Тепловой расчет котельного агрегата

Задание на курсовой проект

 

По курсу "Котельные установки и парогенераторы"

Тепловой расчет котельного агрегата ДКВР 10-13

Группы 3ПТ-31

Разработать проект котельного агрегата согласно следующим данным:

.   Тип котла: ДКВР 10-13

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

.   Производительность котла, расчетная 14 Т/Ч

.   Давление пара на выходе из пароперегревателя 14 ат.

.   Температура перегретого пара 350°С

.   Температура питательной воды 100°С.

Срок выдачи 14.03.2012.

Срок исполнения____________

 

Содержание

Задание на курсовой проект

Введение

Тепловой расчет котельного агрегата

1. Сводка конструктивных характеристик агрегата

1.1 Топка

1.2 Конвективные поверхности нагрева

2. Топливо, состав и количество продуктов сгоранияи их энтальпия

2.1 Состав топлива и теплота сгорания его

2.2 Теоретическое количество воздуха, необходимого для горения и теоретический состав дымовых газов

2.3 Состав продуктов сгорания и объемная доля углекислоты и водяных паров по газоходам котельного агрегата

Заключение

Список литературы

Введение

Цель курсового проекта - поверочный расчет котельного агрегата, работающего на природном газе.

Основным типом ТЭС на органическом топливе являются паротурбинные электростанции, которые делятся на конденсационные ( КЭС), вырабатывающие только электрическую энергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), предназначенные для выработки тепловой и электрической энергии.

Централизованное снабжение теплотой крупных городов, поселков и промышленных объектов в виде горячей воды и пара низкого давления значительно повышает эффективность использования энергии сжигаемого топлива и улучшает состояние воздушного бассейна в зоне городов.

Паротурбинные электростанции выгодно отличаются возможностью сосредоточения огромной мощности в одном агрегате, относительно высокой экономичностью и наименьшими капитальными затратами на их сооружение.

Основными тепловыми агрегатами паротурбинной ТЭС являются паровой котел и паровая турбина. Паровой котел представляет собой систему поверхностей нагрева для производства пара из непрерывно поступающей в него воды путем использования теплоты, выделяющейся при сжигании топлива. Поступающую в паровой котел воду называют питательной водой. Питательная вода в котле подогревается до температуры насыщения, испаряется, а полученный насыщенный пар затем перегревается.

Полученный в паровом котле перегретый пар высокого давления поступает в турбину, где его теплота превращается в механическую энергию вращающегося вала турбины. С последним связан электрический генератор, в котором механическая энергия превращается в электрическую.

На современных КЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной электрической мощности 100 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара, при котором частично отработавший пар из промежуточных ступеней турбины возвращают в паровой котел, а оттуда - обратно в турбину. Обычно применяют одноступенчатый промежуточный перегрев пара. В установках очень большой мощности применяют двойной промежуточный перегрев. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и соответственно снижает удельный расход пара на выработку электроэнергии. Промежуточный перегрев пара снижает также влажность пара в ступенях низкого давления турбины и уменьшает эрозионный износ лопаток.

Отработавший пар из турбины направляют в конденсатор - устройство, в котором пар охлаждается водой из какого-либо природного (река, озеро, море) или искусственного (водохранилище) источника. При отсутствии вблизи станции большого водного бассейна используют замкнутую циркуляцию воды с охлаждением ее после конденсатора атмосферным воздухом в башнях-градирнях. При охлаждении отработавшего пара он конденсируется. Полученный конденсат перекачивают конденсатным насосом через подогреватели низкого давления (ПНД) в деаэратор. Здесь конденсат доводится до кипения при давлении, деаэратора, освобождаясь при этом от газов (главным образом, от кислорода и углекислоты), вызывающих коррозию оборудования. Сюда поступает очищенная добавочная вода, компенсирующая потери пара и конденсата в цикле. Из деаэратора вода питательным насосом через подогреватели высокого давления (ПВД) подается в паровой котел под давлением, превышающим давление в котле. Подогрев конденсата в ПНД и питательной воды в ПВД производится конденсирующимся паром, отбираемым из турбины, - так называемый регенеративный подогрев. Регенеративный подогрев воды повышает КПД паротурбинной установки.

Таким образом, на КЭС паровой котел в основном питается конденсатом производимого им пара. На ТЭЦ часть пара, кроме того, отводится на технологические нужды промышленных предприятий или используется для бытовых потребителей. На КЭС потери пара и конденсата составляют небольшую долю общего расхода пара около 0,5-1%, и поэтому для их восполнения требуется небольшая добавка предварительно обрабатываемой в водоподготовительной установке ( ВПУ) воды. На ТЭЦ потери могут быть значительно выше и добавка воды может достигать 30 - 50%.

В число устройств и механизмов, обеспечивающих работу парового котла, входят топливо приготовительные устройства, питательные насосы, дутьевые вентиляторы, подающие воздух для горения, дымососы, служащие для удаления продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу, и другое вспомогательное оборудование. Паровой котел и весь комплекс перечисленного оборудования составляют котельную установку. Следовательно, понятие "котельная установка" представляет собой сложное техническое сооружение для производства пара, в котором все рабочие процессы полностью механизированы и автоматизированы; для повышения надежности работы ее оснащают автоматической защитой от аварий.

Тенденции развития паровых котлов - это увеличение единичной мощности, повышение начального давления пара и его температуры, применение промежуточного перегрева пара, полная механизация и автоматизация управления, изготовление и поставка оборудования крупными блоками для облегчения и ускорения монтажа.

С применением пара сверхкритического давления (СКД) (р=25,5 МПа) и перегрева пара 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.

Топка

 

Эскиз № 1 к тепловому расчету котельного агрегата

 

. Площадь ограждающих поверхностей камеры горения:

а) боковые стены:

 

,370 ∙ (1,800 + 0,250) = 4,85

(2,370 + 3,445) / 2 ∙ 1,950 = 5,65

(3,445 + 3,045) / 2 ∙ 1,230 = 4,00

,50 ∙ 2 = 29,00 м²

 

б) передняя стена:

 

(1,230 + 1,930 + 1,800 + 0,250) · 2,810 = 14,70 м²

 

г) задняя стена:

 

(1,290 + 2,220 + 1,800 + 0,250) · 2,810 = 15,60 м²

 

г) под:

 

,045 · 2,810 = 8,55 м²

 

д) потолок:

 

,370 · 2,810 = 6,65 м²

 

Итого 74,50 м²

. Площадь ограждающих поверхностей камеры догорания:

а) боковые стены:

 

,812 · (1,480 + 0,250) · 2 = 2,81 м²

 

б) передняя и задняя стены:

 

(1,480 + 0,250) · 2,810 · 2 = 9,64 м²

 

в) под и потолок

 

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

 

. Общая площадь ограждающих поверхностей топки F _т = 91,51 м²

4. Объем топки:

а) камера горения:

 

,50 · 2,810 = 40,70 м³

 

) камера догорания:

 

,41 · 2,810 = 3,96 м³ Всего V _т=44,66 м³

 

. Эффективная толщина излучающего слоя

 

 

. Относительное положение максимума температуры в топке

 

 

7. Луче воспринимающая поверхность нагрева топки

 

Наименование лучевосприни - мающей поверхности нагрева	Освещенная длина труб l, мм	Расстояние между осями крайних труб экрана b, мм	Площадь стены, покрытая экраном F пл, м^2	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, м^2
								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

 

Заключение

 

В данном курсовом проекте приведен подсчет основных параметров, а также поверхности нагрева котла ДКВР 10-13, работающего на природном газе, паропроизводительностью 14 т/ч, вырабатывающего перегретый пар с параметрами 350°С и 14 ат.

Число горизонтальных рядов труб экономайзера составляет 21 шт.

Список литературы

 

1. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Издание 3-е, переработанное и дополненное Издательство НПО ЦКТИ, СПб, 1998 г.

2. Курсовой проект по дисциплине "Котельные установки ипарогенераторы": Учеб. - метод. пособие. Череповец: ЧГУ, 2008

Задание на курсовой проект

 

По курсу "Котельные установки и парогенераторы"

Тепловой расчет котельного агрегата ДКВР 10-13

Группы 3ПТ-31

Разработать проект котельного агрегата согласно следующим данным:

.   Тип котла: ДКВР 10-13

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

.   Производительность котла, расчетная 14 Т/Ч

.   Давление пара на выходе из пароперегревателя 14 ат.

.   Температура перегретого пара 350°С

.   Температура питательной воды 100°С.

Срок выдачи 14.03.2012.

Срок исполнения____________

 

Содержание

Задание на курсовой проект

Введение

Тепловой расчет котельного агрегата

1. Сводка конструктивных характеристик агрегата

1.1 Топка

1.2 Конвективные поверхности нагрева

2. Топливо, состав и количество продуктов сгоранияи их энтальпия

2.1 Состав топлива и теплота сгорания его

2.2 Теоретическое количество воздуха, необходимого для горения и теоретический состав дымовых газов

2.3 Состав продуктов сгорания и объемная доля углекислоты и водяных паров по газоходам котельного агрегата

Заключение

Список литературы

Введение

Цель курсового проекта - поверочный расчет котельного агрегата, работающего на природном газе.

Основным типом ТЭС на органическом топливе являются паротурбинные электростанции, которые делятся на конденсационные ( КЭС), вырабатывающие только электрическую энергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), предназначенные для выработки тепловой и электрической энергии.

Централизованное снабжение теплотой крупных городов, поселков и промышленных объектов в виде горячей воды и пара низкого давления значительно повышает эффективность использования энергии сжигаемого топлива и улучшает состояние воздушного бассейна в зоне городов.

Паротурбинные электростанции выгодно отличаются возможностью сосредоточения огромной мощности в одном агрегате, относительно высокой экономичностью и наименьшими капитальными затратами на их сооружение.

Основными тепловыми агрегатами паротурбинной ТЭС являются паровой котел и паровая турбина. Паровой котел представляет собой систему поверхностей нагрева для производства пара из непрерывно поступающей в него воды путем использования теплоты, выделяющейся при сжигании топлива. Поступающую в паровой котел воду называют питательной водой. Питательная вода в котле подогревается до температуры насыщения, испаряется, а полученный насыщенный пар затем перегревается.

Полученный в паровом котле перегретый пар высокого давления поступает в турбину, где его теплота превращается в механическую энергию вращающегося вала турбины. С последним связан электрический генератор, в котором механическая энергия превращается в электрическую.

На современных КЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной электрической мощности 100 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара, при котором частично отработавший пар из промежуточных ступеней турбины возвращают в паровой котел, а оттуда - обратно в турбину. Обычно применяют одноступенчатый промежуточный перегрев пара. В установках очень большой мощности применяют двойной промежуточный перегрев. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и соответственно снижает удельный расход пара на выработку электроэнергии. Промежуточный перегрев пара снижает также влажность пара в ступенях низкого давления турбины и уменьшает эрозионный износ лопаток.

Отработавший пар из турбины направляют в конденсатор - устройство, в котором пар охлаждается водой из какого-либо природного (река, озеро, море) или искусственного (водохранилище) источника. При отсутствии вблизи станции большого водного бассейна используют замкнутую циркуляцию воды с охлаждением ее после конденсатора атмосферным воздухом в башнях-градирнях. При охлаждении отработавшего пара он конденсируется. Полученный конденсат перекачивают конденсатным насосом через подогреватели низкого давления (ПНД) в деаэратор. Здесь конденсат доводится до кипения при давлении, деаэратора, освобождаясь при этом от газов (главным образом, от кислорода и углекислоты), вызывающих коррозию оборудования. Сюда поступает очищенная добавочная вода, компенсирующая потери пара и конденсата в цикле. Из деаэратора вода питательным насосом через подогреватели высокого давления (ПВД) подается в паровой котел под давлением, превышающим давление в котле. Подогрев конденсата в ПНД и питательной воды в ПВД производится конденсирующимся паром, отбираемым из турбины, - так называемый регенеративный подогрев. Регенеративный подогрев воды повышает КПД паротурбинной установки.

Таким образом, на КЭС паровой котел в основном питается конденсатом производимого им пара. На ТЭЦ часть пара, кроме того, отводится на технологические нужды промышленных предприятий или используется для бытовых потребителей. На КЭС потери пара и конденсата составляют небольшую долю общего расхода пара около 0,5-1%, и поэтому для их восполнения требуется небольшая добавка предварительно обрабатываемой в водоподготовительной установке ( ВПУ) воды. На ТЭЦ потери могут быть значительно выше и добавка воды может достигать 30 - 50%.

В число устройств и механизмов, обеспечивающих работу парового котла, входят топливо приготовительные устройства, питательные насосы, дутьевые вентиляторы, подающие воздух для горения, дымососы, служащие для удаления продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу, и другое вспомогательное оборудование. Паровой котел и весь комплекс перечисленного оборудования составляют котельную установку. Следовательно, понятие "котельная установка" представляет собой сложное техническое сооружение для производства пара, в котором все рабочие процессы полностью механизированы и автоматизированы; для повышения надежности работы ее оснащают автоматической защитой от аварий.

Тенденции развития паровых котлов - это увеличение единичной мощности, повышение начального давления пара и его температуры, применение промежуточного перегрева пара, полная механизация и автоматизация управления, изготовление и поставка оборудования крупными блоками для облегчения и ускорения монтажа.

С применением пара сверхкритического давления (СКД) (р=25,5 МПа) и перегрева пара 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