Тепловой расчет котельного агрегата ДКВР 10-13

КурсоваяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

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… Читать ещё >

Тепловой расчет котельного агрегата ДКВР 10-13 (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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:

1. Тип котла: ДКВР 10−13

2. Топливо-природный газ. Газопровод: Уренгой — Надым — Пунга — Ухта

3. Производительность котла, расчетная 14 Т/Ч

4. Давление пара на выходе из пароперегревателя 14 ат.

5. Температура перегретого пара 350°С

6. Температура питательной воды 100 °C.

Срок выдачи 14.03.2012.

Срок исполнения____________

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

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.

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 t_пп= 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

1. Площадь ограждающих поверхностей камеры горения:

а) боковые стены:

2,370 • (1,800 + 0,250) = 4,85

(2,370 + 3,445) / 2 • 1,950 = 5,65

(3,445 + 3,045) / 2 • 1,230 = 4,00

14,50 • 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:

3,045 · 2,810 = 8,55 м²

д) потолок:

2,370 · 2,810 = 6,65 м²

Итого 74,50 м²

2. Площадь ограждающих поверхностей камеры догорания:

а) боковые стены:

0,812 · (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

0,812 · 2,810 · 2 = 4,56 м² Итого 17,01 м²

3. Общая площадь ограждающих поверхностей топкиF_т = 91,51 м²

4. Объем топки:

а) камера горения:

11,50 · 2,810 = 40,70 м³

6) камера догорания:

1,41 · 2,810 = 3,96 м³ Всего V_т=44,66 м³

5. Эффективная толщина излучающего слоя

6. 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 экраномF_пл, 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 Н_л, м²
								Номер экрана	Значение x

Боковые экраны:
прямоугольная часть		2120х2	22,7			1,57	0,8		0,9	21,3
трапецеидальная часть		240х2	0,82			1,57	0,8		0,9	0,77
Передний экран			6,04			2,55			0,8	4,84
Задний экран			10,71			2,55	0,5		0,7	7,61
Экраны боковых стен камеры догорания		240х2	1,15			1,57	0,8		0,9	1,08
Первый ряд кипятильных труб			3,58			2,16	0,6		0,8	2,83
Всего		…	…	…	…	…	…	…	…	38,4

8. Степень экранирования топки ш = Н_л/ F_т= 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

Высота газохода: минимальная	а^мин	мм	По чертежу
максимальная	а^макс	мм	;	;			;
эффективная	а^э	мм					;
Ширина газохода	b	мм	;				;
Число труб поперек газохода	z₁	;	По чертежу				;
Диаметр труб	d	мм	По чертежу				;
Площадь сечения газохода		м²		2,52	3,42	2,32	;
Площадь сечения газохода, перегораживаемая трубами		м²			1,74	1,2	;
Площадь сечения газохода в свету		м²		1,52	1,68	1,12	0,8
Поверхность нагрева газохода	Н_г	м²	По данным завода изготовителя	;		93,5	;
Отношение поверхности нагрева газохода к площади сечения его в свету	;			;	67,9	83,5	;
Поверхность нагрева котла общая	Н_к	м²		;	207,5	207,5	;
Сумма величин Н_г/F_г^ж для обоих газоходов котла	;	;		;	151,4	151,4	;
Площадь сечения газоходов котла, усредненная расчетная	F_к	м²		;	1,37	1,37	;
Шаг труб вдоль оси барабана котла	s₁	мм	По чертежу	60/140			;
Шаг труб поперек оси барабана котла	s₂	мм	По чертежу	40/80			;
Эффективная толщина излучающего слоя	s	м		0,167	0,184	0,184	;
Площадь поперечного пароперегревателя для прохода пара		м²		0,0162	;	;	;

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
		Мдж/м³	35,5
Плотность газа	с	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	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			2−3	3−4
	Тощие угли	1,25
	Каменные угли (V_г? 25%)	1, 20
	Каменные угли (V_г> 25%)	1, 20		0,5	1,5	2,5
	Бурые угли	1, 20		0,5	0,5
Пылеугольные с быстроходными молотковыми мельницами и шахтными сепараторами	Каменные угли (V_г> 30%)	1,25		0,5
	Бурые угли	1,25		0,5
	Сланцы гдовские и эстонские	1,25		0,5		1,5
	Фрезерный торф	1,25
Для сжигания мазута и газа	Мазут	1,05−1,15	250−600		;	;
	Газ	1,10	250−600		;	;

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

Теоретическое количество воздуха, необходимое для горения		м³/м³		СО	0,5· 0
				Н₂	0,5· 0
				H₂S	1,5· 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
				С₆Н₁₄	(5+3,5) · 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
				Н₂	1· 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
				С₆Н₁₄	6· 0
				0,01· 99.17	0,9917
Теоретический объём водяных паров в дымовых газах		м³/м³		Н₂	1· 0
				Н₂S	1· 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
				С₆Н₁₄	7· 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

Коэффициент избытка воздуха в конце топки	б^"_т	;	1,1	;	;	;
Присос по элементам тракта	Дб	;	;	0,05	0,10	0,10
Коэффициент избытка воздуха за элементом тракта	б^"	;	1,1	1,15	1,25	1,35
Коэффициент избытка воздуха, средний	б^ср	;	1,1	1,125	1,2	1,3
Величина (б ^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	ДV_в	м³/м³	0,942	1,177	1,884	2,826
Избыточный объем водяных паров		м³/м³	0,02	0,025	0,04	0,06
Действительный объем продуктов сгорания	V_г	м³/м³	11,52	11,75	12,5	13,4
Действительный объем водяных паров		м³/м³	2,157	2,16	2,18	2,2
Объемная доля сухих трехатомных газов в продуктах сгорания		;	0,086	0,084	0,079	0,073
Объемная доля водяных паров в продуктах сгорания		;	0,187	0,184	0,174	0,164
Общая объемная доля сухих трехатомных газов в продуктах сгорания		;	0,273	0,268	0,253	0,237

Энтальпия продуктов сгорания для различных значений температуры и коэффициента избытка воздуха (I, и — таблица)


Наименование рассчитываемой величины	Формула	Объем газов, м³/м³	Температура продуктов сгорания, ^оС

Энтальпия теоретического количества воздуха, необходимого для горения		9,42	297,7	599,1	906,2	1218,9
Энтальпия сухих трехатомных газов		0,9917	40,26	84,7	132,4	182,3
Энтальпия теоретического количества двухатомных газов		7,45
Энтальпия теоретического количества водяных паров		2,137
Энтальпия теоретического количества продуктов сгорания			348,2
Энтальпия действительного количества продуктов сгорания за элементами газового тракта, ккал/м³	за топкой							323,1	358,9	394,7	614,1	651,8

								467 471
	за пароперегревателем

							465 474
	за котлом

					442 451
	за водяным экономайзером


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		;
Температура уходящих газов	и_ух	^оС	Технические соображения	;
Энтальпия уходящих газов	I_ух	ккал/м³	I, и — таблица	Для 100 ^оС Для 40^оС
Температура холодного воздуха, поступающего в котельный агрегат	t_х_. _в	^оС	Рекомендация нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов	;
Энтальпия теоретически необходимого количества холодного воздуха		ккал/м³		9,42?0,32?30	90,4
Потеря тепла от механической неполноты сгорания	q₄	%	Таблица 4	Имеет место только при сжигании твердого топлива	;
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	;
Сумма тепловых потерь	?q	%	q₂ + q₃ + q₄ + q₅ +	;	;	8,97
Коэффициент полезного действия котельного агрегата	з_к_. _а	;			;	0,91
Процент продувки котла	р	%	;		3,0	;
Тепловосприятие теплоносителя на 1 кг произведенного перегретого пара	Q_к_. _а	ккал/кг				655,0
Действительный часовой расход топлива	В	кг/ч			;
Расчетный часовой расход топлива	В_р	кг/ч		;	;
Коэффициент сохранения тепла	ц	;		(100 — 1,5) / 100	;	0,985
3.2 Тепловое напряжение топочного пространства
Расчетное тепловое напряжение топочного пространства	Q/V_т			1188?8479/ 44,66	;	226?10³
3.3 Теплоотдача излучением в топке
Полезное тепловыделение в топке	Q_т	ккал/м³
Теоретическая температура горения в топке	и_а	^оС	I, и — таблица	Для 1800 ^оС Для 56 ^оС
Коэффициент светимости пламени	m	;	;	;	0,2	;
Температура дымовых газов на выходе из топки	и" _т	^оС	Принимается предварительно	;		;
Суммарная поглощательная способность трехатомных газов	;	м. ат	r_п ?s_т	0,271?1,76	0,47	;
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами	k_г	;	Номограмма на рис.5	;	0,83	;
Суммарная сила поглощения газового потока	k_несвs_т	м. ат	k_г?r_п?s_т	0,83?0,47	0,39	;
Степень черноты несветящейся части пламени	a_несв	;	График на рис.6	;	0,32
Коэффициент ослабления лучей светящейся части факела	k_св	;	— 0,5	2,0 — 0,5	1,5	;
Суммарная сила поглощения светящейся части пламени	k_свs_т	м. ат	k_св?s_т	1,5?1,76	2,62	;
Степень черноты светящейся части пламени	a_св	;		0,9?0,93	0,840	;
Степень черноты факела	a_ф	;	(1 — m) ?a_несв+ ma_св	(1 — 0,2) ?0,32 + 0,2?0,84	0,43	;
Условный коэффициент загрязнения лучевоспринимающих поверхностей	ж	;	Рекомендации нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов	;	0,8	;
Произведение шж	;	;	ш?ж	0,42? 0,8	;	0,34
Тепловыделение в топке на 1 мІ 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	и" _т	^оС	Номограмма на рис.7	;	;
Энтальпия дымовых газов на выходе из топки	I" _т	ккал/м³	I, и — таблица	Для 1000 ^оС Для 10 ^оС
Тепло, переданное излучением в топке	Q_л	ккал/м³	ц? (Q_т — I" _т)	0,985? (8451 — 4240)	;
3.4 Пароперегреватель
Тепловосприятие пароперегревателя	Q_пп	ккал/м³
Энтальпия дымовых газов за пароперегревателем	I" _пп	ккал/м³
Температура дымовых газов за пароперегревателем		^оС	I, и — таблица	Для 700 °C Для 64°C
Средняя температура дымовых газов в пароперегревателе		^оС
Средняя температура пара в пароперегревателе		^оС				273,7
Средний температурный напор в пароперегревателе	?t_пп	^оС		;		613,3
Удельный объем пара в пароперегревателе при средней температуре	х_пп	м³/кг	Таблица воды и водяного пара	;	0,1625
Средняя скорость пара в пароперегревателе	w_пп	м/сек			39,0
Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к пару	б₂		c_d?a_н (номограмма на рис.6)	1,03? 840	865,2
Средняя скорость дымовых газов в пароперегревателе	w_г	м/сек			10,8
Коэффициент теплоотдачи конвекцией от дымовых газов к стенке	б_к		с_z?c_ф?б_н (номограмма на рис.7)	1,0?1,025?68	69,7
Суммарная поглощательная способность трехатомных газов	;	м. ат	r_п?s_пп	0,262?0,167	0,044
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами	k_несвr_п	;	Номограмма на рис.5	;	2,8
Сила поглощения газового потока	kps	;	k_г?r_п?s_пп	2,9?0,044	0,123
Степень черноты газового потока	a	;	График на рис.6	;	0,115
Коэффициент загрязнения труб	е		Рекомендации нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов	;	0,005
Температура наружной поверхности труб	t_ст	^оС
Коэффициент теплоотдачи излучением незапыленного потока	б_л		а?c_г?б_н (номограмма на рис.7)	0,115?0,96?164	18,1
Коэффициент омывания пароперегревателя дымовыми газами	щ	;	;	;	1,0
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке трубы	б₁		щ?б_к+б_л	1,0?69,7 + 18,1	87,8
Коэффициент теплопередачи в пароперегревателе	k_пп					57,4
Поверхность нагрева пароперегревателя	H_пп	м²				34,08
Невязка	;	%			— 1,44
3.5 Газоход котла
Температура дымовых газов за котлом	и" _к	^оС	Принимается предварительно	;
Энтальпия дымовых газов за котлом	I" _к	ккал/м³	I, и — таблица	;
Тепловосприятие котла по уравнению теплового баланса	Q_б	ккал/м³		0,985* (3219−1293+0,1*90,4)
Температурный напор в начале газохода	?t^б	^оС		764 — 197,4	566,6
Температурный напор в конце газохода	?t^м	^оС		300 — 197,4	102,6
Средний температурный напор в газоходе	?t_к	^оС
Срдняя температура дымовых газов в газоходе котла		^оС
Средняя скорость дымовых газов	w_к	м/сек			8,9
Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке трубы	б_к		с_z?c_ф?б_н (номограмма на рис.6)	1,0?1,03?49	49,7
Суммарная поглощательная способность трехатомных газов	;	м. ат	r_п?s_к	0,225?0,184	0,046
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами	k_г	;	Номограмма на рис.3	;		3,5
Суммарная сила поглощения газового потока	k_несвs_к	м. ат	k_г?r_п?s_к	3,5?0,046	0,161
Степень черноты газового потока	a_несв	;	График на рис.4	;	;	0,17
Коэффициент загрязнения поверхности нагрева	е		;	;	;	0,005
Температура наружной поверхности труб	t_ст	^оС
Коэффициенттеплоотдачи излучением незапыленного потока	б_л		а?c_г?б_н (номограмма на рис.8)	0,14?0,95?66	9,6
Коэффициент омывания газохода дымовыми газами	щ	;	Рекомендации нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов	;	;	0,9
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке	б₁		щ?б_к+б_л	0,9?49,7 + 9,6	54,7
Коэффициент теплопередачи в котле	k_к				43,1
Тепловосприятие котла по уравнению теплопередачи	Q_т	ккал/м³
Невязка	;	%			— 7,03
Так как значения Q_б и Q_г разнятся больше, чем на 2%, расчет повторяется при другом значениии" _к
Температура дымовых газов за котлом	и" _к	^оС	Принимается предварительно	;
Энтальпия дымовых газов за котлом	I" _к	ккал/м³	I, и — таблица	Для 200 °C Для 80°С
Тепловосприятие котла по уравнению теплового баланса	Q_б	ккал/м³		0,985* (3219−1214+0,1*90,4)
Температурный напор в начале газохода	?t^б	^оС	И_к` - t_н	764 — 197,4	566,6
Температурный напор в конце газохода	?t^м	^оС	И_к" - t_н	280 — 197,4	82,6
Средний температурный напор в газоходе	?t_к	^оС
Тепловосприятие котла по уравнению теплопередачи	Q_т	ккал/м³
Невязка	;	%			2,82
Так как значения Q_б и Q_г разнятся больше, чем на 2%, расчет повторяется при другом значениии" _к
Температура дымовых газов за котлом	и" _к	^оС	Принимается предварительно	;
Энтальпия дымовых газов за котлом	I" _к	ккал/м³	I, и — таблица	Для 200 °C Для 90°С
Тепловосприятие котла по уравнению теплового баланса	Q_б	ккал/м³		0,985* (3219−1257+0,1*90,4)
Температурный напор в начале газохода	?t^б	^оС	И_к` - t_н	764 — 197,4	566,6
Температурный напор в конце газохода	?t^м	^оС	И_к" - t_н	290 — 197,4	92,6
Средний температурный напор в газоходе	?t_к	^оС
Тепловосприятие котла по уравнению теплопередачи	Q_т	ккал/м³
Невязка	;	%			0,82
3.6 Водяной экономайзер
Тепловосприятие водяного экономайзера	Q_в_. _э	ккал/м³		0,91*8479- (4148+1010+1941)
Энтальпия воды на выходе из экономайзера	i" _в_. _э	ккал/кг
Температура воды на выходе из экономайзера	t" _в_. _э	^оС	Таблица воды и водяного пара	;
Температурный напор в начале экономайзера	?t^б	^оС		290 — 148
Температурный напор в конце экономайзера	?t^м	^оС	и_ух — t_п_. _в	140 — 100
Средний температурный напор в экономайзере	?t_в_. _э	^оС
Средняя температура дымовых газов в экономайзере		^оС
Средняя скорость дымовых газов в экономайзере	w_в_. _э	м/сек			9,4
Коэффициент омывания водяного экономайзера дымовыми газами	щ	;	Рекомендации нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов	;
Коэффициент теплопередачи в водяном экономайзере	k_в_. _э		Номограмма на рис.9	;		20,2
Поверхность нагрева водяного экономайзера	H_в_. _э	м²
Число труб водяного экономайзера	n_в_. _э	шт.
Число горизонтальных рядов труб экономайзера		шт.	n_в_. _э/z₁

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 350С и 14 ат.

Число горизонтальных рядов труб экономайзера составляет 21 шт.

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

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой