Тепловой расчет котельного агрегата ДКВР 10-13
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОУ ВПО ЧЕРЕПОВЕЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Инженерно-технический институт
Кафедра Промышленной
Теплоэнергетики и теплотехники
Курсовой проект
по дисциплине: "Котельные
установки и парогенераторы"
на тему: "Тепловой расчет
котельного агрегата ДКВР 10-13"
Выполнил: студент
группы 3ПТ-31
Иванов Иван Иванович
Проверил: преподаватель
Петров П.П.
Челябинск 2011-2012 уч. Год.
Задание на
курсовой проект
По курсу "Котельные установки и парогенераторы"
Тепловой расчет котельного агрегата ДКВР 10-13
Группы 3ПТ-31
Разработать проект котельного агрегата согласно следующим
данным:
. Тип котла: ДКВР 10-13
2. Топливо-природный газ. Газопровод: Уренгой - Надым -
Пунга - Ухта
. Производительность котла, расчетная 14 Т/Ч
. Давление пара на выходе из пароперегревателя 14 ат.
. Температура перегретого пара 350°С
. Температура питательной воды 100°С.
Срок выдачи 14.03.2012.
Срок исполнения____________
Содержание
Задание на курсовой проект
Введение
Тепловой расчет котельного агрегата
1. Сводка конструктивных характеристик агрегата
1.1 Топка
1.2 Конвективные поверхности нагрева
2. Топливо, состав и количество продуктов сгоранияи их энтальпия
2.1 Состав топлива и теплота сгорания его
2.2 Теоретическое количество воздуха, необходимого для горения и
теоретический состав дымовых газов
2.3 Состав продуктов сгорания и объемная доля углекислоты и водяных
паров по газоходам котельного агрегата
Заключение
Список литературы
Введение
Цель курсового проекта - поверочный расчет
котельного агрегата, работающего на природном газе.
Основным типом ТЭС на органическом топливе являются паротурбинные
электростанции, которые делятся на конденсационные (КЭС),
вырабатывающие только электрическую энергию, и теплоэлектроцентрали
(ТЭЦ), предназначенные для выработки тепловой и электрической энергии.
Централизованное снабжение теплотой крупных городов, поселков
и промышленных объектов в виде горячей воды и пара низкого давления значительно
повышает эффективность использования энергии сжигаемого топлива и улучшает
состояние воздушного бассейна в зоне городов.
Паротурбинные электростанции выгодно отличаются возможностью
сосредоточения огромной мощности в одном агрегате, относительно высокой
экономичностью и наименьшими капитальными затратами на их сооружение.
Основными тепловыми агрегатами паротурбинной ТЭС являются
паровой котел и паровая турбина. Паровой котел представляет собой систему
поверхностей нагрева для производства пара из непрерывно поступающей в него
воды путем использования теплоты, выделяющейся при сжигании топлива.
Поступающую в паровой котел воду называют питательной водой. Питательная вода в
котле подогревается до температуры насыщения, испаряется, а полученный
насыщенный пар затем перегревается.
Полученный в паровом котле перегретый пар высокого давления
поступает в турбину, где его теплота превращается в механическую энергию
вращающегося вала турбины. С последним связан электрический генератор, в
котором механическая энергия превращается в электрическую.
На современных КЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной электрической
мощности 100 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара, при котором
частично отработавший пар из промежуточных ступеней турбины возвращают в
паровой котел, а оттуда - обратно в турбину. Обычно применяют одноступенчатый
промежуточный перегрев пара. В установках очень большой мощности
применяют двойной промежуточный перегрев. Промежуточный перегрев пара
увеличивает КПД турбинной установки и соответственно снижает удельный расход
пара на выработку электроэнергии. Промежуточный перегрев пара снижает также
влажность пара в ступенях низкого давления турбины и уменьшает эрозионный износ
лопаток.
Отработавший пар из турбины направляют в конденсатор -
устройство, в котором пар охлаждается водой из какого-либо природного (река,
озеро, море) или искусственного (водохранилище) источника. При отсутствии
вблизи станции большого водного бассейна используют замкнутую циркуляцию воды с
охлаждением ее после конденсатора атмосферным воздухом в башнях-градирнях. При
охлаждении отработавшего пара он конденсируется. Полученный конденсат
перекачивают конденсатным насосом через подогреватели низкого
давления (ПНД) в деаэратор. Здесь конденсат доводится до кипения при
давлении, деаэратора, освобождаясь при этом от газов (главным образом, от
кислорода и углекислоты), вызывающих коррозию оборудования. Сюда поступает
очищенная добавочная вода, компенсирующая потери пара и конденсата в
цикле. Из деаэратора вода питательным насосом через подогреватели высокого
давления (ПВД) подается в паровой котел под давлением, превышающим давление в
котле. Подогрев конденсата в ПНД и питательной воды в ПВД производится
конденсирующимся паром, отбираемым из турбины, - так называемый регенеративный
подогрев. Регенеративный подогрев воды повышает КПД паротурбинной
установки.
Таким образом, на КЭС паровой котел в основном питается
конденсатом производимого им пара. На ТЭЦ часть пара, кроме того, отводится на
технологические нужды промышленных предприятий или используется для бытовых
потребителей. На КЭС потери пара и конденсата составляют небольшую долю общего
расхода пара около 0,5-1%, и поэтому для их восполнения требуется небольшая
добавка предварительно обрабатываемой в водоподготовительной установке (ВПУ)
воды. На ТЭЦ потери могут быть значительно выше и добавка воды может достигать
30 - 50%.
В число устройств и механизмов, обеспечивающих работу
парового котла, входят топливо приготовительные устройства, питательные насосы,
дутьевые вентиляторы, подающие воздух для горения, дымососы, служащие для
удаления продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу, и другое
вспомогательное оборудование. Паровой котел и весь комплекс перечисленного
оборудования составляют котельную установку. Следовательно, понятие
"котельная установка" представляет собой сложное техническое
сооружение для производства пара, в котором все рабочие процессы полностью
механизированы и автоматизированы; для повышения надежности работы ее оснащают
автоматической защитой от аварий.
Тенденции развития паровых котлов - это увеличение единичной
мощности, повышение начального давления пара и его температуры, применение
промежуточного перегрева пара, полная механизация и автоматизация управления,
изготовление и поставка оборудования крупными блоками для облегчения и
ускорения монтажа.
С применением пара сверхкритического давления (СКД) (р=25,5
МПа) и перегрева пара tпп= 545-565°С, развитием регенеративного подогрева
тепловая экономичность ТЭС приблизилась к своему термодинамическому пределу
(КПД около 42%). Дальнейшее повышение начальных параметров пара уже мало
повышает тепловую экономичность паротурбинных блоков, но сильно увеличивает их
стоимость из-за применения более высоколегированных и дорогостоящих сталей.
Осложняется при этом и сохранение уже достигнутых показателей надежности.
Тепловой
расчет котельного агрегата
1. Сводка
конструктивных характеристик агрегата
1.1 Топка
Эскиз № 1 к тепловому расчету котельного агрегата
. Площадь ограждающих поверхностей камеры горения:
а) боковые стены:
,370 ∙ (1,800 + 0,250) = 4,85
(2,370 + 3,445) / 2 ∙ 1,950 = 5,65
(3,445 + 3,045) / 2 ∙ 1,230 = 4,00
,50 ∙ 2 = 29,00 м2
б) передняя стена:
(1,230 + 1,930 + 1,800 + 0,250) · 2,810 = 14,70 м2
г) задняя стена:
(1,290 + 2,220 + 1,800 + 0,250) · 2,810 = 15,60 м2
г) под:
,045 · 2,810 = 8,55 м2
д) потолок:
,370 · 2,810 = 6,65 м2
Итого 74,50 м2
. Площадь ограждающих поверхностей камеры догорания:
а) боковые стены:
,812 · (1,480 + 0,250) · 2 = 2,81 м2
б) передняя и задняя стены:
(1,480 + 0,250) · 2,810 · 2 = 9,64 м2
в) под и потолок
,812 · 2,810 · 2 = 4,56 м2 Итого 17,01 м2
. Общая площадь ограждающих поверхностей топкиFт = 91,51 м2
4. Объем топки:
а) камера горения:
,50 · 2,810 = 40,70 м3
) камера догорания:
,41 · 2,810 = 3,96 м3 Всего Vт=44,66
м3
. Эффективная толщина излучающего слоя
. Относительное положение максимума температуры в топке
7. Луче воспринимающая поверхность нагрева топки
Наименование
лучевосприни - мающей поверхности нагрева
|
Освещенная
длина труб l, мм
|
Расстояние
между осями крайних труб экрана b, мм
|
Площадь стены,
покрытая экраномFпл, м2
|
Шаг экранных
труб s, мм
|
Расстояние от
оси трубы до стены топки e, мм
|
Относительный
шаг экранных труб s/d
|
Относительное
расстояние от оси трубы до стены топки e/d
|
Угловой
коэффициент экрана x
|
Величина
лучеиспускающей поверхности нагрева Нл, м2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Номер экрана
|
Значение x
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
Боковые экраны:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
прямоугольная
часть
|
5300
|
2120х2
|
22,7
|
80
|
40
|
1,57
|
0,8
|
2
|
0,9
|
21,3
|
трапецеидальная
часть
|
1700
|
240х2
|
0,82
|
80
|
40
|
1,57
|
0,8
|
2
|
0,9
|
0,77
|
Передний экран
|
2450
|
2470
|
6,04
|
130
|
100
|
2,55
|
2
|
1
|
0,8
|
4,84
|
Задний экран
|
4350
|
2470
|
10,71
|
130
|
26
|
2,55
|
0,5
|
3
|
0,7
|
7,61
|
Экраны боковых
стен камеры догорания
|
2400
|
240х2
|
1,15
|
80
|
40
|
1,57
|
0,8
|
2
|
0,9
|
1,08
|
Первый ряд
кипятильных труб
|
1730
|
2080
|
3,58
|
110
|
30
|
2,16
|
0,6
|
3
|
0,8
|
2,83
|
Всего
|
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
38,4
|
8. Степень экранирования топки ψ = Нл/ Fт= 38,43/91,51 = 0,42.
Эскиз № 2 к тепловому расчету котельного агрегата
1.2
Конвективные поверхности нагрева
Сводные данные расчета конвективных поверхностей нагрева
представлены в "Сводной таблице расчета конвективных поверхностей нагрева".
Сводная таблица расчета конвективных поверхностей нагрева
Наименование величин
|
Условное
обозначение
|
Единица
измерения
|
Формула или
источник
|
Пароперегреватель
|
Первый газоход
котла
|
Второй газоход
котла
|
Водяной
экономайзер
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
Высота газохода:
минимальная
|
амин
|
мм
|
По чертежу
|
|
1750
|
1750
|
|
максимальная
|
амакс
|
мм
|
-
|
-
|
2750
|
2750
|
-
|
эффективная
|
аэ
|
мм
|
|
2600
|
2140
|
2140
|
-
|
Ширина газохода
|
b
|
мм
|
-
|
970
|
1600
|
1080
|
-
|
Число труб
поперек газохода
|
z1
|
-
|
По чертежу
|
12
|
16
|
11
|
-
|
Диаметр труб
|
d
|
мм
|
По чертежу
|
32
|
51
|
51
|
-
|
Площадь сечения
газохода
|
м22,523,422,32-
|
|
|
|
|
|
|
Площадь сечения
газохода, перегораживаемая трубами
|
м211,741,2-
|
|
|
|
|
|
|
Площадь сечения
газохода в свету
|
м2 - 1,521,681,120,8
|
|
|
|
|
|
|
Поверхность
нагрева газохода
|
Нг
|
м2
|
По данным
завода изготовителя
|
-
|
114
|
93,5
|
-
|
Отношение
поверхности нагрева газохода к площади сечения его в свету
|
-
|
|
-67,983,5-
|
|
|
|
|
Поверхность
нагрева котла общая
|
Нк
|
м2
|
-207,5207,5-
|
|
|
|
|
Сумма величин Нг/Fгж
для обоих газоходов котла
|
-
|
-
|
-151,4151,4-
|
|
|
|
|
Площадь сечения
газоходов котла, усредненная расчетная
|
Fк
|
м2
|
-1,371,37-
|
|
|
|
|
Шаг труб вдоль
оси барабана котла
|
s1
|
мм
|
По чертежу
|
60/140
|
100
|
100
|
-
|
Шаг труб
поперек оси барабана котла
|
s2
|
мм
|
По чертежу
|
40/80
|
110
|
110
|
-
|
Эффективная
толщина излучающего слоя
|
s
|
м
|
|
0,167
|
0,184
|
0,184
|
-
|
Площадь
поперечного пароперегревателя для прохода пара
|
м20,0162---
|
|
|
|
|
|
|
тепловой расчет котельный агрегат
2. Топливо,
состав и количество продуктов сгоранияи их энтальпия
2.1 Состав
топлива и теплота сгорания его
Азот
|
N2
|
1%
|
Углекислота
|
СО2
|
0,14%
|
Метан
|
СН4
|
98,72%
|
Этан
|
С2Н6
|
0,12%
|
Пропан
|
С3Н8
|
0,01%
|
Бутан
|
С4Н10
|
<0,01%
|
|
|
|
|
|
|
Теплота
сгорания низшая
|
|
ккал/м3
|
8479
|
|
|
Мдж/м3
|
35,5
|
Плотность газа
|
ρ
|
кг/м3
|
0,724
|
Тип топки
|
Наименование
топлива
|
Коэффициент
избыточного воздуха в топке
|
Допустимое по
условиям горения теплонапряжение топочного объема, 103 ккал/м3∙ч
|
Потери тепла, %
|
|
|
|
|
от химической
неполноты сгорания
|
от механической
неполноты сгорания
|
котлы с D ≤ 50 т/ч
|
Пылеугольные с
шаро-выми барабанными, среднеходовыми и быстро-ходнымимельницами с
центробежными и инерционными сепараторами
|
АШ (утепленные
шлаковые воронки)
|
1,25
|
125
|
0
|
2-3
|
3-4
|
|
Тощие угли
|
1,25
|
160
|
0
|
2
|
3
|
|
Каменные угли (Vг ≤ 25 %)
|
1, 20
|
160
|
0
|
2
|
3
|
|
Каменные угли (Vг> 25 %)
|
1, 20
|
160
|
0,5
|
1,5
|
2,5
|
|
Бурые угли
|
1, 20
|
200
|
0,5
|
0,5
|
1
|
Пылеугольные с
быстроходными молотковыми мельницами и шахтными сепараторами
|
Каменные угли (Vг> 30 %)
|
1,25
|
130
|
0,5
|
4
|
6
|
|
Бурые угли
|
1,25
|
150
|
0,5
|
1
|
2
|
|
Сланцы гдовские
и эстонские
|
1,25
|
120
|
0,5
|
1
|
1,5
|
|
Фрезерный торф
|
1,25
|
150
|
|
1
|
2
|
Для сжигания
мазута и газа
|
Мазут
|
1,05-1,15
|
250-600
|
1
|
-
|
-
|
|
Газ
|
1,10
|
250-600
|
1
|
-
|
-
|
Примечание. Таблица составлена по расчетной нормали РН
5-02 нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов
Тип топлива
|
Сорт сжигаемого
топлива
|
Рекомендуемая
температура подогрева воздуха,°С
|
Факельная с
твердым шлаковым удалением
|
Антрацитовый
штыб и тощие угли
|
380-420
|
|
Каменные угли,
сланцы северо-западных месторождений и другие топлива с приведенной
влажностью до 8 %
|
250-300
|
|
Бурые угли,
фрезерный торф и другие топлива с приведенной влажностью выше 8 %
|
380-420
|
Факельная и
циклонная с жидким шлакоудалением
|
Все сорта
твердого топлива
|
380-420
|
Факельная
|
Мазут и
природный газ
|
200-300
|
Рис. 1. Зависимость величины потери тепла на наружное охлаждение
котельного агрегата паропроизводительности
2.2
Теоретическое количество воздуха, необходимого для горения и теоретический
состав дымовых газов
Наименование
величины
|
Обозначение
|
Единица
измерения
|
Расчетная
формула или источник определения
|
Расчет
|
Результаты
расчета
|
|
|
|
|
|
промежуточные
|
окончательные
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
Теоретическое
количество воздуха, необходимое для горения
|
|
м3/м3
|
СО0,5·00
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Н2
|
0,5·0
|
0
|
|
|
|
|
|
H2S
|
1,5·0
|
0
|
|
|
|
|
|
СН4
|
(1+1) ·98,72
|
197,44
|
|
|
|
|
|
С2Н6
|
(2+1,5) ·0.12
|
0,42
|
|
|
|
|
|
С3Н8
|
(3+2) ·0,01
|
0.05
|
|
|
|
|
|
С4Н10
|
(4+2,5) ·0,009
|
0,058
|
|
|
|
|
|
С5Н12
|
(5+3) ·0
|
0
|
|
|
|
|
|
С6Н14
|
(5+3,5) ·0
|
0
|
|
|
|
|
|
0,0476·197.968
|
|
9.42
|
Теоретический
объём азота в дымовых газах
|
|
м3/м3
|
|
0,79·9,42+1/100
|
|
7,45
|
Объём сухих
трехатомных газов
|
|
м3/м3
|
|
СО2
|
1·0,14
|
0,14
|
|
|
|
|
|
СО
|
1·0
|
0
|
|
|
|
|
|
Н2
|
1·0
|
0
|
|
|
|
|
|
СН4
|
1·98,72
|
98,72
|
|
|
|
|
|
С2Н6
|
2·0,12
|
0,24
|
|
|
|
|
|
С3Н8
|
3·0,01
|
0,03
|
|
|
|
|
|
С4Н10
|
4·0,009
|
0,036
|
|
|
|
|
|
С5Н12
|
5·0
|
0
|
|
|
|
|
|
С6Н14
|
6·0
|
0
|
|
|
|
|
|
0,01·99.17
|
0,9917
|
Теоретический объём
водяных паров в дымовых газах
|
|
м3/м3
|
Н21·00
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Н2S
|
1·0
|
0
|
|
|
|
|
|
СН4
|
2·98,72
|
197.44
|
|
|
|
|
|
С2Н6
|
3·0,12
|
0,36
|
|
|
|
|
|
С3Н8
|
4·0,01
|
0,04
|
|
|
|
|
|
С4Н10
|
5·0,009
|
0,045
|
|
|
|
|
|
С5Н12
|
6·0
|
0
|
|
|
|
|
|
С6Н14
|
7·0
|
0
|
|
|
|
|
|
0,124·5,0
|
0,62
|
|
|
|
|
|
1,61·9,42
|
15,17
|
|
|
|
|
|
0,01· (197.885+0,62+15,17)
|
|
2,137
|
Полный объём
теоретического количества дымовых газов
|
|
м3/м3
|
|
7,45+0,9917+2,137
|
|
10.58
|
2.3 Состав
продуктов сгорания и объемная доля углекислоты и водяных паров по газоходам
котельного агрегата
Наименование
рассчитываемой величины
|
Обозначение
|
Единица
измерения
|
Наименование
элементов газового тракта
|
|
|
|
Топка
|
Пароперегреватель
|
Котел
|
Водяной
экономайзер
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
Коэффициент
избытка воздуха в конце топки
|
α"т
|
-
|
1,1
|
-
|
-
|
-
|
Присос по
элементам тракта
|
Δα
|
-
|
-
|
0,05
|
0,10
|
0,10
|
Коэффициент избытка
воздуха за элементом тракта
|
α"
|
-
|
1,1
|
1,15
|
1,25
|
1,35
|
Коэффициент
избытка воздуха, средний
|
αср
|
-
|
1,1
|
1,125
|
1,2
|
1,3
|
Величина (α ср-1)
|
-
|
-
|
0,1
|
0,125
|
0,2
|
0,3
|
Теоретический
объем продуктов сгорания
|
|
м3/м3
|
10,58
|
10,58
|
10,58
|
10,58
|
Избыточный
объем воздуха
|
ΔVв
|
м3/м3
|
0,942
|
1,177
|
1,884
|
2,826
|
Избыточный
объем водяных паров
|
Dм3/м30,020,0250,040,06
|
|
|
|
|
|
Действительный
объем продуктов сгорания
|
Vг
|
м3/м3
|
11,52
|
11,75
|
12,5
|
13,4
|
Действительный
объем водяных паров
|
м3/м32,1572,162,182,2
|
|
|
|
|
|
Объемная доля
сухих трехатомных газов в продуктах сгорания
|
-0,0860,0840,0790,073
|
|
|
|
|
|
Объемная доля
водяных паров в продуктах сгорания
|
-0,1870,1840,1740,164
|
|
|
|
|
|
Общая объемная
доля сухих трехатомных газов в продуктах сгорания
|
-0,2730,2680,2530,237
|
|
|
|
|
|
Энтальпия продуктов сгорания для различных значений
температуры и коэффициента избытка воздуха (I, θ - таблица)
Наименование
рассчитываемой величины
|
Формула
|
Объем газов, м3/м3
|
Температура продуктов
сгорания, оС
|
|
|
|
100
|
200
|
300
|
400
|
500
|
600
|
700
|
800
|
900
|
1000
|
1100
|
1200
|
1800
|
1900
|
Энтальпия
теоретического количества воздуха, необходимого для горения
|
|
9,42
|
297,7
|
599,1
|
906,2
|
1218,9
|
1539
|
1865
|
2204
|
2543
|
2882
|
3231
|
3589
|
3947
|
6141
|
6518
|
Энтальпия сухих
трехатомных газов
|
|
0,9917
|
40,26
|
84,7
|
132,4
|
182,3
|
236
|
289
|
346
|
404
|
462
|
522
|
582
|
644
|
1019
|
1081
|
Энтальпия
теоретического количества двухатомных газов
|
|
7,45
|
231
|
463
|
697
|
1182
|
1430
|
1684
|
1944
|
2213
|
2481
|
2749
|
3017
|
4701
|
4992
|
Энтальпия
теоретического количества водяных паров
|
|
2,137
|
77
|
155
|
236
|
319
|
406
|
494
|
586
|
682
|
778
|
880
|
983
|
1088
|
1765
|
1883
|
Энтальпия
теоретического количества продуктов сгорания
|
-348,27011067143918242213261630303453388343144749748579569
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Энтальпия
действительного количества продуктов сгорания за элементами газового тракта,
ккал/м3
|
за топкой ----------323,1358,9394,7614,1651,8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
4206
|
4673
|
5144
|
8091
|
8608
|
|
|
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
467 471
|
509
|
|
за
пароперегревателем
|
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
330
|
381
|
432
|
|
|
|
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
2946
|
3411
|
3885
|
|
|
|
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
465 474
|
|
|
за котлом --150226305
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-
|
-
|
851
|
1293
|
1744
|
|
|
|
|
-
|
-
|
442 451
|
|
|
за водяным
экономайзером -104209
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-
|
452
|
910
|
|
|
|
|
|
|
-
|
458
|
|
|
|
3. Сводная
таблица основного расчета
|
Наименование
рассчитываемой величины
|
Обозначение
|
Единица
измерения
|
Расчетная
формула или источник определения
|
Расчет
|
Результаты
расчета
|
|
|
|
|
|
промежуточные
|
окончательные
|
3.1 Тепловой
баланс котельного агрегата
|
Располагаемое
тепло топлива
|
ккал/м3-8479
|
|
|
|
|
|
Температура
уходящих газов
|
θух
|
оС
|
Технические
соображения
|
-
|
|
140
|
Энтальпия
уходящих газов
|
Iух
|
ккал/м3
|
I, θ - таблица
|
Для 100 оС
Для 40оС
|
452 176
|
628
|
Температура
холодного воздуха, поступающего в котельный агрегат
|
tх. в
|
оС
|
Рекомендация
нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов
|
-
|
30
|
|
Энтальпия
теоретически необходимого количества холодного воздуха
|
ккал/м39,42·0,32·3090,4
|
|
|
|
|
|
Потеря тепла от
механической неполноты сгорания
|
q4
|
%
|
Таблица 4
|
Имеет место
только при сжигании твердого топлива
|
-
|
0
|
Потеря тепла с
отходящими газами
|
q2
|
%
|
-5,97
|
|
|
|
Потеря тепла от
химической неполноты сгорания
|
q3
|
%
|
Таблица 4
|
-
|
-
|
1,5
|
Потеря тепла на
наружное охлаждение котельного агрегата
|
q5
|
%
|
Рисунок 3
|
-
|
-
|
1,5
|
Потеря с
физическим теплом шлаков
|
%Имеет место только при сжигании твердого топлива-0
|
|
|
|
|
|
Сумма тепловых
потерь
|
∑q
|
%
|
q2 + q3 + q4
+ q5 + --8,97
|
|
|
|
Коэффициент
полезного действия котельного агрегата
|
ηк.
а
|
-
|
|
|
-
|
0,91
|
Процент
продувки котла
|
π
|
%
|
-
|
|
3,0
|
-
|
Тепловосприятие
теплоносителя на 1 кг произведенного перегретого пара
|
Qк. а
|
ккал/кг
|
655,0
|
|
|
|
Действительный
часовой расход топлива
|
В
|
кг/ч
|
|
-1188
|
|
|
Расчетный
часовой расход топлива
|
Вр
|
кг/ч
|
|
-
|
-
|
1188
|
Коэффициент
сохранения тепла
|
φ
|
-
|
(100 - 1,5) / 100-0,985
|
|
|
|
3.2 Тепловое
напряжение топочного пространства
|
Расчетное
тепловое напряжение топочного пространства
|
Q/Vт
|
|
|
1188·8479/
44,66
|
-
|
226·103
|
3.3 Теплоотдача
излучением в топке
|
Полезное
тепловыделение в топке
|
Qт
|
ккал/м3
|
|
8451
|
|
|
Теоретическая
температура горения в топке
|
θа
|
оС
|
I, θ - таблица
|
Для 1800 оС
Для 56 оС
|
8091 272
|
1856
|
Коэффициент
светимости пламени
|
m
|
-
|
-
|
-
|
0,2
|
-
|
Температура
дымовых газов на выходе из топки
|
θ"т
|
оС
|
Принимается предварительно
|
-
|
1000
|
-
|
Суммарная
поглощательная способность трехатомных газов
|
-
|
м. ат
|
rп ·sт
|
0,271·1,76
|
0,47
|
-
|
Коэффициент
ослабления лучей трехатомными газами
|
kг
|
-
|
Номограмма на
рис.5
|
-
|
0,83
|
-
|
Суммарная сила
поглощения газового потока
|
kнесвsт
|
м. ат
|
kг·rп·sт
|
0,83·0,47
|
0,39
|
-
|
Степень черноты
несветящейся части пламени
|
aнесв
|
-
|
График на рис.6
|
-
|
0,32
|
|
Коэффициент
ослабления лучей светящейся части факела
|
kсв
|
-
|
-0,52,0 - 0,51,5-
|
|
|
|
Суммарная сила
поглощения светящейся части пламени
|
kсвsт
|
м. ат
|
kсв·sт
|
1,5·1,76
|
2,62
|
-
|
Степень черноты
светящейся части пламени
|
aсв
|
-
|
0,9·0,930,840-
|
|
|
|
Степень черноты
факела
|
aф
|
-
|
(1 - m)
·aнесв+ maсв
|
(1 - 0,2) ·0,32
+ 0,2·0,84
|
0,43
|
-
|
Условный
коэффициент загрязнения лучевоспринимающих поверхностей
|
ζ
|
-
|
Рекомендации
нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов
|
-
|
0,8
|
-
|
Произведение ψζ
|
-
|
-
|
ψ·ζ
|
0,42 · 0,8
|
-
|
0,34
|
Тепловыделение
в топке на 1 м² стен
топки
|
-
|
|
|
-110·103
|
|
|
Расчетный
коэффициент
|
М
|
-
|
А - ВХ
|
0,52 - 0,3·0,233
|
0,52 - 0,07
|
0,45
|
Температура
дымовых газов на выходе из топки
|
θ"т
|
оС
|
Номограмма на
рис.7
|
-
|
-
|
1010
|
Энтальпия
дымовых газов на выходе из топки
|
I"т
|
ккал/м3
|
I, θ - таблица
|
Для 1000 оС
Для 10 оС
|
4206 34
|
4240
|
Тепло,
переданное излучением в топке
|
Qл
|
ккал/м3
|
φ· (Qт - I"т)
|
0,985·
(8451 - 4240)
|
-
|
4148
|
3.4
Пароперегреватель
|
Тепловосприятие
пароперегревателя
|
Qпп
|
ккал/м3
|
|
1010
|
|
|
Энтальпия
дымовых газов за пароперегревателем
|
I"пп
|
ккал/м3
|
|
3219
|
|
оС
|
I, θ - таблица
|
Для 700°С Для
64°C
|
2946 273
|
764
|
Средняя
температура дымовых газов в пароперегревателе
|
|
оС
|
|
887
|
|
|
Средняя
температура пара в пароперегревателе
|
оС273,7
|
|
|
|
|
|
Средний
температурный напор в пароперегревателе
|
∆tпп
|
оС
|
|
-
|
|
613,3
|
Удельный объем
пара в пароперегревателе при средней температуре
|
υпп
|
м3/кг
|
Таблица воды и
водяного пара
|
-
|
0,1625
|
|
Средняя
скорость пара в пароперегревателе
|
wпп
|
м/сек
|
|
|
39,0
|
|
Коэффициент
теплоотдачи от стенки трубы к пару
|
α2
|
|
cd·aн (номограмма
на рис.6)
|
1,03 · 840
|
865,2
|
|
Средняя
скорость дымовых газов в пароперегревателе
|
wг
|
м/сек
|
|
10,8
|
|
|
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией от дымовых газов к стенке
|
αк
|
|
сz·cф·αн (номограмма на рис.7)
|
1,0·1,025·68
|
69,7
|
|
Суммарная
поглощательная способность трехатомных газов
|
-
|
м. ат
|
rп·sпп
|
0,262·0,167
|
0,044
|
|
Коэффициент
ослабления лучей трехатомными газами
|
kнесвrп
|
-
|
Номограмма на
рис.5
|
-
|
2,8
|
|
Сила поглощения
газового потока
|
kps
|
-
|
kг·rп·sпп
|
2,9·0,044
|
0,123
|
|
Степень черноты
газового потока
|
a
|
-
|
График на рис.6
|
-
|
0,115
|
|
Коэффициент
загрязнения труб
|
ε
|
|
Рекомендации
нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов
|
-
|
0,005
|
|
Температура
наружной поверхности труб
|
tст
|
оС
|
495
|
|
|
|
Коэффициент
теплоотдачи излучением незапыленного потока
|
αл
|
|
а·cг·αн (номограмма на рис.7)
|
0,115·0,96·164
|
18,1
|
|
Коэффициент
омывания пароперегревателя дымовыми газами
|
ω
|
-
|
-
|
-
|
1,0
|
|
Коэффициент
теплоотдачи от газов к стенке трубы
|
α1
|
|
ω·αк+αл
|
1,0·69,7 +
18,1
|
87,8
|
|
Коэффициент
теплопередачи в пароперегревателе
|
kпп
|
|
57,4
|
|
|
|
Поверхность
нагрева пароперегревателя
|
Hпп
|
м2
|
34,08
|
|
|
|
Невязка
|
-
|
%
|
|
-1,44
|
|
|
3.5 Газоход
котла
|
Температура
дымовых газов за котлом
|
θ"к
|
оС
|
Принимается предварительно
|
-
|
300
|
|
Энтальпия
дымовых газов за котлом
|
I"к
|
ккал/м3
|
I, θ - таблица
|
-
|
1293
|
|
Тепловосприятие
котла по уравнению теплового баланса
|
Qб
|
ккал/м3
|
|
0,985*
(3219-1293+0,1*90,4)
|
|
1906
|
Температурный
напор в начале газохода
|
∆tб
|
оС
|
|
764 - 197,4
|
566,6
|
|
Температурный
напор в конце газохода
|
∆tм
|
оС
|
|
300 - 197,4
|
102,6
|
|
Средний
температурный напор в газоходе
|
∆tк
|
оС
|
|
|
|
271
|
Срдняя
температура дымовых газов в газоходе котла
|
оС532
|
|
|
|
|
|
Средняя
скорость дымовых газов
|
wк
|
м/сек
|
|
8,9
|
|
|
Коэффициент
теплоотдачи конвекцией от газов к стенке трубы
|
αк
|
|
сz·cф·αн (номограмма на рис.6)
|
1,0·1,03·49
|
49,7
|
|
Суммарная
поглощательная способность трехатомных газов
|
-
|
м. ат
|
rп·sк
|
0,225·0,184
|
0,046
|
|
Коэффициент
ослабления лучей трехатомными газами
|
kг
|
-
|
Номограмма на
рис.3
|
-
|
|
3,5
|
Суммарная сила
поглощения газового потока
|
kнесвsк
|
м. ат
|
kг·rп·sк
|
3,5·0,046
|
0,161
|
|
Степень черноты
газового потока
|
aнесв
|
-
|
График на рис.4
|
-
|
-
|
0,17
|
Коэффициент
загрязнения поверхности нагрева
|
ε
|
|
-
|
-
|
-
|
0,005
|
Температура
наружной поверхности труб
|
tст
|
оС
|
|
252
|
|
|
Коэффициенттеплоотдачи
излучением незапыленного потока
|
αл
|
|
а·cг·αн (номограмма на рис.8)
|
0,14·0,95·66
|
9,6
|
|
Коэффициент
омывания газохода дымовыми газами
|
ω
|
-
|
Рекомендации
нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов
|
-
|
-
|
0,9
|
Коэффициент
теплоотдачи от газов к стенке
|
α1
|
|
ω·αк+αл
|
0,9·49,7 +
9,6
|
54,7
|
|
Коэффициент
теплопередачи в котле
|
kк
|
|
|
|
43,1
|
|
Тепловосприятие
котла по уравнению теплопередачи
|
Qт
|
ккал/м3
|
|
2040
|
|
|
Невязка
|
-
|
%
|
-7,03
|
|
|
|
Так как
значения Qб и Qг разнятся больше, чем на 2 %, расчет
повторяется при другом значенииθ"к
|
Температура
дымовых газов за котлом
|
θ"к
|
оС
|
Принимается предварительно
|
-
|
280
|
|
Энтальпия
дымовых газов за котлом
|
I"к
|
ккал/м3
|
I, θ - таблица
|
Для 200°С Для
80°С
|
851 363
|
1214
|
Тепловосприятие
котла по уравнению теплового баланса
|
Qб
|
ккал/м3
|
|
0,985*
(3219-1214+0,1*90,4)
|
|
1983
|
Температурный
напор в начале газохода
|
∆tб
|
оС
|
Θк‘ - tн
|
764 - 197,4
|
566,6
|
|
Температурный
напор в конце газохода
|
∆tм
|
оС
|
Θк” - tн
|
280 - 197,4
|
82,6
|
|
Средний
температурный напор в газоходе
|
∆tк
|
оС
|
|
252
|
|
|
Тепловосприятие
котла по уравнению теплопередачи
|
Qт
|
ккал/м3
|
|
1927
|
|
|
Невязка
|
-
|
%
|
2,82
|
|
|
|
Так как
значения Qб и Qг разнятся больше, чем на 2 %, расчет
повторяется при другом значенииθ"к
|
Температура
дымовых газов за котлом
|
θ"к
|
оС
|
Принимается предварительно
|
-
|
290
|
|
Энтальпия
дымовых газов за котлом
|
I"к
|
ккал/м3
|
I, θ - таблица
|
Для 200°С Для
90°С
|
851 406
|
1257
|
Тепловосприятие
котла по уравнению теплового баланса
|
Qб
|
ккал/м3
|
|
0,985*
(3219-1257+0,1*90,4)
|
|
1941
|
Температурный
напор в начале газохода
|
∆tб
|
оС
|
Θк‘ - tн
|
764 - 197,4
|
566,6
|
|
Температурный
напор в конце газохода
|
∆tм
|
оС
|
Θк” - tн
|
290 - 197,4
|
92,6
|
|
Средний
температурный напор в газоходе
|
∆tк
|
оС
|
|
260
|
|
|
Тепловосприятие
котла по уравнению теплопередачи
|
Qт
|
ккал/м3
|
|
1957
|
|
|
Невязка
|
-
|
%
|
0,82
|
|
|
|
3.6 Водяной
экономайзер
|
Тепловосприятие
водяного экономайзера
|
Qв. э
|
ккал/м3
|
|
0,91*8479-
(4148+1010+1941)
|
|
617
|
Энтальпия воды
на выходе из экономайзера
|
i"в. э
|
ккал/кг
|
|
151
|
|
|
Температура
воды на выходе из экономайзера
|
t"в. э
|
оС
|
Таблица воды и
водяного пара
|
-
|
148
|
|
Температурный
напор в начале экономайзера
|
∆tб
|
оС
|
|
290 - 148
|
142
|
∆tм
|
оС
|
θух - tп. в
|
140 - 100
|
40
|
|
Средний
температурный напор в экономайзере
|
∆tв.
э
|
оС
|
|
81
|
|
|
Средняя
температура дымовых газов в экономайзере
|
|
оС
|
|
215
|
|
|
Средняя скорость
дымовых газов в экономайзере
|
wв. э
|
м/сек
|
|
9,4
|
|
|
Коэффициент
омывания водяного экономайзера дымовыми газами
|
ω
|
-
|
Рекомендации
нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов
|
-
|
1
|
|
Коэффициент
теплопередачи в водяном экономайзере
|
kв. э
|
|
Номограмма на
рис.9
|
-
|
|
20,2
|
Поверхность
нагрева водяного экономайзера
|
Hв. э
|
м2
|
|
448
|
|
|
Число труб
водяного экономайзера
|
nв. э
|
шт.
|
152
|
|
|
|
Число
горизонтальных рядов труб экономайзера
|
шт. nв. э/z121
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Заключение
В данном курсовом проекте приведен подсчет основных
параметров, а также поверхности нагрева котла ДКВР 10-13, работающего на
природном газе, паропроизводительностью 14 т/ч, вырабатывающего перегретый пар
с параметрами 350°С и 14 ат.
Число горизонтальных рядов труб экономайзера составляет 21
шт.
Список
литературы
1. Тепловой
расчет котлов (Нормативный метод). Издание 3-е, переработанное и дополненное Издательство
НПО ЦКТИ, СПб, 1998 г.
2. Курсовой
проект по дисциплине "Котельные установки ипарогенераторы": Учеб. -
метод. пособие. Череповец: ЧГУ, 2008