Тепловой расчет котельного агрегата ДКВР 10-13

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО  ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОУ ВПО ЧЕРЕПОВЕЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

Инженерно-технический  институт

 

 

Кафедра промышленной

теплоэнергетики

 

 

 

 

курсовой  проект           

по дисциплине: «Котельные установки и парогенераторы»

на тему: «Тепловой расчет котельного агрегата ДКВР 10-13»

 

 

 

 

 

Выполнил: студент

группы  3ПТ–31

Тумин А.Т.

Проверил: преподаватель

Зимин С.А.

 

 

 

Череповец

2010-2011 уч. год.

Содержание

 

Введение………………………………………………………………………	4
Тепловой расчет котельного агрегата………………………………………	7
А. Сводка конструктивных характеристик агрегата……………………….	7
Топка……………………………………………………………………	7
Конвективные поверхности нагрева…………………………………	9
Б. Топливо, состав и количество продуктов сгорания, и их энтальпии…..	10
Состав топлива и теплота его сгорания……………………………...	20
Сводная таблица расчета конвективных поверхностей нагрева…...	12
Теоретическое количество воздуха, необходимого для горения и теоретический состав дымовых газов………………………………..	13
Состав продуктов сгорания и объемная доля углекислоты и водяных паров по газоходам котельного агрегата………………………..	14
Энтальпия продуктов сгорания для различных значений температуры и коэффициента избытка воздуха (I, θ - таблица)……………..	15
В. Сводная таблица  основного расчета……………………………………..	16
Тепловой баланс котельного агрегата………………………………..	16
Тепловое напряжение топочного пространства……………………..	17
Теплоотдача излучением в топке……………………………………..	17
Пароперегреватель…………………………………………………….	18
Газоход котла…………………………………………………………..	20
Водяной экономайзер………………………………………………....	22
Заключение…………………………………………………………………...	24
Список использованной литературы………………………………………..	25

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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 t_пп = 545–565°С, развитием регенеративного подогрева  тепловая экономичность ТЭС приблизилась к своему термодинамическому пределу (КПД около 42%). Дальнейшее повышение начальных параметров пара уже мало повышает тепловую экономичность паротурбинных блоков, но сильно увеличивает их стоимость из-за применения более высоколегированных и дорогостоящих сталей. Осложняется при этом и сохранение уже достигнутых показателей надежности.

 

 

 

 

 

Тепловой расчет котельного агрегата

А. Сводка конструктивных характеристик агрегата

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 топки F_т = 91,51 м²

4. Объем топки:

а) камера горения: 11,50 · 2,810 = 40,70 м³

6) камера догорания: 1,41 · 2,810 = 3,96 м³

Всего V_т  = 44,66 м³

5. Эффективная толщина излучающего слоя

6. Относительное положение максимума температуры в топке

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7. Лучевоспринимающая поверхность нагрева топки

 

 

Наименование лучевосприни- мающей поверхности нагрева	Освещенная длина труб l, мм	Расстояние между осями крайних труб экрана b, мм	Площадь стены, покрытая экраном Fпл, 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 лучеиспускаю-щей поверхности  нагрева Нл, м2
								Номер экрана	Значение x
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Боковые экраны:
прямоугольная часть	5300	2120х2	22,7	80	40	1,57	0,8	2	0,9	21,3
трапецеидальная часть	1700	240х2	0,82	80	40	1,57	0,8	2	0,9	0,77
Передний экран	2450	2470	6,04	130	100	2,55	2	1	0,8	4,84
Задний экран	4350	2470	10,71	130	26	2,55	0,5	3	0,7	7,61
Экраны боковых  стен камеры догорания	2400	240х2	1,15	80	40	1,57	0,8	2	0,9	1,08
Первый ряд   кипятильных труб	1730	2080	3,58	110	30	2,16	0,6	3	0,8	2,83
Всего		…	…	…	…	…	…	…	…	38,4

 

8. Степень экранирования топки ψ = Н_л / F_т = 38,43 / 91,51 = 0,42.

                         Эскиз № 2 к тепловому расчету котельного агрегата

 

 

2. Конвективные  поверхности нагрева

Сводные данные расчета конвективных  поверхностей нагрева представлены в «Сводной таблице расчета конвективных поверхностей нагрева».

 

Б.   Топливо, состав и количество продуктов  сгорания  и их энтальпия

Состав  топлива и теплота его сгорания

 

Углекислота	СО2		1,8
Метан	СН4		91,2
Этан	С2Н6		3,9
Пропан	С3Н8		2
Бутан	С4Н10		0,9
Пентан	С5Н12		0,2
Теплота сгорания низшая		9140	ккал/м3
		38,27	Мдж/м3

 

 

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 механичес-кой неполноты сгорания
					котлы с  D > 50 т/ч	котлы с D ≤ 50 т/ч
Пылеугольные  с шаро-выми барабанными, среднеходовыми и быстро-ходными мельни-цами с центробежными и инер-ционными 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 быстро-ходными 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	-	-