Тепловой расчет котельного агрегата ДКВР 10-13

Поверочный расчет котельного агрегата, работающего на природном газе. Сводка конструктивных характеристик агрегата. Топливо, состав и количество продуктов сгорания, их энтальпия. Объемная доля углекислоты и водяных паров по газоходам котельного агрегата.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 06.05.2014
Размер файла 706,7 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

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°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

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 топкиFт = 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 Vт=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 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 ш = 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

м2

2,52

3,42

2,32

-

Площадь сечения газохода, перегораживаемая трубами

м2

1

1,74

1,2

-

Площадь сечения газохода в свету

м2

-

1,52

1,68

1,12

0,8

Поверхность нагрева газохода

Нг

м2

По данным завода изготовителя

-

114

93,5

-

Отношение поверхности нагрева газохода к площади сечения его в свету

-

-

67,9

83,5

-

Поверхность нагрева котла общая

Нк

м2

-

207,5

207,5

-

Сумма величин Нг/Fгж для обоих газоходов котла

-

-

-

151,4

151,4

-

Площадь сечения газоходов котла, усредненная расчетная

Fк

м2

-

1,37

1,37

-

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

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

8479

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

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

м33

СО

0,5·0

0

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

м33

0,79·9,42+1/100

7,45

Объём сухих трехатомных газов

м33

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

м33

Н2

1·0

0

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

м33

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

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

бср

-

1,1

1,125

1,2

1,3

Величина (б ср-1)

-

-

0,1

0,125

0,2

0,3

Теоретический объем продуктов сгорания

м33

10,58

10,58

10,58

10,58

Избыточный объем воздуха

ДVв

м33

0,942

1,177

1,884

2,826

Избыточный объем водяных паров

м33

0,02

0,025

0,04

0,06

Действительный объем продуктов сгорания

Vг

м33

11,52

11,75

12,5

13,4

Действительный объем водяных паров

м33

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, м33

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

937

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

-

348,2

701

1067

1439

1824

2213

2616

3030

3453

3883

4314

4749

7485

79569

Энтальпия действительного количества продуктов сгорания за элементами газового тракта, ккал/м3

за топкой

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

323,1

358,9

394,7

614,1

651,8

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

4206

4673

5144

8091

8608

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

467 471

509

за пароперегревателем

-

-

-

-

-

-

-

330

381

432

-

-

-

-

-

-

-

2946

3411

3885

-

-

-

-

-

-

-

465 474

за котлом

-

-

150

226

305

-

-

851

1293

1744

-

-

442 451

за водяным экономайзером

-

104

209

-

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

иух

оС

Технические соображения

-

140

Энтальпия уходящих газов

Iух

ккал/м3

I, и - 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/м3

9,42?0,32?30

90,4

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

зк. а

-

-

0,91

Процент продувки котла

р

%

-

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

ц

-

(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

иа

оС

I, и - таблица

Для 1800 оС

Для 56 оС

8091

272

1856

Коэффициент светимости пламени

m

-

-

-

0,2

-

Температура дымовых газов на выходе из топки

и"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

-

-0,5

2,0 - 0,5

1,5

-

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?0,93

0,840

-

Степень черноты факела

aф

-

(1 - m) ?aнесв+ maсв

(1 - 0,2) ?0,32 + 0,2?0,84

0,43

-

Условный коэффициент загрязнения лучевоспринимающих поверхностей

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

-

-

1010

Энтальпия дымовых газов на выходе из топки

I"т

ккал/м3

I, и - таблица

Для 1000 оС

Для 10 оС

4206

34

4240

Тепло, переданное излучением в топке

Qл

ккал/м3

ц? (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

Температура дымовых газов за пароперегревателем

оС

I, и - таблица

Для 700°С Для 64°C

2946

273

764

Средняя температура дымовых газов в пароперегревателе

оС

887

Средняя температура пара в пароперегревателе

оС

273,7

Средний температурный напор в пароперегревателе

?tпп

оС

-

613,3

Удельный объем пара в пароперегревателе при средней температуре

хпп

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

б2

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

бк

сz?cфн (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

е

Рекомендации нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов

-

0,005

Температура наружной поверхности труб

tст

оС

495

Коэффициент теплоотдачи излучением незапыленного потока

бл

а?cгн (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?бкл

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

и"к

оС

Принимается

предварительно

-

300

Энтальпия дымовых газов за котлом

I"к

ккал/м3

I, и - 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

оС

532

Средняя скорость дымовых газов

wк

м/сек

8,9

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке трубы

бк

сz?cфн (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

е

-

-

-

0,005

Температура наружной поверхности труб

tст

оС

252

Коэффициенттеплоотдачи излучением незапыленного потока

бл

а?cгн (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?бкл

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 значениии"к

Температура дымовых газов за котлом

и"к

оС

Принимается

предварительно

-

280

Энтальпия дымовых газов за котлом

I"к

ккал/м3

I, и - 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

Ик` - tн

764 - 197,4

566,6

Температурный напор в конце газохода

?tм

оС

Ик” - 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 значениии"к

Температура дымовых газов за котлом

и"к

оС

Принимается

предварительно

-

290

Энтальпия дымовых газов за котлом

I"к

ккал/м3

I, и - 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

Ик` - tн

764 - 197,4

566,6

Температурный напор в конце газохода

?tм

оС

Ик” - 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

Температурный напор в конце экономайзера

?tм

оС

иух - 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

щ

-

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/z1

21

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.

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

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Описание котельного агрегата ГМ-50–1, газового и пароводяного тракта. Расчет объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания для заданного топлива. Определение параметров баланса, топки, фестона котельного агрегата, принципы распределения теплоты.

    курсовая работа [1,9 M], добавлен 30.03.2015

  • Описание котельного агрегата. Характеристики топлива, коэффициенты избытка воздуха по расчетным участкам, теоретические объемы воздуха и продукты сгорания. Действительные объемы продуктов сгорания, доли трехатомных газов и водяных паров, их энтальпия.

    курсовая работа [700,9 K], добавлен 28.12.2012

  • Описание конструкции и технических характеристик котельного агрегата ДЕ-10-14ГМ. Расчет теоретического расхода воздуха и объемов продуктов сгорания. Определение коэффициента избытка воздуха и присосов по газоходам. Проверка теплового баланса котла.

    курсовая работа [2,4 M], добавлен 23.01.2014

  • Описание котельного агрегата типа БКЗ-210-140. Энтальпия продуктов сгорания между поверхностями нагрева. Расчет топки, ширмового и конвективного пароперегревателя. Невязка теплового баланса парогенератора. Расчет и выбор дымососов и вентиляторов.

    курсовая работа [259,2 K], добавлен 29.04.2012

  • Конструктивные характеристики котельного агрегата, схема топочной камеры, ширмового газохода и поворотной камеры. Элементарный состав и теплота сгорания топлива. Определение объёма и парциальных давлений продуктов сгорания. Тепловой расчёт котла.

    курсовая работа [2,2 M], добавлен 05.08.2012

  • Устройство циркуляционной системы котельного агрегата ПК 14. Исходные характеристики по топливу и котельному агрегату. Пересчет составляющих топлива на рабочие массы и заданную влажность. Теоретический объем и энтальпия воздуха и продуктов сгорания.

    курсовая работа [2,0 M], добавлен 26.02.2014

  • Перерасчет количества теплоты на паропроизводительность парового котла. Расчет объема воздуха, необходимого для сгорания, продуктов полного сгорания. Состав продуктов сгорания. Тепловой баланс котельного агрегата, коэффициент полезного действия.

    контрольная работа [40,2 K], добавлен 08.12.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.