проводит следующие мероприятия:
- балансировку электронного блока;
- проверку и коррекцию настройки;
- поджатие контактных присоединений.
Автоматическая система регулирования (АСР) температуры перегретого пара
РТП на базе локального регулятора ПРОТАР(рис. 3)
АСР РТП первой ступени с помощью термопар “ТХА” ведет непрерывный
контроль температуры пара и путем воздействия на регулирующий клапан первой
ступени пароохладителя ДУ-50, поддерживает температуру на входе в горячий
пакет. АСР РТП второй ступени, путем воздействия на регулирующий клапан второй
ступени пароохладителя ДУ-20, поддерживает температуру в выходном коллекторе.
Рисунок 3. Автоматическая система регулировки температуры перегретого
пара на базе регулятора ПРОТАР.
ЗУ-задатчик,
БУ-21-блок управления,
РТП-регулятор температуры пара.
В комплект АСР РТП входят:
- прибор регулирующий “Протар”;
- датчик “ТХА”;
- преобразователь температура-ток “БУТ”;
- задатчик “ЗУ-11”;
- пускатель “ПБР-ЗА” ;
- блок управления “БУ-21” ;
- электропривод с регулирующим клапаном ДУ-20;
- электропривод с регулирующим клапаном ДУ-50 -2шт.
Регулирующий прибор “Протар” в своем составе имеет 2 независимых канала
регулирования:
- в первом канале реализована АСР РТП первой ступени РТП-1(РТП-2);
- во втором реализована АСР РТП второй ступени РТП-3(РТП-4).
Для реализации свободно программируемой структуры
имеются специальные функции, из них многие могут использоваться многократно.
Наиболее часто приборы комплекса ПРОТАР в режиме
свободного программирования выполняют:
Регулирование в соответствии с П; ПД; ПИ; ПИД -
алгоритмом: два независимых канала с импульсным выходом и(или) один канал с
аналоговым выходом;
Вычисление сигналов рассогласования, задания и других
промежуточных сигналов алгоритма (возможно с использованием сложных алгоритмов
обработки входных сигналов);
Селектирование, переключение и отключение сигналов;
Введение в алгоритмы регулирования дополнительных
статических и динамических, линейных и нелинейных звеньев;
Автоматическое изменение любых параметров и (или)
перестройка алгоритма прибора по алгоритму пользователя;
Формирование сигналов программного задатчика,
программное регулирование;
Каскадное регулирование;
Формирование сигнала аварийной сигнализации отказа
системы регулирования по сформированному потребителем алгоритму, в том числе
защита от обрыва в цепи датчика;
Индикация любых параметров в удобных для пользователя
размерностях.
2. Расчетно - конструкторский раздел
.1 Расчет коэффициента избытка воздуха в топке
(1)
Где: - действительный объем воздуха,
поданного в топку котла на 1 кг топлива,
- теоретический объем
воздуха.
(2)
Таблица 3- Коэффициенты избытка воздуха
Наименование 
=4,24 м3/кг; 
=0,817
м3/кг; rрец.=11%;
|
 =3,35 м3/кг;  = 0,81 м3/кг; АР=6%
|
|
|
топка фестон
|
КППIII,IV
|
КППI
|
ВЭII
|
ВПII
|
ВЭI
|
ВПI
|
|
Коэффициент избытка воздуха a''
|
1,2
|
1,215
|
1,23
|
1,25
|
1,28
|
1,3
|
1,33
|
|
Средний коэффициент избытка воздуха aср
|
1,2
|
1,2075
|
1,2225
|
1,24
|
1,265
|
1,29
|
1,315
|
2.2 Расчет энтальпии продуктов
сгорания
Таблица 4- Объемные доли трехатомных газов и водяных
паров
Наименование Размерность 
=4,24 м3/кг; 
=0,817
м3/кг; rрец.=11%;
|
 =3,35 м3/кг;  = 0,81 м3/кг; АР=6%
|
|
|
|
топка фестон
|
КППIII,IV
|
КППI
|
ВЭII
|
ВПII
|
ВЭI
|
ВПI
|
|
Коэффициент избытка воздуха a''
|
-
|
1,2
|
1,215
|
1,23
|
1,25
|
1,28
|
1,3
|
1,33
|
|
Средний коэффициент избытка воздуха aср
|
-
|
1,2
|
1,2075
|
1,2225
|
1,24
|
1,265
|
1,29
|
1,315
|
|
Объем водяных паров  =+0,0161(aср -1)V0+ rрец× м3/кг0,9160,9160,9170,9180,920,9220,923
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Полный объем газов  =V0Г+1,0161(aср -1)V0+rрец×VГм3/кг6,5556,5876,6516,7276,8356,9437,05
|
-
|
0,1383
|
0,1376
|
0,1363
|
0,1348
|
0,1326
|
0,1306
|
0,1286
|
|
Объемная доля водяных паров rH2O=VH2O/VГ
|
-
|
0,1397
|
0,139
|
0,1378
|
0,1364
|
0,1346
|
0,1327
|
0,1309
|
|
Суммарная объемная доля rП=rRO2+rH2O
|
-
|
0,278
|
0,277
|
0,274
|
0,271
|
0,267
|
0,263
|
0,259
|
|
Концентрация золовых частиц mЗЛ= АР´ аун / 100 ´GГ
|
кг/кг
|
0,00475
|
0,00472
|
0,00467
|
0,00461
|
0,0453
|
0,00446
|
0,00438
|
|
GГ=1-АР/100+1,306´V0´aср
|
кг/кг
|
7,58
|
7,63
|
7,71
|
7,81
|
7,94
|
8,08
|
8,22
|
|
Энтальпия продуктов сгорания по газоходам котла
|
Топка,
ширмы Пароперегреватель ВЭ II 
ВП II
ВЭ I
ВП I
КПП
III, IV 
КПП I
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
a''Т=1,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
I
|
DI
|
I
|
DI
|
I
|
DI
|
I
|
DI
|
I
|
DI
|
I
|
DI
|
I
|
DI
|
|
100
|
696
|
561
|
909
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
980
|
988
|
|
200
|
1412
|
1127
|
1839
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1953
|
1009
|
1968
|
1049
|
|
300
|
2145
|
1710
|
2795
|
|
|
|
|
|
|
2879
|
1018
|
2929
|
1035
|
2962
|
1048
|
3017
|
|
|
400
|
2908
|
2296
|
3779
|
|
|
|
|
|
|
3897
|
1043
|
3964
|
1064
|
4010
|
|
|
|
|
500
|
3687
|
2899
|
4789
|
|
|
|
|
4881
|
1048
|
4940
|
1060
|
5028
|
|
|
|
|
|
|
600
|
4479
|
3520
|
5816
|
5824
|
1064
|
|
|
5929
|
1085
|
6000
|
|
|
|
|
|
|
|
|
700
|
5300
|
4152
|
6880
|
6888
|
1090
|
6951
|
1098
|
7014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
800
|
6143
|
4793
|
7965
|
7978
|
1106
|
8049
|
1119
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
900
|
7001
|
5434
|
9067
|
9084
|
1135
|
9168
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1000
|
7877
|
6088
|
10190
|
10219
|
1132
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1100
|
8753
|
6763
|
11321
|
11351
|
5887
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1600
|
13312
|
10190
|
17183
|
17238
|
1206
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1700
|
14246
|
10881
|
18382
|
18444
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
.3 Тепловой баланс котла
Таблица 6- Тепловой баланс котла
|
Располагаемое тепло топлива
|
кДж/кг
|
 = 15805
|
|
|
Температура уходящих газов
|
оС
|
 154
|
|
|
Энтальпия уходящих газов
|
кДж/кг
|
IУХ
|
1521
|
|
Потери тепла от механического недожога
|
%
|
q4
|
0,5
|
|
Потери тепла от химического недожога
|
%
|
q3
|
0
|
|
Потери тепла в окружающую среду
|
%
|
q5
|
0,4
|
|
Потери тепла с уходящими газами
|
%
|
 8,2
|
|
|
Потери с физическим теплом шлака
|
%
|
 0,255
|
|
|
Коэффициент сохранения тепла
|
-
|
 0,996
|
|
|
Сумма тепловых потерь
|
%
|
 9,35
|
|
|
КПД котлоагрегата
|
%
|
 90,65
|
|
|
Полезно использованное в котлоагрегате тепло
|
кДж/кг
|
 799,296×106
|
|
|
Полный расход топлива
|
кг/с
|
 15,6
|
|
|
Расчетный расход топлива
|
кг/с
|
 15,5
|
|
.4 Расчет топки
Таблица 7- Расчет топочной камеры
|
Наименование величины
|
Размерность
|
Формула
|
Величина
|
|
Объем топочной камеры
|
м3
|
VT
|
1344
|
|
Полная поверхность стен топочной камеры
|
м2
|
 910,3
|
|
|
Эффективная толщина излучающего слоя
|
м
|
 5,31
|
|
|
Коэффициент загрязнения открытой поверхности
|
-
|
 0,45
|
|
|
То же ошипованной поверхности
|
-
|
 0,282
|
|
|
Коэффициент ослабления лучей золовыми частицами
|
-
|
 0,033
|
|
|
Коэффициент ослабления лучей несветящимися трехатомными
газами
|
-
|
 0,099
|
|
|
Оптическая толщина
|
-
|
 0,976
|
|
|
Эффективная степень черноты факела
|
-
|
аФ=1-е-kpS
|
0,625
|
|
Средний коэффициент тепловой эффективности экранов
|
-
|
 0,397
|
|
|
Степень черноты топки
|
-
|
 0,807
|
|
|
Расчетный коэффициент
|
-
|
М
|
0,48
|
|
Температура горячего воздуха
|
оС
|
tГВ
|
341
|
|
Коэффициент избытка воздуха
|
-
|
 1,11
|
|
|
Тепло, вносимое воздухом в топку
|
кДж/кг
|
 2179
|
|
|
Тепловыделение в топке на 1 кг топлива
|
кДж/кг
|
 17958
|
|
|
Теоретическая температура горения
|
оС
|
ТА
|
1660
|
|
Температура газов на выходе из топки
|
оС
|
 1135
|
|
|
Энтальпия газов на выходе из топки
|
кДж/кг
|
 11753
|
|
|
Количество тепла воспринятое в топке
|
кДж/кг
|
 6180
|
|
|
Теплонапряжение топочного объема
|
кДж/м3×ч
|
 649×103
|
|
|
Теплонапряжение сечения топки
|
кДж/м2×ч
|
 12,3×106
|
|
2.5 Расчет пароперегревателя
Таблица 8- Расчет пароперегревателя
|
II ступень пароперегревателя (ширмы)
|
|
Наименование величины
|
Размерность
|
Формула
|
Величина
|
|
Диаметр труб, шаги труб
|
мм/мм
|
d1/d2, S1/S2
|
32/24; 540/38
|
Поверхности
нагрева м2 HПП, 
, 
500; 120
|
102,8
|
|
|
|
Сечение для прохода газов и пара
|
м2
|
FГ, fП
|
111,2; 0,0905
|
|
Число рядов труб по ходу газов
|
шт.
|
Z2
|
20х2
|
|
Эффективная толщина излучающего слоя
|
м
|
 0,705
|
|
|
Тепловая нагрузка поверхностей нагрева в районе ширм
|
кДж/м2×ч
|
 226,7×103
|
|
|
Лучистое тепло, воспринятое плоскостью входного сечения
ширм
|
кДж/кг
|
 540,5
|
|
|
Угловой коэффициент с входного на выходное сечение ширм
|
-
|
 0,157
|
|
|
Произведение
|
-
|
РnS
|
0,196
|
|
Оптическая толщина излучающего слоя
|
-
|
 0,245
|
|
|
Степень черноты
|
-
|
a=1-е-kpS
|
0,215
|
|
Тепло излучения из топки и ширм на поверхность за ширмами
|
кДж/кг
|
 207,4
|
|
|
Тепло, получаемое излучением из топки ширмами и
дополнительными поверхностями нагрева
|
кДж/кг
|
 333,1
|
|
|
Тепловосприятие ширм излучением из топки
|
кДж/кг
|
 292
|
|
|
То же потолка
|
кДж/кг
|
 16,8
|
|
|
Температура газов перед II ступенью пароперегревателя
|
оС
|
1135
|
|
Энтальпия газов перед II ступенью пароперегревателя
|
кДж/кг
|
I/
|
11753
|
|
Температура пара на входе
|
оС
|
t/
|
405
|
|
Энтальпия пара на входе
|
кДж/кг
|
i/
|
2997,5
|
|
Температура пара на выходе
|
оС
|
t//
|
440
|
|
Энтальпия пара на выходе
|
кДж/кг
|
i//
|
3137,1
|
|
Тепловосприятие ширм по балансу
|
кДж/кг
|
 942,8
|
|
|
Энтальпия газов за II ступенью пароперегревателя
|
кДж/кг
|
 10655,2
|
|
|
Температура газов
|
оС
|
Т//
|
1038
|
|
Средняя температура газов
|
оС
|
 1087
|
|
|
Средняя температура пара
|
оС
|
 422
|
|
|
Средний температурный напор
|
оС
|
Δt =T - t
|
665
|
|
Средний удельный объем пара
|
м3/кг
|
 0,01746
|
|
|
Средняя скорость пара
|
м/сек
|
 16,3
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару
|
кДж/м2×ч×оС
|
 16969,5
|
|
|
Средняя скорость газов
|
м/сек
|
 4,5
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи конвекцией
|
кДж/м2×ч×оС
|
 112,7
|
|
|
Коэффициент загрязнения
|
м2×ч×оС/кДж
|
ε
|
0,05
|
|
Температура поверхности загрязнения
|
оС
|
 825
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи излучением
|
кДж/м2×ч×оС
|
 299,2
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке
|
кДж/м2×ч×оС
|
 393
|
|
|
Коэффициент теплопередачи
|
кДж/м2×ч×оС
|
 156,7
|
|
|
Тепловосприятие ширм (по уравнению теплообмена)
|
кДж/кг
|
 934,4
|
|
|
III ступень пароперегревателя
|
Диаметр
труб, шаги труб мм/мм d1/d2; 
; 
38/26;
/91;
Эффективная
толщина излучающего слоя м 
0,459;
Поверхности
нагрева м2 
; 
; 
125;
;
Сечение
для прохода газов и пара м2 
; 
; 
52,2;
,0;
|
0,102
|
|
|
|
Температура газов перед III ступенью пароперегревателя
|
оС
|
Т/
|
1028
|
|
Энтальпия газов
|
кДж/кг
|
I/
|
10538
|
|
Количество лучистого тепла воспринятого III ступенью
пароперегревателя
|
кДж/кг
|
 72,5
|
|
|
Температура пара на входе в III ступень пароперегревателя
|
оС
|
t/
|
440
|
|
Энтальпия пара на входе в III ступень пароперегревателя
|
кДж/кг
|
i/
|
3137
|
|
Температура пара на выходе из III ступени пароперегревателя
|
оС
|
t//
|
505
|
|
Энтальпия пара на выходе из III ступени пароперегревателя
|
кДж/кг
|
i//
|
3336
|
|
Тепловосприятие III ступени по балансу
|
кДж/кг
|
 1056
|
|
|
Энтальпия газов за III ступенью пароперегревателя
|
кДж/кг
|
 8367
|
|
|
Температура газов за III ступенью
|
оС
|
T//
|
828
|
|
Средняя температура газов
|
оС
|
928
|
|
|
Средняя температура пара
|
оС
|
473
|
|
|
Средняя скорость пара
|
м/сек
|
 17,7
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару
|
кДж/м2×ч×оС
|
13577
|
|
|
Средняя скорость пара в коридорном пучке
|
м/сек
|
 9,1
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи конвекцией
|
кДж/м2×ч×оС
|
 245,5
|
|
|
Средняя скорость в шахматном пучке
|
м/сек
|
 8,5
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи
|
кДж/м2×ч×оС
|
 285,8
|
|
|
Коэффициент загрязнения в коридорном пучке
|
м2×ч×оС/кДж
|
 0,021
|
|
|
Коэффициент загрязнения в коридорном пучке
|
м2×ч×оС/кДж
|
 0,0256
|
|
|
Средний коэффициент загрязнения
|
м2×ч×оС/кДж
|
 0,0219
|
|
|
Температура поверхности загрязнения
|
оС
|
 636
|
|
|
Произведение
|
-
|
РnSШАХ РnSКОР
|
0,042 0,128
|
Оптическая
толщина - 
0,119
|
0,215
|
|
|
|
Степень черноты
|
-
|
аКОР аШАХ
|
0,11 0,19
|
Коэффициент
теплоотдачи излучением кДж/м2×ч×оС 
95,5
Коэффициент
теплоотдачи излучением с учетом газовых объемов кДж/м2×ч×оС 
146,7
Коэффициент
теплоотдачи от газов к стенке кДж/м2×ч×оС 
392,2
Коэффициент
теплопередачи кДж/м2×ч×оС 
247,2
|
295,4
|
|
|
|
Средний коэффициент теплопередачи
|
кДж/м2×ч×оС
|
 258,9
|
|
|
Температурный напор на входе газов
|
оС
|
Δt/=T/-t/
|
588
|
|
То же на выходе
|
оС
|
Δt//=T//-t//
|
323
|
|
Температурный напор
|
оС
|
 443
|
|
|
Тепловосприятие по уравнению теплообмена
|
кДж/кг
|
1052
|
|
|
IV ступень пароперегревателя
|
Диаметр
труб, шаги труб мм/мм d1/d2; ; 38/28;
/97;
Поверхности
нагрева м2 
; 
132;
Сечение
для прохода газов и пара м2 ; ; 52,2;
,0;
|
0,122
|
|
|
|
Число рядов труб
|
шт.
|
Z2
|
12
|
|
Температура газов перед IV ступенью пароперегревателя
|
оС
|
Т/
|
1028
|
|
Энтальпия газов
|
кДж/кг
|
I/
|
10538
|
|
Температура пара на входе в IV ступень пароперегревателя
|
оС
|
t/
|
494
|
|
Энтальпия пара на входе в IV ступень пароперегревателя
|
кДж/кг
|
i/
|
3306
|
|
Температура пара на выходе из IV ступени пароперегревателя
|
оС
|
t//
|
560
|
|
Энтальпия пара на выходе из IV ступени пароперегревателя
|
кДж/кг
|
i//
|
3491
|
|
Тепловосприятие IV ступени по балансу
|
кДж/кг
|
 985
|
|
|
Количество лучистого тепла воспринятого III ступенью
пароперегревателя
|
кДж/кг
|
 75,4
|
|
|
Энтальпия газов за IV ступенью пароперегревателя
|
кДж/кг
|
 8447
|
|
|
Температура газов за IV ступенью
|
оС
|
T//
|
836
|
|
Средняя температура газов
|
оС
|
932
|
|
|
Средняя температура пара
|
оС
|
527
|
|
|
Средняя скорость пара
|
м/сек
|
 17,4
|
|
|
Коэффициент теплопередачи
|
кДж/м2×ч×оС
|
КР из расчета III ступени ПП
|
258,9
|
|
Температурный напор на входе газов
|
оС
|
Δt/=T/-t/
|
534
|
|
То же на выходе
|
оС
|
Δt//=T//-t//
|
276
|
|
Средний температурный напор
|
оС
|
408
|
|
|
Тепловосприятие по уравнению теплообмена
|
кДж/кг
|
997
|
|
|
Потолочный пароперегреватель
|
|
Лучевоспринимающая поверхность потолка
|
м2
|
 51,6
|
|
|
Лучистое тепло потолочных труб
|
кДж/кг
|
 197,3
|
|
|
Энтальпия пара на выходе
|
кДж/кг
|
 2660
|
|
|
Температура пара на выходе
|
оС
|
 348
|
|
|
I ступень пароперегревателя
|
Диаметр
труб, шаги труб мм/мм d1/d2; 
42/32,34;
Поверхность
нагрева м2 
; 
907,5;
|
13,7
|
|
|
|
Температура пара на входе в I ступень пароперегревателя
|
оС
|
t/
|
348
|
|
Энтальпия пара на входе в IV ступень пароперегревателя
|
кДж/кг
|
i/
|
2660
|
|
Температура газов перед I ступенью пароперегревателя
|
оС
|
Т/
|
832
|
|
Энтальпия газов
|
кДж/кг
|
 8409
|
|
|
Температура пара на выходе из I ступени пароперегревателя
|
оС
|
t//
|
397
|
|
Энтальпия пара на выходе из I ступени пароперегревателя
|
кДж/кг
|
i//
|
2964
|
|
Тепловосприятие I ступени по балансу
|
кДж/кг
|
 1617
|
|
|
Энтальпия газов за I ступенью пароперегревателя
|
кДж/кг
|
 6758
|
|
|
Температура газов на выходе
|
оС
|
Т//
|
676
|
|
Средняя температура газов
|
оС
|
753
|
|
|
Средняя температура пара
|
оС
|
373
|
|
|
Средняя скорость газов
|
м/сек
|
 12,7
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи конвекцией
|
кДж/м2×ч×оС
|
 300,8
|
|
|
Коэффициент загрязнения
|
м2×ч×оС/кДж
|
 0,021
|
|
|
Средняя скорость пара
|
м/сек
|
 9,7
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару
|
кДж/м2×ч×оС
|
16006
|
|
|
Температура поверхности загрязнения
|
 499
|
|
|
Эффективная толщина излучающего слоя
|
м
|
 0,208
|
|
|
Произведение
|
-
|
РnS
|
0,057
|
|
Оптическая толщина
|
-
|
 0,15
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи излучением
|
кДж/м2×ч×оС
|
 74,6
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи излучением с учетом газовых объемов
|
кДж/м2×ч×оС
|
 112,7
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке
|
кДж/м2×ч×оС
|
 41,4
|
|
|
Коэффициент теплопередачи гладкотрубных пучков
|
кДж/м2×ч×оС
|
 261,9
|
|
|
Температурный напор на входе газов
|
оС
|
Δt/=T/-t/
|
434
|
|
То же на выходе
|
оС
|
Δt//=T//-t//
|
328
|
|
Средний температурный напор
|
оС
|
 381
|
|
|
Тепловосприятие по уравнению теплообмена
|
кДж/кг
|
1622
|
|
.6 Расчет водяного экономайзера экономайзера
Таблица 9- Расчет водяного экономайзера
|
II ступень водяного экономайзера
|
|
Наименование величины
|
Размерность
|
Формула
|
Величина
|
Диаметр
труб, шаги труб мм/мм d1/d2; 32/24;
|
75/55
|
|
|
|
Поверхность одной петли
|
м2
|
 360
|
|
|
Сечение для прохода газов
|
м2
|
FГ
|
40,2
|
|
Температура газов на входе
|
оС
|
Т/
|
670
|
|
Энтальпия газов на входе
|
кДж/кг
|
I/
|
6687
|
|
Температура газов на выходе
|
оС
|
Т//
|
419
|
|
Энтальпия газов на выходе
|
кДж/кг
|
I//
|
4098
|
|
Тепловосприятие поверхности
|
кДж/кг
|
 2589
|
|
|
Энтальпия воды на входе
|
кДж/кг
|
 1229
|
|
|
Температура воды на входе
|
оС
|
t/
|
279
|
|
Энтальпия воды на выходе
|
кДж/кг
|
 1677
|
|
|
Температура воды на выходе
|
оС
|
 351
|
|
|
Температурный напор на входе газов
|
оС
|
Δt/=T/-t/
|
319
|
|
То же на выходе
|
оС
|
Δt//=T//-t//
|
140
|
|
Средний температурный напор
|
оС
|
217
|
|
|
Средняя температура газов
|
оС
|
545
|
|
|
Средняя температура воды
|
оС
|
311
|
|
|
Температура поверхности загрязнения
|
оС
|
 371
|
|
|
Средняя скорость газов
|
м/сек
|
7,7
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи конвекцией
|
кДж/м2×ч×оС
|
287
|
|
|
Эффективная толщина излучающего слоя
|
м
|
0,119
|
|
|
Произведение
|
-
|
РnS
|
0,0322
|
|
Оптическая толщина
|
-
|
0,131
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи излучением
|
кДж/м2×ч×оС
|
37,3
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи излучением с учетом газовых объемов
|
кДж/м2×ч×оС
|
57
|
|
|
Коэффициент загрязнения в коридорном пучке
|
м2×ч×оС/кДж
|
 0,0176
|
|
|
Коэффициент теплопередачи
|
кДж/м2×ч×оС
|
 255,6
|
|
|
Расчетная поверхность нагрева
|
м2
|
 2600
|
|
|
Устанавливаемая поверхность
|
м2
|
НУСТ
|
2520
|
|
I ступень водяного экономайзера
|
Диаметр
труб, шаги труб мм/мм d1/d2; 32/24;
|
75/46
|
|
|
|
Поверхность нагрева, сечение для прохода газов
|
м2
|
Н; FГ
|
1920; 27,4
|
|
Число рядов по ходу газов
|
шт.
|
Z2
|
32
|
|
Температура газов на выходе
|
оС
|
Т//
|
283
|
|
Энтальпия газов на выходе
|
кДж/кг
|
I//
|
2786
|
|
Тепловосприятие поверхности
|
кДж/кг
|
QБ
|
733,3
|
|
Энтальпия газов перед экономайзером
|
кДж/кг
|
 3101
|
|
|
Температура газов перед экономайзером
|
оС
|
Т/
|
357
|
|
Температура воды на входе
|
оС
|
t/
|
230
|
|
Энтальпия воды на входе
|
кДж/кг
|
 993
|
|
|
Энтальпия воды на выходе
|
кДж/кг
|
1119
|
|
|
Температура воды на выходе
|
оС
|
t//
|
257
|
|
Средняя температура газов
|
оС
|
320
|
|
|
Средняя температура воды
|
оС
|
243
|
|
|
Температура поверхности загрязнения
|
оС
|
 268
|
|
|
Средняя скорость газов
|
м/сек
|
8,7
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи конвекцией
|
кДж/м2×ч×оС
|
320,1
|
|
|
Эффективная толщина излучающего слоя
|
м
|
0,095
|
|
|
Произведение
|
-
|
РnS
|
0,025
|
|
Оптическая толщина
|
-
|
0,13
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи излучением
|
кДж/м2×ч×оС
|
17,2
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи излучением с учетом газовых объемов
|
кДж/м2×ч×оС
|
24,7
|
|
|
Коэффициент загрязнения в коридорном пучке
|
м2×ч×оС/кДж
|
 0,01
|
|
|
Температурный напор на входе газов
|
оС
|
Δt/=T/-t//
|
100
|
|
То же на выходе
|
оС
|
Δt//=T//-t/
|
53
|
|
Средний температурный напор
|
оС
|
74
|
|
|
Коэффициент теплопередачи
|
кДж/м2×ч×оС
|
288,3
|
|
|
Расчетная поверхность нагрева
|
м2
|
733,3
|
|
котел энергетика экономайзер промышленный
2.7 Расчет воздухоподогревателя
Таблица 10- Расчет воздухоподогревателя
|
II ступень воздухоподогревателя
|
|
Наименование величины
|
Размерность
|
Формула
|
Величина
|
Диаметр
труб, шаги труб мм/мм d1/d2; 40/37;
|
60/42
|
|
|
|
Поверхность нагрева
|
м2
|
 5400
|
|
Сечение
для прохода газов и воздуха м2 
; 
18,5;
|
21,7
|
|
|
|
Температура газов за II ступенью ВП
|
оС
|
Т//
|
357
|
|
Энтальпия газов
|
кДж/кг
|
I//
|
3520
|
|
Температура воздуха на входе
|
оС
|
t/
|
246
|
|
Энтальпия воздуха на входе
|
кДж/кг
|
 1395
|
|
|
Температура воздуха на выходе
|
оС
|
t//
|
341
|
|
Энтальпия воздуха на выходе
|
кДж/кг
|
 1948
|
|
|
Отношение количества воздуха на выходе из ВП к теоретически
необходимому
|
-
|
 1,25
|
|
|
Тепловосприятие по балансу
|
кДж/кг
|
 624,3
|
|
|
Средняя температура воздуха
|
оС
|
293
|
|
|
Энтальпия воздуха при средней температуре
|
кДж/кг
|
 1647
|
|
|
Энтальпия газов на входе во II ступень
|
кДж/кг
|
 4098
|
|
|
Температура газов на входе
|
|
Т/
|
419
|
|
Средняя температура газов
|
оС
|
388
|
|
|
Средняя скорость газов
|
м/сек
|
14
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи с газовой стороны
|
кДж/м2×ч×оС
|
 159,6
|
|
|
Средняя скорость воздуха
|
м/сек
|
 7
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи от стенки к воздуху
|
кДж/м2×ч×оС
|
 227,9
|
|
|
Коэффициент теплопередачи
|
кДж/м2×ч×оС
|
 75
|
|
|
Температурный напор на входе
|
оС
|
Δt/=T/-t/
|
78
|
|
То же на выходе
|
оС
|
Δt//=T//-t//
|
111
|
|
Средний температурный напор
|
оС
|
 87,5
|
|
|
Тепловосприятие воздухоподогревателя по уравнению
теплообмена
|
кДж/кг
|
632,7
|
|
|
I ступень воздухоподогревателя
|
Диаметр
труб, шаги труб мм/мм d1/d2; 40/37;
|
60/42
|
|
|
|
Поверхность нагрева
|
м2
|
17300
|
|
Сечение
для прохода газов и воздуха м2 ; 18;
|
24,1
|
|
|
|
Температура газов за I ступенью ВП
|
оС
|
Т//
|
154
|
|
Энтальпия газов на выходе
|
кДж/кг
|
I//
|
1521
|
|
Температура воздуха на входе
|
оС
|
t/=tКФ
|
50
|
|
Энтальпия воздуха на входе
|
кДж/кг
|
280,7
|
|
|
Температура воздуха на выходе
|
оС
|
t//
|
246
|
|
Энтальпия воздуха на выходе
|
1395
|
|
|
Коэффициент избытка воздуха
|
-
|
 1,155
|
|
|
Тепловосприятие по балансу
|
кДж/кг
|
 1286
|
|
|
Средняя температура воздуха
|
оС
|
148
|
|
|
Энтальпия воздуха при средней температуре
|
кДж/кг
|
833,8
|
|
|
Энтальпия газов на входе в I ступень
|
кДж/кг
|
 2786
|
|
|
Температура газов на входе
|
|
Т/
|
283
|
|
Средняя температура газов
|
оС
|
219
|
|
|
Средняя скорость газов
|
м/сек
|
10,9
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи с газовой стороны
|
кДж/м2×ч×оС
|
148,7
|
|
|
Средняя скорость воздуха
|
м/сек
|
4,8
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи от стенки к воздуху
|
кДж/м2×ч×оС
|
 197,3
|
|
|
Коэффициент теплопередачи
|
кДж/м2×ч×оС
|
67,9
|
|
|
Температурный напор на входе
|
оС
|
Δt/=T/-t//
|
37
|
|
То же на выходе
|
оС
|
Δt//=T//-t/
|
104
|
|
Средний температурный напор
|
оС
|
 60
|
|
|
Тепловосприятие воздухоподогревателя по уравнению
теплообмена
|
кДж/кг
|
1265
|
|
3. Экономический раздел
3.1 Расчет эффективного времени работы одного рабочего на год
Календарное число дней в году принимается по календарю текущего года.
Выходные дни принимаются по календарю и режиму работы.
Номинальную продолжительность рабочего дня принимаем 8 часов.
Эффективный фонд рабочего времени одного рабочего в год получаем,
умножением эффективного фонда рабочего времени в днях на эффективную
продолжительность рабочего дня.
Таблица 11- Баланс рабочего времени
на одного рабочего в год
|
Наименование
|
Единица измерения
|
Показатели
|
|
1
|
2
|
3
|
|
Календарный фонд времени
|
дни
|
365
|
|
Нерабочие дни - всего
|
дни
|
115
|
|
Втом числе: праздничные
|
дни
|
11
|
|
выходные
|
Дни
|
104
|
|
Номинальный фонд рабочего времени
|
дни
|
250
|
|
Невыходы на работу - всего
|
Дни
|
59
|
|
В том числе: очередные отпуска
|
дни
|
49
|
|
Дополнительные отпуска учащимся
|
дни
|
1
|
|
По болезни
|
Дни
|
7
|
|
Декретные отпуска
|
дни
|
1
|
|
Выполнение государственных и общественных обязанностей
|
дни
|
1
|
|
Продолжение таблицы 11.
|
|
1
|
2
|
3
|
|
Эффективный фонд рабочего времени
|
Дни
|
191
|
|
Номинальная продолжительность рабочего дня
|
Часы
|
8
|
|
Внутрисменные недоработки
|
Часы
|
0,1
|
|
Эффективная продолжительность рабочего дня
|
Часы
|
7,9
|
|
Эффективный фонд рабочего времени одного рабочего в год
|
часы
|
1508,9
|
3.2 Штатное расписание
Таблица 12- Штатное расписание ИТР, служащих, МОП
|
Должность
|
Категория
|
Численность
|
Должностной оклад в месяц
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Директор
|
ИТР
|
1
|
45000
|
|
Главный инженер
|
ИТР
|
1
|
30000
|
|
Инженер техники безопасности
|
ИТР
|
1
|
32000
|
|
Гдавный бухгалтер
|
ИТР
|
1
|
25000
|
|
Бухгалтер
|
Служащий
|
1
|
23000
|
|
Экономист
|
Служащий
|
1
|
24000
|
|
Начальник смены
|
ИТР
|
4
|
22000
|
|
Табельщик
|
Служащий
|
1
|
13000
|
|
Вахтер
|
МОП
|
4
|
11000
|
|
Уборщица
|
МОП
|
4
|
9000
|
|
Итого
|
|
19
|
360000
|
3.3 Расчет тарифного фонда заработной платы рабочих
Для определения тарифной сетки тарифную ставку I разряда примем в
соответствии с минимальной ставкой за месяц, равной прожиточному минимуму на
планируемый период. В соответствии с Федеральным законом от 19.06.2000 N 82-ФЗ
(в редакции Федерального закона от 24 июня 2008 г. N91-ФЗ) Правительство РФ
приняло предложение по увеличению минимального размера оплаты труда (МРОТ) с 1
января 2015 года до 5965 рублей в месяц.
Тарифная сетка определяется на основании следующей формулы:
Тчас1 = Tмес / Дмес * t,
где TчасI - часовая тарифная ставка I разряда;
Тмес - минимальная ставка за месяц;
Дмес - среднее количество рабочих дней;- продолжительность рабочего дня.
Значит, Тчас1 = 5965/22*8 =33,89 руб./час.
Тарифный фонд заработной платы определяем умножением часовой тарифной
ставки на эффективный фонд рабочего времени всех рабочих.
Таблица 13- Расчет тарифного фонда заработной платы рабочих
|
Профессия рабочих
|
Численность
|
Разряд
|
Коэф. тар.
|
Часовая тарифная ставка
|
Эффективный фонд рабочего времени
|
Тарифный фонд з/п
|
|
|
|
|
|
На одного рабочего
|
Всех рабочих
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
Старший машинист
|
4
|
6
|
2,5
|
84,725
|
1508,9
|
6035,6
|
511366,21
|
|
Машинист щита
|
4
|
5
|
1,6
|
54,224
|
1508,9
|
6035,6
|
327274,3744
|
|
Машинист обходчик
|
8
|
4
|
1,4
|
47,446
|
1508,9
|
12071,2
|
286365,0776
|
|
Машинист топливоподачи
|
4
|
4
|
1,4
|
47,446
|
1508,9
|
6035,6
|
286365,0776
|
|
Аппаратчик ХВО
|
4
|
3
|
1,1
|
37,279
|
1508,9
|
6035,6
|
225001,1324
|
|
Дежурный слесарь
|
4
|
4
|
1,4
|
47,446
|
1508,9
|
6035,6
|
286365,0776
|
|
Электрик
|
4
|
3
|
1,1
|
37,279
|
1508,9
|
6035,6
|
225001,1324
|
|
Итого
|
32
|
|
|
355,84
|
10562,3
|
42249,2
|
2147738,19
|
.4 Расчет годового фонда заработной платы рабочих
Процент премирования принимаем 30%.
В доплаты до часового фонда заработной платы включаются выплаты за:
¾ работу в ночное время;
¾ руководство бригадой не освобожденным бригадирам;
¾ обучение учеников.
Доплаты до часового фонда заработной платы так же, как и премии
начисляются в процентах к тарифному фонду.
Фонд часовой (основной) заработной платы представляет собой сумму всех
выплат за фактически отработанное время: тарифный фонд, премии и доплаты до
часового фонда.
В доплаты до дневного фонда заработной платы включаются выплаты за
сокращенный рабочий день подростков и оплата перерывов в работе кормящих
матерей. Процент доплат до дневного фонда определяется по данным баланса
рабочего времени .
Сумма доплат до дневного фонда заработной платы определяется в процентах
к фонду часовой (основной) заработной платы и доплат до дневного фонда
заработной платы.
В доплаты до дневного фонда заработной платы включаются выплаты за:
¾ очередные отпуска;
¾ дополнительные отпуска учащихся;
¾ выполнение государственных и общественных обязанностей.
Процент доплат до годового фонда заработной платы также определяется по
балансу рабочего времени.
Дни по болезни и декретные отпуска в данном случае не учитываются, так
как оплачиваются из средств фонда социального страхования.
Таким образом, доплаты до дневного фонда и доплаты до годового фонда
являются выплатами за неотработанное время, предусмотренным законодательством о
труде. Эти выплаты образуют дополнительную заработную плату.
Годовой фонд заработной платы состоит из фонда часовой и дополнительной
заработной платы или из фонда дневной заработной платы и доплат до годового
фонда.
Таблица 14- Расчет годового фонда заработной платы рабочим
|
Наименование
|
Тарифный фонд з/платы
|
Премии по положению
|
Доплаты до час. Фонда з/платы
|
|
|
%
|
руб
|
%
|
руб
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Старший машинист
|
511366,21
|
30
|
153409,863
|
2,5
|
12784,15
|
|
Машинист щита
|
327274,3744
|
30
|
98182,312
|
2,5
|
8181,86
|
|
Машинист обходчик
|
286365,0776
|
30
|
85909,523
|
2,5
|
7159,13
|
|
Машинист топливоподачи
|
286365,0776
|
30
|
85909,523
|
2,5
|
7159,13
|
|
Аппаратчик ХВО
|
225001,1324
|
30
|
67500,339
|
2,5
|
5625,03
|
|
Дежурный слесарь
|
286365,0776
|
30
|
85909,523
|
2,5
|
7159,13
|
|
Электрик
|
225001,1324
|
30
|
67500,339
|
2,5
|
5625,03
|
|
Итого
|
14728488,78
|
|
644321.,422
|
|
53693,46
|
|
Фонд часовой осн. з/п
|
Доплаты до дневного фонда
|
Фонд дневной з/п
|
Доплаты до годового фонда з/п
|
Фонд дополнительной зарплаты
|
Годовой фонд зарплаты
|
|
%
|
руб
|
|
%
|
руб
|
|
|
|
7
|
8
|
9
|
11
|
12
|
13
|
14
|
|
677560,22
|
2,5
|
16939,0
|
694499,22
|
19,2
|
133343,8
|
150282,8
|
844782,0
|
|
433638,5
|
2,5
|
10840,9
|
444479,51
|
19,2
|
85340,06
|
96181,02
|
540660,5
|
|
372274,6
|
2,5
|
9306,86
|
381581,46
|
19,2
|
73263,64
|
82570,5
|
464151,9
|
|
372274,6
|
2,5
|
9306,86
|
381581,46
|
19,2
|
73263,64
|
82570,5
|
464151,9
|
|
298126,5
|
2,5
|
7453,16
|
305579,66
|
19,2
|
58671,29
|
66124,45
|
371704,1
|
|
372274,6
|
2,5
|
9306,86
|
381581,46
|
19,2
|
73263,64
|
82570,5
|
464151,9
|
|
298126,5
|
2,5
|
7453,16
|
305579,66
|
19,2
|
58671,29
|
66124,45
|
371704,1
|
|
2824275,5
|
|
70606,8
|
2894882,4
|
|
555817,36
|
626424,2
|
3521306,6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.5 Расчет численности и фонда заработной платы цехового
персонала (ИТР, служащих, МОП)
Численность прочих категорий персонала определяется в пределах 10% к
общей численности рабочих,
Годовой фонд заработной платы определяется умножением месячного оклада на
12 месяцев и на количество работающих по данной категории
Таблица 14- Штатное расписание ИТР, служащих, МОП
|
Должность
|
Категория
|
Численность
|
Должностной оклад в месяц
|
Годовой фонд зарплаты
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Директор
|
ИТР
|
1
|
45000
|
540000
|
|
Главный инженер
|
ИТР
|
1
|
30000
|
360000
|
|
Инженер техники безопасности
|
ИТР
|
1
|
32000
|
384000
|
|
Гдавный бухгалтер
|
ИТР
|
1
|
25000
|
300000
|
|
Бухгалтер
|
Служащий
|
1
|
23000
|
276000
|
|
Экономист
|
Служащий
|
1
|
24000
|
288000
|
|
Начальник смены
|
ИТР
|
4
|
22000
|
1056000
|
|
Табельщик
|
Служащий
|
1
|
13000
|
156000
|
|
Вахтер
|
МОП
|
4
|
11000
|
528000
|
|
Уборщица
|
МОП
|
4
|
9000
|
432000
|
|
Итого
|
|
19
|
234000
|
4320000
|
З.6 Расчет выплат из фонда материального поощрения
Рабочие премируются за счет двух источников: фонда заработной платы и
фонда материального поощрения, все другие категории работающих премируются
только из средств фонда материального поощрения.
Таблица 15- Выплаты фонда материального поощрения
|
Категория работающих
|
Фонд рабочих
|
Выплаты из фонда мат. поощрения
|
|
|
%
|
руб.
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Рабочие
|
14728488,78
|
40
|
5891395,5
|
|
ИТР, Служащие, МОП
|
4704000
|
40
|
478800
|
|
Итого
|
19432488,78
|
80
|
6370195,5
|
3.7 Сводный план по труду
Объем выполняемых работ 320 МВт = 1152 ГДж
Выработка на одного рабочего определяется делением выполняемого объема
работ на численность рабочих.
Выработка1152/51= 41,25 ГДж
Среднегодовая заработная плата одного работающего определяется делением
суммы годового фонда заработной платы работающих и выплат из фонда
материального поощрения на численность работающих.
При расчете среднегодовой заработной платы учитывается выплаты из фонда
материального поощрения, за исключением средств на оказание материальной
помощи. Так как по условию задания выплаты на оказание материальной помощи не
предусмотрены, вся сумма выплат принимается в средней заработной платы.
Среднегодовая зарплата одного рабочего определяется аналогично.
Таблица 16- Сводный план по труду
|
Наименование показателей
|
Ед. измерения
|
Показатели
|
|
1
|
2
|
3
|
|
Объем выполняемых работ
|
ГДж
|
1152
|
|
Численность работающих всего
|
чел.
|
51
|
|
В том числе: рабочих
|
чел.
|
32
|
|
ИТР
|
чел.
|
8
|
|
Служащих
|
чел.
|
3
|
|
МОП
|
чел.
|
8
|
|
Выработка на одного рабочего
|
ГДж
|
36
|
|
Фонд з/п всего персонала
|
руб.
|
784136,65
|
|
в том числе: рабочих
|
руб.
|
3521306,65
|
|
ИТР
|
руб.
|
2640000
|
|
Служащих
|
руб.
|
720000
|
|
МОП
|
руб.
|
960000
|
|
Выплаты из фонда материального поощрения
|
руб.
|
6370195,5
|
|
В том числе: рабочих
|
руб.
|
5891395,5
|
|
Среднегодовая з/п одного работающего
|
руб.
|
227368,4
|
|
одного рабочего
|
руб.
|
245040,8
|
|
Среднемесячная з/п одного работающего
|
руб.
|
18947,4
|
|
одного рабочего
|
руб.
|
20420
|
. Промышленная безопасность и экология
.1 Меры безопасности при обдувке котлоагрегата
Обдувку поверхностей нагрева выполняют специальными обдувочными
аппаратами с дистанционным управлением. При отсутствии таких аппаратов обдувку
выполняют вручную. Обдувку выполняют сжатым воздухом, паром или водой.
Опасность операции заключается в возможности ожегов выбросами через
обдувочный лючек пламени,золы, топливной пыли, газов, а так же от воздействия
пара или горячей воды, подаваемых на обдувочную трубу. Чтобы избежать ожегов,
перед обдувкой усиливают тягу и обеспечивают устойчивый режим горения. Обдувку
выполняют только с разрешения машиниста котла и начальника смены.
Обдувщик должен работать в рукавицах, каске и защитных очках. Обдувку
немедленно прекращают при выбивании газов и золы из обдувочного люка и при
повреждении обдувочного устройства. Шланг прикрепляют к обдувочной трубе (пике)
не менее чем двумя хомутами. Крепление проволокой - запрещается.
Пар, воздух или воду подают к обдувочной пике по команде обдувщика и
только после того, как она будет введена в обдувочный люк. Запрещается
одновременно обдувать котел и спускать шлак и золу из бункеров.
Удаление золы и шлака, как правило, должно быть механизировано. Зола и
шлак, выпадающие в топке, газоходах, золоуловителе, накапливаются в золовых и
шлаковых бункерах. По мере их заполнения золу и шлак периодически спускают
через золосмывное устройство, шлакосмывную шахту, открывая золовые и шлаковые
затворы.
Шлаковые и золовые затворы следует открывать дистанционно и после
удаления персонала от затвора. При открывании шлаковых и золовых затворов, а
также при спуске шлака и золы запрещается пребывание вблизи котла лицам, не
имеющим прямого отношения к проводимым работам. Запрещается стоять против
открытых гляделок и люков. Во время заливки и спуска шлака из шлакового комода
в каналы гидрозолоудаления смотровые люки и дверца должны быть закрыты.
Площадка, на которой находятся люди, должна быть ограждена и очищена от
посторонних предметов, чтобы в любой момент можно было беспрепятственно
покинуть опасную зону. Пику держат в вытянутых руках, чтобы обрушившаяся в
топке шлаковая глыба, если она заденет конец пики, не привела к травме при
резком подъеме вверх находящегося снаружи противоположного конца пики.
4.2 Сосуды работающие под давлением
Сосудами, работающими под давлением, называются герметически закрытые
емкости, предназначенные для химических и тепловых процессов, а также для
хранения и перевозки сжатых, сжиженных и растворенных газов и жидкостей под
давлением.
Взависимости от вида рабочей среды, давления, объема, номинального
размера и т.д. оборудование, работающее под давлением классифицируется по
категориям безопасности оборудования. Устанавливаются четыре категории
оборудования по возрастающему уровню опасности: I, II, Ш и IV.
В зависимости от принадлежности к определенной категории оборудования,
работающего под давлением, аналогичной классификации подлежат и его составные
части.
Применительно к классификации оборудования, работающего под давлением,
рабочие среды подразделяются на две группы:
Группа 1 включает опасные рабочие среды, такие как: взрывчатые; крайне
воспламеняющиеся; высоковоспламеняющиеся; воспламеняющиеся (когда максимально допустимая
температура выше температуры воспламенения); высокотоксичные; токсичные;
окисляющие.
Группа 2 включает все прочие рабочие среды, которые не отнесены к группе
1.
В случае, когда оборудование состоит из нескольких камер, то оно должно
классифицироваться по наиболее высокой категории, применимой к отдельным
камерам. Когда камера содержит несколько рабочих сред, то классификация
оборудования должна проводиться на основе той рабочей среды, которая
соответствует наиболее высокой категории.
Сосуд, работающий под давлением, представляет собой герметически закрытую
емкость, предназначенную для ведения химических или тепловых процессов, а также
для хранения и перевозки сжатых, сжиженных и растворенных газов и жидкостей под
давлением. Границей сосуда являются входные и выходные штуцера.
Госгортехнадзором СССР утверждены «Правила устройства и безопасной
эксплуатации сосудов, работающих под давлением», в которых определены
требования к устройству, изготовлению, монтажу, ремонту и эксплуатации сосудов,
работающих под давлением.
Эти правила распространяют свое действие на:
сосуды, работающие под давлением свыше 0,07 МПа (без учета
гидростатического давления);
цистерны и бочки для перевозки сжиженных газов, давление паров которых
при температуре до +50° С превышает 0,07 МПа;
сосуды, цистерны для хранения, перевозки сжиженных газов, жидкостей и
сыпучих тел без давления, но опорожняемые под давлением газа свыше 0,07 МПа;
баллоны, предназначенные для перевозки и хранения сжатых, сжиженных и
растворенных газов под давлением свыше 0,07 МПа.
Сосуды, входящие в указанный перечень, подлежат регистрации и контролю
Госгортехнадзора СССР.
Правила не распространяются на приборы парового и водяного отопления;
сосуды емкостью до 25 л, для которых произведение емкости в литрах на рабочее
давление в мегапаскалях (МПа) не превышает 20; части машин, не представляющие
собой самостоятельных сосудов (цилиндры двигателей паровых и воздушных машин и
компрессоров, неотключаемые промежуточные холодильники и масловодоотделители
компрессорных установок, воздушные колпаки насосов и др.); трубчатые печи;
сосуды из неметаллических материалов и другие сосуды специального назначения,
оговоренные в Правилах.
Правилами установлены специальные требования к конструкции и материалам
сосудов, к их изготовлению, монтажу, установке, регистрации, техническому
освидетельствованию, содержанию и обслуживанию. Они должны быть надежны,
безопасны при эксплуатации, а также удобны для осмотра, очистки, промывки и
ремонта.
При нарушении требований к конструкции, монтажу и установке сосудов,
работающих под давлением, или действующих правил по их эксплуатации, возможен
взрыв. Последствиями взрыва могут быть разрушения оборудования, зданий,
сооружений вследствие действия взрывной волны. Возникает серьезная опасность
травмирования людей отлетающими частями разорвавшегося сосуда, отравления
выделившимися вредными веществами, а также поражения пламенем, горючими газами,
паром, жидкостями.
Для устранения опасности разрыва сосудов их нужно изготовлять и
эксплуатировать в строгом соответствии с указанными выше Правилами.
Все сосуды после их изготовления проходят гидравлическое испытание.
Выдержавшим гидравлическое испытание считается сосуд, у которого не
обнаружено: а) признаков разрыва; б) течки, слезок и потения в сварных соединениях
и на основном металле; в) видимых остаточных деформаций.
.3 Очистка дымовых газов
Дымовые газы, образующиеся в процессе сжигания сернистых топлив, содержат
окислы серы при относительно невысокой концентрации (менее 0,3%). Удаление
такого слабореакционного газа, каким является SО2 при низких концентрациях,
связано с необходимостью сооружения дорогостоящих очистительных устройств;
стоимость установленного 1 кВт при этом может возрастать на 30-40%, а
себестоимость вырабатываемой энергии может возрастать на 15-20%.
Простейшим и наиболее дешевым способом очистки является использование
извести СаО или известняка СаСО3.
Рис 4. Известковый способ очистки дымовых газов от SО2
- абсорбер;
- фильтр;
- отстойник;
- аэратор;
- шламовый насос;
- воздуходувка;
- очищаемые дымовые газы;
- очищенные дымовые газы;
- речная вода;
- известковое молоко;
- ввод сернокислого марганца;
- сброс шлама;
- сброс очищенной воды в реку.
Очищаемый газ промывается в скруббере водой с добавкой известкового
молока. С целью обеспечения возможности сброса отработавшей воды в реку перед
отстойником добавляется раствор сернокислого марганца, который способствует
образованию сульфата кальция. Окисление производится в отстойнике, куда
подается воздух. Шлам из отстойника задерживается на фильтре. При очистке по
этому способу не предусматривается получение продуктов, пригодных к реализации.
Значительное распространение имеет сульфитный способ очистки от окислов
серы (рис. б), который происходит при низкой температуре (примерно 40 °С) по
реакции
2SО3
+ SО2 + Н2О = 2NaНSО3.
Эта реакция обратима.
Рис 5. Сульфитный способ очистки дымовых газов от SО2
- сажеуловитель;
- байпас;
- скруббер;
- подача щелочи;
-подача пара;
- кристаллизатор;
- возврат;
- сепаратор соли;
- конденсатор;
- SО2 на производство Н2SО4;
- отбор соли;
- подача реагента на скруббер;
- емкость для приготовления реагента;
- установка для производства Н2SО4.
После очистки раствор сульфит-бисульфита натрия поступает в
испаритель-кристаллизатор, где при нагреве его до 110°С происходит разложение
бисульфита на сульфит натрия и двуокись серы (обратная реакция). Выпар,
состоящий из смеси двуокиси серы с парами воды, охлаждается для конденсации
паров воды и подается на компримирование в качестве товарного продукта.
Образовавшийся в виде кристаллов сульфит натрия окисляется до сульфата
натрия и выводится из системы, другая часть в виде раствора направляется снова
в абсорбер.
Степень очистки дымовых газов от SО2 достигает при этом
способе 90%.
Достаточно близким к сульфитному является аммиачно-циклический способ
очистки дымовых газов от SО2, при котором в газе, охлажденном до 30
- 35 °С, происходит реакция с раствором сульфита аммония:
2
+ (NH4)2SО3 + Н2O = 2МН4НSО3.
Полученный раствор бисульфита подается в регенератор, где подвергается
нагреванию до кипения, вследствие чего реакция смещается влево с выделением SО2
и сульфита аммония. После охлаждения раствор подается повторно для улавливания
SО2.
Рис 6 . Сухая очистка дымовых газов от SО2 с помощью активированной
окиси марганца
1 - адсорбер;
- отделитель пыли;
- регенератор;
- реактор для получения гипса.
Часть регенерированного раствора направляется на выпарку под вакуум; из
раствора выделяется сульфат аммония, образовавшийся при частичном окислении SO2
в SО3.
Выделение других солей побочных реакций может быть осуществлено в
автоклаве. При нагревании подаваемого в автоклав регенерированного раствора
примерно до 140 °С происходит разложение сульфит-бисульфитных солей с
образованием сульфата аммония и серы по реакции
(NН)2SO3 + 2МН4НSO3 = 2(NH)2SО4 + S + Н2O.
Получаемая сера является дополнительным товарным продуктом этого способа.
Выбор типа сероулавливающей установки должен производиться на основании
технико-экономического расчета. Сравниваемые варианты должны приводиться к
одинаковой концентрации SО2 на уровне дыхания. Если сравниваемые
варианты дают разную степень очистки, приведение к одинаковой концентрации
вредностей на уровне дыхания выполняется за счет различной высоты дымовых труб.
Выбор варианта сероочистки для той или иной ТЭС зависит от большого количества
параметров: концентрации SO2 в дымовых газах, мощности ТЭС,
характера нагрузки и других факторов и осуществляется по минимуму расчетных
затрат.
Заключение
Дипломный проект включает в себя описание устройствакотлоагрегата БКЗ -
320 - 140, расчет энтальпии дымовых газов, расчет коэффициента избытка воздуха
в топке, расчет энтальпии продуктов сгорания, тепловой баланс котла, расчет
топки, пароперегревателя, водяного экономайзера,водухоподогревателя.
Определены меры безопасности при обдувке котлоагрегата, требования
промышленной безопасности к сосудам работающим под давлением, а так же способы
очистки дымовых газов.
Список используемых источников
1 Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. Под
ред. Кузнецова Н.В. - М.: Энергия, 1973. - 295 с.
Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Виленский Т.В. Компоновка и
тепловой расчет парового котла.: Учебное пособие для вузов. - М.:
Энергоатомиздат, 1988. - 208 с.: ил.
Сорокина Л.А., Федчишин В.В., Кудряшов А.Н. Котельные
установки и парогенераторы.: Учебное пособие. - Иркутск.: Изд-во ИрГТУ, 2002. -
148 с.
Пугач Л.И., Скерко Н.Н. Концентрированная подача пыли в
горелки котлов как средство снижения содержания оксдов азота. - Тепловые
электростанции. 1989.- № 7.- с.17-19.
Котлер В.Р. Оксиды азота в дымовых газах котлов. - М.:
Энергоатомиздат, 1987. - 141 с.
Будилов О.И., Кувшинов Г.П. Опыт эксплуатации систем
транспорта пыли высокой концентрации под разрежением котлов БКЗ-320-140-ПТ -
Теплоэнергетика, 1989.- № 11.- с. 53-55.
А.С. 1560919 СССР, AI 5F23J9/00. Способ получения теплоносителя в котельной установке с
топкой жидкого шлакоудаления. Мерзляков А.Н., Заворин А.С., Будилов О.И. и др.
- Томский политехничекий институт им. С.М. Кирова. - № 4428513/23-33; Заявл.
23.05.88; Опубл. 30.04.90, Бюл. № 16.
Гаврилов А.Ф. Уменьшение вредных выбросов при очистке паровых
котлов. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 254 с.
Липов Ю. М., Самойлов Ю. Ф., Виленский Т. В. Компоновка и
тепловой расчет котельного агрегата. Москва. 1988.
Бойко Е. А., Охорзина Т. И. Котельные установки и
парогенераторы. Красноярск. 2004.
Котельный агрегат. Справочно - нормативные данные по
курсовому проектированию. Красноярск. 1989.
Резников М.И. Парогенераторные установки электростанций. -
М.: Энергия, 1974. -360с.
Методические указантя по определению коэффициента полезного
действия паровых котлов / Парилов В.А., Ривкин А.С., Ушаков С.Г., Шелыгин Б.Л.
- Иваново, 1987. -36с.
Методические указантя по поверочному расчёту топочной камеры
и фестона паровых котлов / Парилов В.А., Ривкин А.С., Ушаков С.Г., Шелыгин Б.Л.
- Иваново; ИЭИ, 1987.
Методические указания по конструкторскому расчёту
пароперегревателя и хвостовых поверхностей паровых котлов / Парилов В.А.,
Ривкин А.С., Ушаков С.Г., Шелыгин Б.Л. - Иваново; ИЭИ, 1991. -36с.
Ковалёв А.П., Лелеев Н.С., Виленский Т.В. Парогенераторы:
Учебник для ВУЗов. -М.: Энерго- атомиздат, 1985. -376с.