Тепловой расчет котельных агрегатов. газов, концентрация золы в дымовых газах

Тепловой расчет котельного агрегата производят с целью определения конструктивных параметров и экономических показателей. Различают конструктивный и поверочный тепловые расчеты.

Конструктивный – расчет, производимый для определения размеров топочного объема, радиационных и конвективных поверхностей нагрева, обеспечивающих номинальную производительность котла при заданных рабочих параметрах.

Целью расчета является разработка проекта нового котла при заданных характеристиках топлива, производительности и параметрах получаемого теплоносителя (пар, горячая вода).

Поверочный – расчет, при котором по заданной конструкции и геометрической характеристике поверхностей нагрева котла для конкретного вида топлива определяется реальная производительность топки и экономичность ее работы, для чего определяют:

· Тепловые потери;

· КПД котла;

· Расход топлива;

· Скорости теплоносителя, воздуха и продуктов сгорания, температуры теплоносителя и продуктов сгорания.

· Коэффициенты теплоотдачи и теплопередачи элементов поверхностей нагрева котла.

Поверочный расчет выполняется для оценки показателя экономичности, выбора вспомогательного оборудования, получения исходных данных для последующих расчетов:

Аэродинамического расчета котла и теплогенерирующей установки;

Расчета тепловой схемы;

Гидравлических и прочностных расчетов.

Поверочный расчет также производят при переводе котла на сжигание другого вида топлива, при изменении производительности параметров получаемого теплоносителя, реконструкции поверхностей нагрева.

Результаты поверочного расчета позволяют оценить кроме экономичности степень надежности работы топки по условиям шлакования, опасность появления низкотемпературной коррозии, недостаток или избыток площади поверхности пароперегревателя (если он есть).

Спецификой поверочного расчета котла является неизвестность промежуточных температур газа и теплоносителя, включая температуры уходящих газов. Поэтому расчет выполняют методом последовательных приближений, задаваясь в начале некоторыми значениями температур уходящих газов, а затем сравнивая его с результатами расчета. Допустимые значения отклонения этой температуры не должны превышать 10°С.

Теоретический объем кислорода для полного сгорания горючих компонентов, заключенных в 1 кг топлива определяется по формуле:

а для 1 м 3 газообразного топлива по формуле:

В 1 м 3 воздуха - 21% кислорода. Поэтому теоретический объем, необходимый для полного сгорания 1 кг твердого и жидкого:

или 1 м 3 газообразного топлива составит:

Для обеспечения полного сгорания топлива в топочный объем вводится воздуха больше, чем это необходимо по химической реакции V B >V O .

Вводится понятие коэффициента избытка воздуха.

Тепловой расчет котельного агрегата проводят со следующими це­лями:

Определение конструктивных характеристик и размеров радиацион­ных и конвективных поверхностей нагрева;

Определение температур ‘рабочего тела и продуктов сгорания топли­ва или другого теплоносителя, используемого для повышения темпера­тур и энтальпий рабочего тела.

Ниже изложена методика проверочного теплового расчета, выпол­няемого с целью определения характеристик рабочего тела и дымовых газов для серийно выпускаемых агрегатов. Проверочный тепловой рас­чет следует проводить после составления и расчета тепловой схемы источника теплоснабжения, когда известны следующие данные: производительность котельного агрегата;

Конечные параметры рабочего тела - давление, температура воды, пара - после котлоагрегата;

Вид и характеристики используемого топлива; способ сжигания топлива, тип топочного устройства; температуры рабочего тела, обычно воды и воздуха, поступающих в котельный агрегат;

Тип и конструктивные характеристики котельного агрегата; способы подачи воздуха и удаления продуктов сгорания из котло­агрегата;

Качество воды, поступающей в котельный агрегат, и требования по­требителя к качеству пара.

При реконструкции котлоагрегата иногда требуется выбирать тип водяного экономайзера, воздухоподогревателя, способ регулирования температуры перегретого пара и температуру уходящих газов. Тепловой расчет следует начинать с выяснения элементарного состава и теплоты сгорания рабочей массы топлива; при подсушке и размоле с удалением испаренной влаги в атмосферу необходимо пересчитать состав топлива и его теплоту — сгорания на новую влажность, с которой топливо посту­пает в топочное устройство рассчитываемого котлоагрегата. Характе­ристики топлива даются в справочниках, см., например, [Л. 12, 13], а для некоторых топлив приведены в табл. 1-3, 1-4, 1-6, 1-10 и 1-11.

Зная состав топлибэ, способ его сжигания и тип топки, следует с помощью формул (2-21) и (2-22) определить количество теоретически необходимого воздуха. При принятом типе топочного устройства следу­ет с помощью табл. 2:5 выбрать величину избытка воздуха. Там же можно найти примерные значения присосов холодного воздуха по газо­ходам или элементам агрегата и определить в каждом из них величину 78

Избытка воздуха. Для расчета объема и состава продуктов сгорания необходимо составить табл. 2-6 и с помощью выражений (2-34) для твердых и жидких топлив и (2-46) для газообразного найти теоретиче­ский объем сухих тазов.

Затем, используя выражения (2-36) для твердого и жидкого топлив и (2-47) для газообразного топлива, найти теоретические объемы водя­ных паров. Зная избытки воздуха по газоходам и элементам котлоагре — гата, можно с помощью выражений (2-35), (2-37) и (2-45) найти дей­ствительные объемы сухих газов, водяных паров и полный объем про­дуктов сгорания твердого или жидкого топлива, а для газообразного по выражению (2-50).

Рис 2-10. Пример /-^-диаграммы.

Проверить расчет можно по [Л. 12 и 13]. — Используя выражения <2-51), находят объемные доли или парциальные давления трехатомных газов и водяных паров в элементах агрегата и вносят их в табл. 2-6, «уда заносят и результаты расчетов по определению массы продуктов. сгорания, найденной с помощью выражений (2-52) и (2-53).

При расчете котлоагрегатов на твердом топливе в ту же таблицу. обычно вносят и величины концентраций летучей золы в дымовых га­зах, найденные по (2-54). Имея объемы воздуха и продуктов сгорания топлива, можно перейти к определению их энтальпии, используя для этого величины теплоемкостей, взятые из табл. 2-7, последовательно заполняя таблицу формы 2-9. Энтальпию теоретического объема дымо­вых газов подсчитывают по выражению (2-56), энтальпию теоретически (Необходимого количества воздуха по выражению (2-55) и золы по вы­ражению (2-58). Для проверки расчетов целесообразно построить диа­грамму зависимости энтальпии от температуры при нескольких избыт­ках воздуха по типу рис. 2-10.

После определения состава, количества и энтальпий продуктов сго­рания топлива следует определить расход топлива из выражения (2-70); к. п. д. находят после составления теплового баланса или берут по рас­четным (заводским) данным из каталогов и справочнике®, например из [Л. 13].

Для котлоагрегатов, в которых сжигается жидкое или газообразное топливо, сумма потерь теплоты определяется значениями с/2, <7з и <75. Величина <75, как уже отмечалось, может быть найдена из рис. 2-7 и пересчитана по формулам (2-89) и (2-90). Потери теплоты с уходящими газами <72 определяются по формулам (2-85) и (2-86), в которых тем­пературу уходящих газов можно взять по справочникам.

/При установке за котлоагрегатом водяного экономайзера количест­во теплоты, воспринятое водой, можно найти, если задаться температу­рой уходящих газов, величина которой для котлов небольшой произво­дительности может быть взята из табл. 2-13; там же даны температуры поступающего воздуха, необходимые для защиты стальных воздухопо­догревателей от интенсивной коррозии. При сжигании твердых топлив к потерям теплоты <72, <7з и <75 следует прибавить потери теплоты <74 И <7б. Их можно найти в таблицах расчетных характеристик топок с слоевым сжиганием топлива или камерных топок для сжигания пылевидного топлива, см. [Л. 12-14] и т. д.

После определения расхода топлива и подсчета по выражениям (2-99) и (2-100) видимых тепловых напряжений решетки или зеркала горения и объема топочной камеры проверяют их допустимость. При определении расхода топлива необходимо учитывать и теплоту в про­дувке по выражению (2-69), величина которой может быть принята в пределах от 0,05 до 0,10 от И котлоагрегата. При сжигании твердого топлива расчетный расход топлива определяется с учетом поправки на механическую неполноту сгорания топлива по формуле (2-81). После составления теплового баланса котлоагрегата и определения расхода топлива производят расчет топочного устройства, приняв внесенную теп­лоту равной теплоте сгорания топлива.

При наличии воздухоподогревателя необходимо выбрать темпера­туру горячего воздуха и учесть теплоту, им внесенную. Последнюю определяют с помощью формулы (2-55), учтя избыток воздуха в топке, или по составленной таблице энтальпий (см. табл. 2-9). При этом сле­дует помнить, что через Воздухоподогреватель проходит часть воздуха, попадающего в топочное устройство, а остальной воздух дают присосы. Величина последних для слоевых и камерных топок, не имеющих плот­ных гидравлических затворов в местах удаления шлака, составляет Да=0,1; для камерных тонок, в которых сжигается газ или мазут, она составляет До=0,05. Разность между избытком воздуха в топке и сум­мой присосов в топке и системе пылеприготовления Дапл составляет долю воздуха, проходящего через воздухоподогреватель, обозначаемую через р*зП:

Рбзп=От-Дат-Дсспл — (2-104)

При проверочном расчете котлоагрегатов малой и средней произво­дительности тип топочной камеры и топочное устройство для данного топлива являются заданными заводом-изготовителем.

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

НаименованиеОбозначениеВеличинаПроизводительность, кг/сД88,9Давление пара в барабане, МПаРБ15,2Давление пара за задвижкой, МПаРПП13,8Температура питательной воды, оСtПВ230Энтальпия питательной воды, кДж/кгiПВ993,4Температура насыщения, оСtНАС344Энтальпия насыщенной воды, кДж/кгiНАС2608,3Температура перегретого пара, оСtПП560Энтальпия перегретого пара, кДж/кгiПП3491,2Удельный объем насыщенного пара, м3/кгVНП0,0982Удельный объем перегретого пара, м3/кгVПП0,0257Температура холодного воздуха, оСtХВ30Температура уходящих газов, оСτУХ154Энтальпия котловой воды, кДж/кгhКВ1616,1Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель, оС50Температура воды, впрыскиваемой в пароохладитель, оСtВПР344

Таблица 2- Характеристики топлива

Наименование показателяУсловное обозначениеЕдиница измеренияВеличинаКоэффициент размолоспособностиКло1,2Температура плавления золыt1 t2 t3оС1180 1210 1230Содержание углерода на рабочую массуСР%71,5Содержание водорода на рабочую массуHР%5,0Содержание азота на рабочую массуNР%1,0Содержание кислорода на рабочую массуOР%22,2Содержание серы на рабочую массуSP%0,2Зольность на рабочую массуAP%6,0Влажность на рабочую массуWP%33Низшая теплота сгорания на рабочую массуQPккал/кг (МДж/кг)3740 (15,65)Выход летучих на рабочую массуVP%48Влажность гигроскопическаяWги%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;

-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;

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.

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

0

КУРСОВАЯ РАБОТА

Тепловой расчет котельного агрегата КВ-ТС-30

Содержание
1 Введе-ние……………………………...……………………………………………..….4
2 Исходные данные. 4
3 Расчет объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания. 5
3.1 Определение присосов воздуха и коэффициентов избытка воздуха по отдельным газоходам 5
3.2 Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания 6
3.3 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания 9
4 Расчетный тепловой баланс и расход топлива. 10
5 Расчет топочной камеры. 13
6 Расчет фестона. 18
7 Расчет конвективных пучков. 22
8 Расчет воздухоподогревателя. 27
9 Сводная таблица теплового расчета и расчетная невязка теплового баланса. 31
Приложение 1. диаграмма………………………………………………………..33
Список использованной литературы 34

1 Введение

Котёл серии КВ-ТС-30 необходим для нагревания воды. Предназначен для сжигания твёрдого топлива, оборудуется слоевой топкой с пневмомеханическим забрасывателем и цепной решёткой обратного хода.
Имеет П-образную компоновку, экранированы боковые стены и задняя стена. В то-почной камере фронтового экрана нет, боковые экраны выполнены наполовину из Г-образных труб диаметром 60х3 мм.
Конвективная поверхность нагрева котла представляет собой U-образные ширмы, со-бранные в один пакет. Стояки ширм выполнены из труб диаметром 83х3,5 и расположе-ны на боковых стенах конвективной шахты.

2 Исходные данные

Тип котла КВ-30-ТС
Тип топки Слоевая с пневмомеханическими забрасыва-телями и решётками обратного хода типа ТЛЗ, ТЧЗ
Теплопроизводительность 34,89 мВт
Температура воды на входе в котёл 70 °С
Температура воды на выходе из котла 150 °С

В качестве топлива используется твердое топливо Назаровского месторождения.
Топливо имеет следующие расчетные характеристики:
1. Рабочая масса, %:

2. Максимальное содержание, %:

3.
4. Нелетучий осадок: спекшийся
5. Плавкость золы, :

6. Объем воздуха (при), :

9. Объем продуктов сгорания, :

Приведенные характеристики топлива:

3 Расчет объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания.
3.1 Определение присосов воздуха и коэффициентов избытка воздуха по отдельным га-зоходам

Значение коэффициента избытка воздуха в отдельных сечениях газохода:
, где
номер поверхности нагрева после топки по ходу продуктов сгорания;
коэффициент избытка воздуха на выходе из топки.
Расчет ведется согласно таблице 1.

Таблица 1. Присосы воздуха по газоходам и расчетные коэффициенты избытка воздуха

Участок газового тракта Присосы Расчетный к-т
избытка воздуха
1. Топка
0,1
1,5
2. Фестон
0
1,55
3. Конвективный пакет
0,05
1,575
4. Воздухоподогреватель
0,03
1,615
3.2 Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания

При тепловом расчете паровых и водогрейных котлов определяются теоретические и действительные объемы воздуха и продуктов сгорания.
Последовательность расчета:
1. Определение теоретического объема воздуха, необходимого для полного сгорания:

Определение теоретического объема азота в продуктах сгорания:

2. Определение объема трехатомных газов:

3. Определение теоретического объема водяных паров:

4. Определение действительного объема водяных паров:

Конвективный пакет:

Воздухоподогреватель:

Данные заносим в таблицу 2.
5. Определение полного объема продуктов сгорания:

Конвективный пакет:

Воздухоподогреватель:

Данные заносим в таблицу 2.
6. Определение объемной доли трехатомных газов и водяных паров, а также сум-марной объемной доли:

Конвективный пакет:

Воздухоподогреватель:

Данные заносим в таблицу 2.
7. Определение концентрации золы в дымовых газах:
, где
доля золы топлива в уносе, принимается по .

Конвективный пакет:

Воздухоподогреватель:

Данные заносим в таблицу 2.

Таблица 2. Объемы продуктов сгорания, объемные доли трехатомных газов, концентрация золы

Величина Теоретические объемы:
; ;
;
Газоход
Топка Фестон Конвек-тивный пакет Воздухо-подогре-ватель
Средний коэффициент избытка 1,5 1,55 1,575 1,615
Объем водяных паров,
0,76 0,763 0,766 0,769
Полный объем продуктов сгорания,
9,64 9,94 10,1 10,34
Объемная доля трехатомных газов 0,114 0,111 0,109 0,106
Объемная доля водяных паров 0,079 0,077 0,076 0,074
Суммарная объемная доля 0,193 0,188 0,185 0,18
Концентрация золы в дымовых газах,

0,21
273,86
0,204
265,59 0,201
261,39 0,196
255,32

3.3 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Последовательность расчета:
1. Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания, отнесён-ные к 1 кг или 1 м3 топлива при соответствующей температуре приводятся в таб-лицах XIV, XV .
2. Определение энтальпии избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур:

3. Определение энтальпии продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха:
, где
энтальпия золы не учитывается, так как;
, где
энтальпия 1 золы определяется по таблице XIII.
Результаты расчета энтальпии продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сво-дим в таблицу 3.

Таблица 3. Энтальпия продуктов сгорания
Поверхность нагрева Температура после поверх-ности нагрева,

2000
1800
1600
1400
1200
1100
1000
900
800
700
18465
16450
14481
12511
10571
9612
8652
7718
6813
5904
22278
19810
17376
14979
12599
11451
10307
9168
8041
6943
31510,5
28035
24616,5
21234,5
17884,5
16257
14633
13027
11447,5
9895

2000
1800
1600
1400
1200
1100
1000
900
800
700

18465
16450
14481
12511
10571
9612
8652
7718
6813
5904
22278
19810
17376
14979
12599
11451
10307
9168
8041
6943
32433,75
28857,5
25340,55
21860,05
18413,05
16737,6
15065,6
13412,9
11788,15110190,2
Конвективный пакет

600
500
400
300
200
4999
4123
3264
2426
1605 5870
4831
3809
2816
1852 8744,43
7201,73
5685,8
4210,95
2774,88
Воздухоподо-греватель

300
200
100
2426
1605
796 2816
1852
913 4307,99
2839,08
1402,54

4 Расчетный тепловой баланс и расход топлива

Последовательность расчета:
1. Определение располагаемой теплоты:
Так как используется твердое топливо и нет подогрева воздуха вне котлоагрегата, то:
, где
низшая теплота сгорания топлива, .

2. Определение потерь теплоты от химической неполноты сгорания:
3. Определение потерь теплоты от механической неполноты сгорания:
- принимаем по таблице .
4. Определение температуры уходящих газов:
- была принята предварительно.
5. Определение энтальпии уходящих газов:
Для принятой температуры уходящих газов по таблице 3 находим энтальпию уходя-щих газов:

6. Определение температуры воздуха в котельной:
Принимается равной:

7. Определение энтальпии воздуха в котельной:
Для принятой температуры воздуха в котельной находим энтальпию по формуле:

8. Определение потерь теплоты с уходящими газами:

9. Определение потерь теплоты от наружного охлаждения:
- принимается по
10. Определение потерь с теплом шлака:
, где
доля золы в топливе, перешедшей в шлак;
энтальпия золы, определяется по ;

Располагаемая теплота, .

11. Определение суммы тепловых потерь:

12. Определение КПД агрегата:

13. Определение коэффициента сохранения теплоты:

14. Определение полезной мощности котла:

(из задания)

15. Определение полного расхода топлива:

16. Определение расчетного расхода топлива:

Данные по расчету теплового баланса и расхода топлива заносим в таблицу 4.

Таблица 4. Тепловой баланс теплогенератора

1. Располагаемая теплота

13010
2. Потеря теплоты от химической неполноты сгорания

0,75
3. Потеря теплоты от механиче-ской неполноты сгорания

5,5
4. Температура уходящих газов

230
5. Энтальпия уходящих газов

3279,75
6. Температура воздуха в котель-ной

30
7. Энтальпия воздуха в котельной

239,6
8. Потеря теплоты с уходящими газами

11,98
9. Потеря теплоты от наружного охлаждения

0,95
10. Потеря с теплом шлака

0,26
11. Сумма тепловых потерь

19,44
12. КПД агрегата

80,56
13. Коэффициент сохранения теп-лоты

0,988
14. Тепловая мощность котлоагре-гата

34,89
15. Полный расход топлива

1,9
16. Расчетный расход топлива

5 Расчет топочной камеры

Последовательность расчета:
1. Предварительно задаемся температурой продуктов сгора¬ния на выходе из то-почной камеры:
Принимаем температуру продуктов сгорания на выходе из топочной камеры равной 950 .
2. Определение полезного тепловыделения в топке:
Так как нет подогрева воздуха вне котлоагрегата и нет возврата продуктов сгорания в топку, то:
, где
- теплота, вносимая в топку воздухом;

3. Определение коэффициента тепловой эффективности экранов:
, где
угловой коэффициент, принимаем по ;
коэффициент загрязнения топочных экранов, принимаем по

4. Определение эффективной толщины излучающего слоя:
, где
объем топочной камеры, принимаем по ;

поверхность стен топочной камеры, принимаем по
.

5. Определение коэффициента ослабления лучей:
, где
коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, где
объемная доля водяных паров, принимаем по таблице 2;
парциальное давление трехатомных газов;
суммарная объемная доля трехатомных газов, принимаем по
таблице 2;
давление в топочной камере котлоагрегата;
абсолютная температура на выходе из топочной камеры, принята по предварительной оценке п.1.

Коэффициент ослабления лучей золовыми частицами
(номограмма 4);
концентрация золы в дымовых газах (таблица 2.2);
коэффициент ослабления лучей частицами кокса, принимается равным 0,15 .

6. Определение суммарной оптической толщины среды:

7. Определение степени черноты факела:
Для твердого топлива степень черноты факела равна степени черноты среды, за-полняющей топку и определяется по формуле:
, где
основание натурального логарифма

8. Площадь зеркала горения (активной части колосниковой решетки):
9. Определение степени черноты топки:
, где
площадь зеркала горения принятой к установке топки.

10. Определение параметра в зависимости от относительного положения мак-симума температуры пламени по высоте топки:

Принимаем равным 0,1.

11. Определение средней суммарной теплоемкости продуктов сгорания на сжигаемого твердого топлива при нормальных условиях:
, где
теоретическая (адиабатная) температура горения, определяемая из таблицы 3 по значению, равному энтальпии продуктов сгорания;
температура (абсолютная) на выходе из топки, принятая по предварительной оценке;
энтальпия продуктов сгорания принимается по таблице 3 при принятой на вы-ходе из топки температуре;
полезное тепловыделение в топке.

12. Определение действительной температуры на выходе из топки:

Так как расхождение между полученной температурой и ранее принятой на вы-ходе из топки не превышает, то расчет считаем оконченным.
Полученную температуру проверяют на устойчивость горения и отсутствие шла-кования поверхностей, расположенных в выходном окне топки .
13. Определение удельной нагрузки колосниковой решетки и топочного объема:

14. Определение общего тепловосприятия топки:

Данные по расчету топочной камеры заносим в таблицу 5.

Таблица 5. Поверочный расчет теплообмена в топке

Рассчитываемая величина Обозначение Размерность Значение
1. Полная площадь стен

134,4
2. Наружный диаметр труб

60
3. Шаг труб

64 и 85
4. Угловой коэффициент

1
5. Площадь лучевоспринимающих поверхностей экранов

34,08
6. Площадь лучевоспринимающей поверхности топки

34,08
8. Степень экранирования топки

0,25
9. Коэффициент загрязнения экра-нов

0,6
10. Коэффициент тепловой эффек-тивности экрана

0,6
11. Средний коэффициент тепло-вой эффективности экрана

0,15
12. Температура газов на выходе из топки

950
13. Энтальпия газов на выходе из топки

24095
14. Полезное тепловыделение в топке

25576,2
15. Эффективная толщина излуча-ющего слоя

2,08
16. Относительный уровень распо-ложения горелок

-
17. Параметр, учитывающий рас-пределение температуры в топ-ке

0,54
18. Коэффициент избытка воздуха в топке

1,4
19. Присос воздуха в топке

0,1
20. Энтальпия холодного воздуха

239,6
21. Количество теплоты, вносимое в топку воздухом

3000,1
22. Теоретическая (адиабатная) температура горения

1628,1
23. Объемная доля водяных паров

0,079
24. Объемная доля трехатомных газов

0,114
25. Суммарная объемная доля трех-атомных газов

0,04
27. Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами

7,34
28. Коэффициент ослабления лучей золовыми частицами

0,64
29. Коэффициент ослабления лучей коксовыми частицами

0,15
30. Концентрация золы в газах

0,21
31. Коэффициент ослабления лучей

1,7
32. Суммарная оптическая толщина среды

0,35
33. Степень черноты факела

0,295
34. Степень черноты топки

0,82
35. Средняя суммарная теплоем-кость продуктов сгорания

17,3
36. Действительная температура на выходе из топки

529,3
39. Тепловосприятие топки

6 Расчёт фестона

Таблица 6. Поверочный расчёт фестона

Наименование определяемой вели-чины Обозна-чение Ед. изм. Расчетная формула или способ опреде-ления Результат
1 . Наружный диаметр труб d м по чертежу 0,06
2. Количество труб в ряду z1 шт. по чертежу 11
3. Количество рядов труб z2 шт. по чертежу 4
4. Общее количество труб z шт. по чертежу 46
5. Средняя длина трубы 1ср м по чертежу 4,5
6. Расчетная площадь поверхности нагрева H м2 πdlcp z 39
7. Характер расположения труб конструктивно Шахматный
8. Шаги труб - поперек хода газов - по ходу газов s, мм конструктивно 256
s2 мм 180
9. Относительные шаги поперечный продольный σ1 S, /d 4,27
σ2 S2/d 3
10.Размеры се газохода поперек дви-жения газов A мм по чертежу и схеме фестона 2,64
В 2,175
11 . Длина проекции трубы lпр м по чертежу 1,942
12. Площадь живого сечения для прохода газов F м2 AB-lnpdz1 2,64*2,175-1,942*0,06*11
=4,47
13. Температура газов перед фесто-ном υ’ф °C из расчета топки 1006
14. Энтальпия газов перед фестоном I’Ф кДж из расчета топки 14730,4
кг
15 . Температура газов за фестоном υ’’ф °С по
предварительному выбору 1006-53=953
16. Энтальпия газов перед фестоном 1’’Ф кДж по табл.3 14288,83
кг

17. Количество теплоты, отданное фестону Qг кДж/кг
0,988*
(14730,4 -14288,83+ 0,05*239,6) =448,11
18. Средняя температура газов
°С
0,5·(1006+953)=979,5
19. Теплопроизводительность котла N МВт по заданию 34,89
20. Температура воды
- на входе
- на выходе
t’
t’’ °С по заданию
70
150
21. Расход воды через котёл Gк кг/с

22. Нагрев воды в экранах топки
°С

23. Температура воды на входе в фе-стон
°С
70+44,2=114,2
24. Температура воды на выходе из фестона
°С

25. Средняя температура воды в фе-стоне
°С

26. Температурный напор на входе в фестон
°С

27. Температурный напор на выходе из фестона
°С

28. Среднелогарифмический темпе-ратурный напор
°С

29. Секундный объём газов

30. Расчётная скорость газов ω

31. Коэффициент теплоотдачи кон-векцией

п. 5.2.1
номограмма13
рис. 6.2
32. Толщина излучающего слоя S м

33. Коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами кг
номограмма3
рис.5.4 10,9
34. Суммарная поглощательная спо-собность трёхатомных газов

35. Концентрация золы в газовом потоке
г/м3

36. Коэффициент ослабления лучей золовыми частицами кз
номограмма 4

рисунок 5.4 0,047
37. Суммарная оптическая толщина запылённого газового потока КРS

38. Степень черноты излучающей среды а номограмма 2
рисунок 5.6 0,68
39. Температура загрязнённой стен-ки труб tз °С
115,7+80=
=195,7
40. Коэффициент теплоотдачи излу-чением л

п. 5.2.1
номограмма19
рис. 6.4 170·0,68·
·0,99=114,44
41. Коэффициент использования поверхности нагрева
Для фестонов =1
1
42. Коэффициент теплоотдачи от газов стенке

43. Коэффициент тепловой эффек-тивности
таблица 7.1
таб.6.1, 6.2 0,65
44. Коэффициент загрязнения

45. Коэффициент теплопередачи К

46. Тепловосприятие по уравнению теплопередачи

47. Расхождение расчётных тепло-восприятий

Расхождение не превышает ±5 %, а значит температура выбрана верно и она может участвовать в последующих расчётах.
7 Расчет конвективных пучков
Конвективная поверхность нагрева водогрейных котлов представляет собой U-образные ширмы из змеевиков диаметром 28*3 мм, собранные в один или два пакета. Змее-вики привариваются в два ряда к каждому стояку и образуют шахматный пучок с шагами s1=64 и s2=40 мм.

Таблица 7. Поверочный расчёт конвективных ширм
Наименование определяемой ве-личины Обозна-чение Ед. изм. Расчётная формула или способ определения Результат
Боковые стены конвективной шахты
1. Количество сто-яков
шт. по чертежу 33
2. Диаметр труб стояков
м по чертежу 0,083
3. Длина труб сто-яков
м по чертежу 4,132
4. Расчётная пло-щадь поверхности нагрева
м2

Конвективные ширмы
5. Наружный диа-метр труб d мм по чертежу 0,028
6. Шаги труб S1
S2 мм конструктивно 64
40
7. Относительные шаги σ1
σ2 S1/d
S2/d 64/28=2,28
40/28=1,43
8. Количество ширм по ширине газохода z1 шт.

9. Количество па-кетов в газоходе n шт. по конструкции котла 1
10. Количество пе-тель в ширме
шт. по чертежу 8
11. Количество ря-дов труб
шт.

12. Длина ширмы
м по чертежу
13. Длина трубы поперёк газохода
м по чертежу 2,6
14. Поверхность нагрева ширмы
м2

15. Поверхность нагрева конвек-тивных пакетов
м2

16. Количество труб задней и пе-редней стены
шт. конструктивно 92
17. Длина труб
м конструктивно 4,082
18. Поверхность нагрева стен
м2

19. Суммарная по-верхность нагрева пучка
м2 + +

20. Размеры сече-ния газохода попе-рёк движения га-зов
А
Б м по чертежу 1,85
3,04
21. Живое сечение газохода F м2

22. Температура газов перед кон-вективным пучком (КП)

из расчёта фестона 953
23. Энтальпия га-зов перед КП
кДж/кг из расчёта фестона 14288,83
24. Температура газов за КП

согласно тепловой схе-ме котла 953-400=553
25. Энтальпия га-зов за КП
кДж/кг по таблице 3 8019,36
26. Количество теплоты, отданное КП
кДж/кг

27. Средняя темпе-ратура газов

28. Температура воды на входе в КП

117,2
29. Температура воды на выходе из КП

по заданию 170
30. Средняя темпе-ратура воды в КП

31. Температурный напор на входе в КП

32. Температурный напор на выходе в КП

33. Среднелога-рифмический тем-пературный напор

34. Секундный объём газов

35. Расчётная ско-рость газов ω

36. Коэффициент теплоотдачи кон-векцией

номограмма13
рис. 6.2
37. Толщина излу-чающего слоя S м

38. Коэффициент ослабления лучей трёхатомными га-зами Кг

39. Концентрация золы в газовом по-токе

из таблицы 2 0,201
40. Коэффициент ослабления лучей золовыми части-цами Кз

41. Суммарная оп-тическая толщина запылённого газо-вого потока KPS -

42. Степень черно-ты излучающей среды а - номограмма 2
рис. 5.6 0,244
43. Температура загрязнённой стенки труб

44. Коэффициент теплоотдачи излу-чением

номограмма19
рис. 6.4
45. Коэффициент использования по-верхности нагрева
- - 0,95
46. Коэффициент теплоотдачи от га-зов стенке

47. Коэффициент тепловой эффек-тивности
- таблица 7.1
таблица 6.1, 6.2 0,65
48. Коэффициент загрязнения
-

49. Коэффициент теплопередачи K

50. Тепловосприя-тие по уравнению теплопередачи

51. Расхождение расчётных тепло-восприятий
%

Расхождение не превышает 2 %, значит, температура выбрана верно и она может участвовать в последующих расчётах.

8 Расчёт воздухоподогревателя

Воздухоподогреватель служит для повышения экономичности котлоагрегата и интен-сификации процесса сжигания. Водогрейные котлы, сжигающие высоковлажные бурые угли, имеют воздухоподогреватели.
В выпускаемой серии водогрейных котлов КВ-ТСВ применяются трубчатые воздухо-подогреватели одноходовые по воздуху и газам с диаметром труб Ø40x1,6. Трубы располо-жены вертикально в шахматном порядке с шагами S1=60 мм, S2=42 мм. Воздухоподогрева-тель является последней конвективной поверхностью нагрева по ходу газов и располагает-ся в вертикальной шахте, при общей П-образной компоновке водогрейного котла. Возду-хоподогреватель работает по схеме продольного омывания труб газами и поперечного смывания воздухом.
Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель ten выбирается в зависимости от вида топлива из условия отсутствия конденсации водяных паров на поверхности нагрева. Для сухого топлива ten=30°С.

Таблица 8. Расчёт воздухоподогревателя
Наименование опре-деляемой величины Обозначе-ние Единица измерения Расчётная формула или спо-соб определения Результат
1. Диаметр труб:
наружный
внутренний
средний
d
dвн
dср мм

2. Шаги труб:
поперечный
продольный
S1
S2
конструктивно

60
42
3. Относительные шаги
-

4. Эквивалентный диаметр dэ
мм
36,8
5. Температура воз-духа на входе в воз-духоподогреватель

в зависимости от вида топ-лива 50
6. Энтальпия воздуха на входе в воздухо-подогреватель
кДж/кг по I-υ диаграмме 57,13
7. Температура воз-духа на выходе из воздухоподогревате-ля

по заданию 200
8. Энтальпия воздуха на выходе из возду-хоподогревателя
кДж/кг по I-υ диаграмме 4307,99
9. Коэффициент из-бытка воздуха на вы-ходе из воздухоподо-гревателя
-
1,4-0,1=1,3
10. Доля рециркули-рующего воздуха
-

11. Количество теп-лоты, полученное воздухом
кДж/кг

12. Коэффициент со-хранения тепла φ - из таблицы 4 0,988
13. Энтальпия и тем-пература газов на входе в возд -тель

из расчёта предыдущей по-верхности 8019,36

553
14. Энтальпия приса-сываемого воздуха

кДж/кг

15. Энтальпия газов на выходе из возду-хоподогревателя

16. Температура газов на выходе из возду-хоподогревателя

по I-υ диаграмме 534,14
17. Температурный напор на горячем конце воздухоподо-гревателя

534,14-200=334,14
18. Средняя темпера-тура газов

19. Средняя скорость газов
м/с принимается предваритель-но 10
20. Средний объём газов
м3/кг таблица 2 10,34
21. Площадь живого сечения труб для прохода газов
м2

22. Коэффициент теплоотдачи с газо-вой стороны

23. Средняя темпера-тура воздуха

24. Средняя скорость воздуха
м/с

25. Площадь живого сечения для прохода воздуха

26. Коэффициент теплоотдачи с воз-душной стороны

27. Коэффициент ис-пользования возду-хоподогревателя
- , таблица 7-4 0,85
28. Коэффициент теплопередачи К

29. Разность темпера-тур между средами:
наибольшая
наименьшая

30. Средний темпера-турный напор при противотоке

31. Перепад темпера-тур:
наибольший
наименьший

32. Безразмерный па-раметр P -

33. Безразмерный па-раметр R -

34. Коэффициент пе-ресчёта от противо-точной схемы к пере-крёстной

номограмма 31 1
35. Температурный напор

415,59
36. Поверхность нагрева Н м2

37. Общее число труб для прохода газов Z шт.

38. Длина труб L м

39. Число рядов труб поперёк хода воздуха Z1 шт.

40. Число рядов по ходу воздуха Z2 шт. Z/Z1 5240/48=66
41. Глубина шахты b м

42. Ширина шахты возд - теля а м

9 Сводная таблица теплового расчёта и расчётная невязка теплового баланса

В результате теплового расчёта водогрейного котла определяют температуру уходя-щих газов, а при наличии воздухоподогревателя и температуру горячего воздуха.
Если расчётная температура уходящих газов отличается от принятой в начале расчёта не более чем на ±10°С, то расчёт теплообмена в котле считается законченным, а найденные температуры - окончательными.
По расчётной температуре уходящих газов υух уточняют потерю теплоты с уходящими газами q2, КПД котла ηка и расход топлива Вр. Далее, по расчётному значению температуры горячего воздуха уточняют полезное тепловыделение в топке Qnm и тепловосприятие луче-воспринимающих поверхностей топки Qтл.
После уточнения балансовых величин составляют сводную таблицу теплового расчёта котла (таблица 9). По данным этой таблицы находят расчётную невязку теплового баланса котла, кДж/кг,
,
где - количество теплоты, воспринимаемое поверхностями нагрева топки, фестона, конвективных пакетов. Значение невязки при правильно выполненном расчёте не должно превышать 0,5% от Qpp:
=82,54
82,54/13010*100=0,36%<0,5%
Расчёт выполнен верно.

Таблица 9. Сводная таблица теплового расчёта котла

Наименование Обозначение Ед. изм. Величина
Тепловой баланс
Располагаемая теплота топлива
кДж/кг 13010
Температура уходящих газов

230
Потеря теплоты с ухо-дящими газами q2 % 5,5
КПД котла
% 80,56
Расход топлива Вр кг/с 1,8
Топка
Температура подогрева воздуха tг.в.
175
Теплота, вносимая воз-духом Qв кДж/кг 3000,1
Полезное тепловыделе-ние Qпт кДж/кг 25576,2
Температура газов на выходе

1006
Тепловосприятие топки Qлт кДж/кг 10715,7
Энтальпия газов на вы-ходе I’’т кДж/кг 24095
Фестон
Температура газов на входе

1006
Температура газов на выходе

953
Энтальпия газов на входе
кДж/кг 14730,4
Энтальпия газов на вы-ходе
кДж/кг 14288,83
кДж/кг 437,36
Конвективный пучок
Температура газов на входе

953
Температура газов на выходе

553
Энтальпия газов на входе
кДж/кг 14288,83
Энтальпия газов на вы-ходе
кДж/кг 8019,36
Тепловосприятие по-верхности нагрева
кДж/кг 6212,67

Список использованной литературы

1. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. - М.: Энергия, 1973.-295 с.
2. Эстеркин Р. И. Котельные установки: курсовое и дипломное проектирование/ Р.И. Эстер-кин - Л.: Энергоатомиздат, 1989.-279 с.
3. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой прозводи-тельности/ К.Ф. Роддатис - М.: Энергоатомиздат, 1989.-466с.
4. Гусев Ю.Л. Основы проектирования котельных установок/Ю.Л. Гусев - М.: Стройиздат, 1973.-248с.
5. Карауш С.А. Современные котлы малой и средней мощности: Методические указания. / С.А. Карауш, Томск.: 2000.-37с.
6. Бузников Е.Ф. Производственные и отопительные котельные/Е.Ф. Бузников, К.Ф. Родда-тис - М.: Энергия, 1984.-230с.

Скачать: У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера.

Данный Нормативный метод теплового расчета котельных агрегатов, составленный совместно Всесоюзным теплотехническим и Центральным котлотурбинным институтами и утвержденный Научно-техническими советами Минтяжмаша и Минэнерго, выпущен для использования предприятиями этих министерств взамен изданного Госэнергоиздатом в 1957 г. Одновременно готовится новое, обязательное для применения, издание Нормативного метода с использованием единиц, предусмотренных государственным стандартом «Единицы физических величин». Основной текст книги содержит методику теплового расчета котельных агрегатов с необходимыми расчетными таблицами и номограммами. В приложениях даны краткие указания по проектированию котельных агрегатов, расчету и проектированию пароохладителей, расчету температуры стенки труб и воздухоподогревателя с промежуточным теплоносителем, а также примеры расчетов. Книга предназначена для проектировщиков и конструкторов котельных агрегатов, инженеров электростанций и наладочных организаций, для преподавателей и студентов высших технических учебных заведений.

Глава 1. Общие положения
Глава 2. Топливо
Глава 3. Физические характеристики рабочих тел, используемые в тепловом расчете котельных агрегатов
Глава 4. Объемы и энтальпии воздуха и продуктов сгорания
Глава 5. Тепловой баланс котельного агрегата
Глава 6. Расчет теплообмена в топке
Глава 7. Расчет конвективных и ширмовых поверхностей нагрева
Глава 8. Рекомендации по методике расчета котельного агрегата

Приложения

Условные обозначения
Краткие указания по проектированию топочных устройств и поверхностей нагрева
Указания по проектированию расчету пароохладителей и теплообменников
Определение расчетной температуры металла стенок труб
Расчет теплообмена в однокамерных топках по методу ВТИ-ЭНИН
Расчет теплообмена в двухкамерных топках по методу ЦКТИ
Расчет воздухоподогревателя с промежуточным теплоносителем
Примерные тепловые расчеты
Автоматизация поверочного теплового расчета

Расчетные характеристики твердых и жидких топлив
Расчетные характеристики газообразных топлив
Средняя теплоемкость воздуха и газов
Физические характеристики воздуха и дымовых газов среднего состава
Коэффициент динамической вязкости воды и водяного пара
Коэффициент теплопроводности воды и водяного пара
Критерий Рг физических свойств воды и водяного пара
Физические характеристики газообразных топлив
Средняя теплоемкость, горючих газов
Физические характеристики мазутов
Коэффициент теплопроводности мазутов
Объемы воздуха и продуктов сгорания твердых и жидких топлив
Объемы воздуха и продуктов сгорания газообразных топлив
Энтальпии 1 м3 воздуха и газов и 1 кг золы
Энтальпии воздуха и продуктов сгорания на 1 кг твердых и жидких топлив
Присосы воздуха в газоходах котельных агрегатов при номинальной нагрузке
Средние значения Δαпл для систем пылеприготовления
Расчетные характеристики камерных топок с твердым шлакоудалением для котельных агрегатов производительностью 75 т/ч и выше при сжигании пылевидного топлива
Расчетные характеристики камерных топок с твердым шлакоудалением для котельных агрегатов производительностью 50-25 т/ч при сжигании пылевидного топлива
Расчетные характеристики открытых и полуоткрытых топок с жидким шлакоудалением для котельных агрегатов производительностью выше 75 т/ч
Расчетные характеристики цикленных и двухкамерных топок
Расчетные характеристики камерных топок котлов производительностью выше 75 т/ч для сжигания горючих газов и мазутов
Расчетные характеристики слоевых механизированных топок
Степень выгорания топлива β по высоте топки (по поданному топливу)
Удельные объемы и энтальпии сухого насыщенного пара и воды на кривой насыщения
Удельные объемы и энтальпии воды
Удельные объемы и энтальпии перегретого пара при докритическом давлении
Удельные объемы и энтальпии при сверх критическом давлении
Удельные объемы и энтальпии в критической и околокритической областях

Номограммы:

Угловые коэффициенты экранов
Степень черноты продуктов сгорания
К определению коэффициента ослабления лучей трехатомными газами
К определению коэффициента ослабления лучей золовыми частицами
Коэффициенты, характеризующие неравномерность освещенности ширм
Степень черноты камерных топок
Расчет теплопередачи в однокамерных и полуоткрытых топках
Безразмерная разность температур в шлаковой пленке
Эффективная поглощательная способность гладкотрубных экранов
Расчет теплопередачи в камере охлаждения двухкамерных топок, а также в однокамерных и полуоткрытых топках по методу ВТИ-ЭНИНМ
Коэффициент распределения тепловосприятия по высоте топки
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании коридорных гладкотрубных пучков
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании шахматных гладкотрубных пучков
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при продольном омывании для воздуха и дымовых газов
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при продольном омывании для перегретого пара в докритической области
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при продольном омывании для некипящей воды
Коэффициент теплоотдачи конвекцией для пластинчатых воздухоподогревателей Коэффициент теплоотдачи конвекцией для регенеративных воздухоподогревателей
Коэффициент теплоотдачи излучением
Коэффициент теплопередачи чугунных ребристых водяных экономайзеров ВТИ и ЦККБ
Приведенные коэффициенты теплоотдачи с газовой стороны чугунных ребристых и ребристо-зубчатых воздухоподогревателей
Приведенные коэффициенты теплоотдачи с воздушной стороны чугунных ребристых и ребристо-зубчатых воздухоподогревателей
Приведенные коэффициенты теплоотдачи чугунного ребристого плитчатого воздухоподогревателя Кусинского завода
Коэффициент эффективности ребер
Коэффициент теплоотдачи конвекцией коридорных пучков труб с поперечными ленточными и шайбовыми ребрами
Коэффициент теплоотдачи конвекцией шахматных пучков труб с поперечными ленточными и шайбовыми ребрами
Коэффициент теплоотдачи конвекцией шахматных пучков труб с плавниками
Коэффициент теплоотдачи конвекцией шахматных пучков труб с проволочным оребрением
Температурный напор при последовательно-смешанном токе
Температурный напор при параллельно-смешанном токе
Температурный напор при перекрестном токе
Определение длины защитной рубашки впрыскивающих пароохладителей
Коэффициент теплоотдачи при конденсации пара в пучке горизонтальных труб
Коэффициент теплоотдачи при конденсации пара, движущегося вдоль вертикальной трубы
Коэффициент теплоотдачи при сверхкритическом давлении в области больших теплоемкостей
Коэффициент теплоотдачи при продольном омывании для кипящей воды
Угловые коэффициенты ширмовых и змеевиковых поверхностей нагрева
Коэффициент облученности точек с максимальным тепловосприятием (для труб ширм)
Коэффициент облученности точек с максимальным тепловосприятием (для труб коридорных пучков)
Коэффициент облученности точек с максимальным тепловосприятием (для труб шахматных пучков)
Коэффициент растечки для труб конвективных поверхностей нагрева
Коэффициент растечки для экранных труб
Коэффициент растечки для труб двусветных экранов
Коэффициент растечки в лобовых точках плавниковых труб при двустороннем облучении
Коэффициент растечки в корне плавника радиационных поверхностей нагрева
Поправка на смещение плавника
Коэффициент учета влияния сварных швов
Коэффициент растечки μпл в вершине плавника
Коэффициент формы плавника А
Поправка к коэффициенту растечки μпл при двустороннем облучении
Коэффициент растечки в лобовой точке при конвективном тепловосприятии
Коэффициент растечки в корне плавника при конвективном тепловосприятии
Относительная средняя тепловая нагрузка плавниковой трубы (без учета плавников)
Параметр α0
Коэффициент М
Коэффициент растечки μк.п в корне перемычки
Коэффициент I0
Коэффициент растечки μд(0) (для труб равных диаметров)
Поправка Δμд к коэффициенту растечки μд(0)
Коэффициент Rд
Коэффициент концентрации теплового потока в ножке шипа
Коэффициент растечки для ошипованной трубы
Комплекс А