5 Расход топлива

5.1 Расход топлива определяется по зависимости:

, кг/с (5.1)

где – тепло, вносимое в топку пароперегревателя, кДж/кг, определяется по пункту 4.1.1;

η_к.а – КПД парогенератора, % определяется по формуле 4.10;

– полное количество тепла полезно используемого в парогенераторе.

, (5.2)

где – расходы перегретого и насыщенного пара, кг/с соответственно;

– расход котловой воды на продувку, кг/с;

– энтальпии перегретого и насыщенного пара, кДж/кг;

– энтальпии воды на линии насыщения и питательной воды, кДж/кг соответственно;

– энтальпия перегретого пара, определяется по табл. А.2 в зависимости от её температуры и давления (см. приложение А);

– энтальпия питательной воды, определяется по табл. А.1 в зависимости от её температуры и давления (см. приложение А);

Если давление питательной воды не задано, то оно принимается на 20% выше давления перегретого пара;

– энтальпии кипящей воды и насыщенного пара. Определяются по табл. А.1 по величине давления в барабане (приложение А).

5.2 Пологая, что всё полезно использованное тепло затрачено только на образование перегретого пара (пренебрегая вторым и третьим членами в формуле по определению ) получим:

, кДж/кг (5.3)

Расход топлива поданного в топку, составит

, (5.4)

5.3 Поскольку не всё топливо сгорает, в расчёты вводится только сгоревшая его часть

, кг/с (5.5)

где q₄ – потеря тепла от механической неполноты сгорания, % см. пункт 4.5.

5.4 Коэффициент сохранения тепла котельного агрегата определяется по формуле

, (5.6)

где q₅ – потеря тепла от наружного охлаждения парогенератора, % см. пункт 4.6;

η_k.a. – КПД парогенератора, % определяется по формуле 4.10.

6 Расчёт теплообмена в топке

6.1 Общие сведения

Теплота выделяемая при сжигании топлива, передаётся лучевоспринимающим поверхностям нагрева в топке и продуктам сгорания топлива. Если бы в топке отсутствовал теплообмен между топочными газами и её лучевоспринимающими поверхностями (экраны, фестон, обмуровка), т. е. горение протекало бы адиабатически, то вся теплота, выделяемая при горении, затрачивалась бы только на нагревание продуктов сгорания топлива. В этом случае топочные газы имели бы максимально возможную температуру, называемую теоретической, или адиабатической температурой горения t .

Температурный режим реальной топки определяется совместно с протекающими процессами горения топлива и лучистого теплообмена. В результате теплоотдачи температура газов в любом участке топки всегда ниже адиабатической.

Зона максимальных температур, положение которой влияет на условия лучистого теплообмена, расположена в ядре горения. Положение ядра горения в свою очередь зависит от типа и конструкции топки, топлива и способа его сжигания. Под действием процессов теплообмена температура газов по мере их движения понижается и на выходе из топки равна .

Передача теплоты в топке происходит в основном излучением. Доля конвективного теплообмена относительно мала, и им при расчёте топки пренебрегают. Теплообмен от газов к лучевоспринимающим поверхностям нагрева в топке протекает одновременно с горением топлива. Поэтому состав топочной среды, её температура и излучающая способность зависят от вида топлива, способа его сжигания и изменения по длине факела.

Данный расчёт теплообмена в топке основывается на совместном использовании аналитического и эмпирического исследований с применением теории подобия для анализа процессов в топке. Исходной для расчёта теплообмена является формула, которая связывает безразмерную температуру газов на выходе из топки с критерием лучистого теплообмена Больцмана , степенью черноты топки и параметром М, учитывающим характер распределения температуры по высоте топки:

, (6.1)

где – абсолютная температура газов на выходе из топки, К;

– абсолютная температура газов которая была бы при их адиабатическом сгорании, К;

– критерий Больцмана;

– степень черноты топки;

М – параметр служащий для учёта характера распределения температуры в топке.

Все составляющие формулы 6.1 находятся в определённой последовательности ниже по расчёту.

При поверочном расчёте топки её тепловым и конструктивным характеристикам определяют температуру газов на выходе из топки , °С. Расчёт выполняют по формуле (6.1) приведенной к виду

, (6.2)

Целью расчёта является определение поверхности нагрева и размеров топочной камеры, обеспечивающих заданную производительность и глубину охлаждения продуктов сгорания, достаточную для предотвращения шлакования поверхности нагрева. Кроме того, результатом расчёта также является определение температуры на выходе из топки и проверка соответствия величин теплонапряжения топочного объёма ( ) и топочного сечения ( ) допустимым значениям при сжигании заданного количества топлива.

6.2 Определение конструктивных характеристик топочной камеры

6.2.1 За основу принимается конструкция топочной камеры котла-прототипа. Необходимо построить эскиз фронтовой стенки топочной камеры на которой размещены горелки в масштабе 1 : 50 и нанести на него необходимые размеры.

При этом следует учитывать, что объём топки ограничивается плоскостью проходящей через среднюю линию холодной воронки (топки с твёрдым шлакоудалением) или под (топки с жидким шлакоудаление и газо-мазутные топки) плоскостями, проходящими по оси вертикальных или наклонных экранных труб стенок топки и плоскостью, проходящей через ряд труб поверхности нагрева, находящихся на выходе из топки (в данном случае фестон заданного экрана). Высота топочной камеры определяется как разность отметок осевой линии выходного окна топки и средней линии холодной воронки или пода топки.

Рис. 6.1 Эскиз топочной камеры котла-прототипа

Полученные из эскиза размеры топочной камеры (за исключением глубины топки b, которая определяется ниже в пункте 6.2.2) заносятся в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Основные размеры топочной камеры

РАЗМЕРЫ, мм
а	b	l1	l2	l3	l4	l5	l6	l7	l8

Недостающие геометрические размеры для определения площадей фигур необходимо брать из эскиза или чертежа котла-прототипа с учётом масштаба.

6.2.2. Определение ширины (глубины) топочной камеры производится из условий:

а) размещение горелок (для камерных топок сжигания твёрдых топлив при фронтальном размещении горелок);

б) допустимой величины теплового напряжения топочного объёма (предпочтительно);

в) допустимой величины теплового напряжения поперечного сечения топочной камеры .

6.2.2.1 Определение ширины по условиям размещения горелок. Выбор горелок производится в зависимости от рода сжигаемого топлива. Количество горелок определяется в зависимости от паропроизводительности. Обычно применяют две горелки (минимальное количество) с расположением их на фронтальной стенке.

Ширина топочной камеры при фронтальном расположении горелок определяется как сумма расстояний между осями горелок и боковыми стенками (рис. 6.2)

, м (6.3)

Рис. 6.2 Расположение горелок на фронтальной стенке

Размеры С₁ и С₂ определяются в зависимости от диаметра амбразуры, горелки d_a (приложение II [1]). Диаметр амбразуры горелки определяется следующим образом

, м (6.4)

где – площадь поперечного сечения горелки, м², с учётом коэффициента загромождения равным 1,1.

, м² (6.5)

где – площадь поперечного сечения канала смеси воздуха (пара) и топлива;

– площадь поперечного сечения канала для воздуха.

Пощади поперечного сечения и определяются по формулам:

, м (6.6)

, м² (6.7)

где Z – количество горелок;

W₁ – скорость аэросмеси первичного воздуха (пара), определяется по таблице II-5 [1];

t_c.a. – температура сушильного агента, t_c.a < 70 ⁰C – для високореакционных углей t_c.a < 160 ⁰С для прочих топлив;

X – доля первичного воздуха, определяемого по таблице II-7 [1];

t_Г.В. – температура горячего воздуха, ⁰С дана в задании на проектирование.

– теоретический объём воздуха;

– рабочий расход топлива;

– коэффициент избытка воздуха на выходе из топки;

– присосы воздуха в топку котла;

– скорость вторичного воздуха.

Определение ширины топки по приведенному выше конструктивному выполнению горелок касается сжигания твёрдого пылеугольного топлива.

Действительная ширина топки при сжигании твёрдого топлива (температура начала деформации золы которого, ниже 1050 °С) должна превышать расчётную в 1,05 – 1,2 раза.

Для сжигания газа и мазута ширина топки a определена из эскиза топочной камеры котла прототипа рис. 6.1, а глубина топки b определяется из условий теплового напряжения объёма и площади топочного пространства q_V и q_F.

6.2.2.2 Определение глубины топки по допустимой величине объёмного теплового напряжения.

, м (6.8)

где q_V – допустимое (по условиям горения) тепловое напряжение топочного объёма, кВт/м . Для парогенераторов морских судов q_V = 520 ÷ 850кВт/м³;

– рабочий расход топлива, кг/сек;

F_фр – площадь фронтальной стенки топки, м²;

– низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг (см. формулу 2.1).

Рис. 6.3 Эскиз фронтальной стенки топочной камеры котла прототипа

Площадь фронтальной стенки топки F_фр определяется по эскизу (см. рис. 6.3), снятому с заводского чертежа поперечного разреза парогенератора. Эскиз разбивается на элементарные фигуры. Площадь фронтальной стенки определяется, как сумма площадей элементарных фигур по формуле

, м (6.9)

где F₁, F₂,…F_n – площадь элементарных фигур согласно рис. 6.3.

6.2.2.3 Определение глубины топочной камеры из условия предотвращения усиленного шлакования экранов по величине поперечного сечения топки.

, м² (6.10)

где – рабочий расход топлива, кг/с;

q_F – тепловое напряжение поперечного сечения топочной камеры, Вт/м². Для парогенераторов морских судов q_F = 9000 кВт/м ;

– низшая теплота сгорания топлива (см. формулу 2.1);

– площадь топочной камеры, м ;

Поскольку F = ab, то глубина топки:

, м (6.11)

где а – ширина фронта топки, м (см. табл. 6.1).

6.2.3 По рассчитанному значению глубины топочной камеры определяются окончательные величины объёма V_T, величины допускаемых тепловых напряжений объёма q_V и поперечного сечения q_F топки

, м² (6.12)

, кВт/м³ (6.13)

, кВт/м³ (6.14)

6.2.4 Определение площадей стен топочной камеры (например)

6.2.4.1 Площадь фронтальной стенки , м (см. пункт 6.2.2.2)

6.2.4.2 Площадь боковых стен

, м² (6.15)

где l₁, l₂, l₃,…l_n - высота участков каждой боковой стенки топки котла;

b – глубина топки.

6.2.4.3 Площадь задней стенки равная площади фронтальной

, м² (6.16)

6.2.4.4 Площадь окна фестона

, м (6.17)

где – b и I размеры фестона, м (см. табл. 6.1).

6.2.5 Суммарная площадь стен топочной камеры

, м² (6.18)

где – площадь горизонтального пода газо-мазутной топки. Рассчитывается в случае расположения горелок на поде и определяется как произведение глубины топки на ширину.

6.3 Экранирование топочной камеры.

6.3.1 Под поверхностью экранирования понимается поверхность стен топочной камеры, закрытая трубами, а также поверхность выходного окна топочной камеры, через которое осуществляется теплообмен между топкой и поверхностями нагрева, расположенными в горизонтальном газоходе. Под топки может быть, как экранированный так и не экранированный. В углах топочной камеры по условиям повышения надёжности циркуляции и технологичности монтажа экранные трубы не ставятся. Расстояние, на котором располагается первая трубка экрана от угла топки m = 0,15 ÷ 0,25 м.

При фронтальном расположении горелок задняя стенка наиболее теплонапряжена, поэтому экранные трубы на ней располагаются с малым шагом (более плотно).

Поперечный разрез участка стенки топочной камеры показан на рис. 6.4.

Рис. 6.4

Площадь суммарной лучевоспрринимающей поверхности топки рассчитывают суммированием площадей лучевоспринимающих поверхностей отдельных участков (фронтовой, задней, боковой стенки и т.п.)

, м (6.19)

Площадь лучевоспринимающей поверхности i-го участка определяют из следующего выражения

, м (6.20)

где – площадь части i-ой стенки занятой экраном, м ;

где – угловой коэффициент лучевоспринимающей поверхности i-го участка. Определяется согласно таблицы 6.2 в зависимости от шага труб экрана S, диаметра труб d (d=0,025÷0,03м) и расстояния от оси экранной трубки до поверхности обмуровки, обращенной в топку е (можно определить по чертежу котла-прототипа путём прямого измерения с учётом масштаба или быть принятой е=0,8d) рис. 6.4.

Фронтовой и боковой экраны имеют отношение S/d = 1,2 ÷ 1,25, тогда .

6.3.1.1 Экранирование боковых стен (рис. 6.5)

Определяется площадь той части боковых стенок на которых размещаются экраны.

, м² (6.21)

где l₁, l₂, l₃, l₄, l₅,…l_n – длины участков боковой стенки, м ;

– ширина экранированной части боковых стенок, м.

Размер неэкранированных участков боковых стенок равный , также может определяться по заводскому чертежу (продольный разрез котла-прототипа) или быть принятым m₁= m = 0,15 ÷ 0,25 м. Тогда .

Подставив рассчитанное значение в формулу (6.20) получим площадь лучевоспринимающей поверхности бокового экрана

, м² (6.22)

где – угловой коэффициент лучевоспринимающей поверхности бокового экрана (см. пункт 6.3.1).

Количество труб в экране определяется из следующего выражения

, шт (6.23)

где S – шаг экранирования соответствующего экрана, м (см. предыдущий пункт).

6.3.1.2 Экранирование фронтовой стены (рис 6.5)

Определяется площадь части фронтовой стены, занятой экраном

, (6.24)

где – площадь фронтальной стенки, м (см. пункт 6.2.2.2);

m – ширина неэкранированного участка фронтальной стенки, м;

l₁, l₂, l₃, l₄, l₅,…l_n – длины участков фронтальной стенки, м.

Ширина неэкранированного участка m₂ определяется по заводскому чертежу (поперечный разрез котла-прототипа) или может быть принятой m₂ = m = 0,15 ÷ 0,25м.

Подставив значения и в формулу (6.20) получим площадь лучевоспринимающей поверхности фронтовой стены

, м² (6.25)

где – угловой коэффициент лучевоспринимающей поверхности фронтовой стены определяется также как и бокового экрана (см. пункт 6.3.1).

Количество экранных труб на фронтовой стенке

, шт (6.26)

где - ширина фронтальной стенки, м (см. табл. 6.1);

S – шаг экранирования соответствующего экрана, м (см. пункт 6.3.1).

6.3.1.3 Экранирование задней стены (рис 6.5)

Определяется площадь части задней стены занятой экраном

, м² (6.27)

где – площадь задней стенки, м (см. формулу 6.16);

m – ширина неэкранированного участка задней стенки, м (m₃ = m = 0,15 ÷ 0,25);

l , l ,... l – длины участков задней стены, м, согласно таблицы 6.1 составленной по эскизу топочной камеры котла-прототипа рис. 6.1.

Экранирование задней стенки выполняется с условием S /d=1,1. Тогда .

Подставив значения и в формулу (6.20) получим площадь лучевоспринимающей поверхности задней стены

, м² (6.28)

где – угловой коэффициент лучевоспринимающей поверхности задней стены (см. пункт 6.3.1).

Количество экранных труб на задней стенке

, шт (6.29)

где – ширина топки (фронтальной стенки), м (см. табл. 6.1);

S – шаг экранирования задней стенки, м.

6.3.1.4 Экранирование фестона

Площадь окна фестона определяется по формуле (6.17), и подставляется в формулу (6.20). Тогда площадь лучевоспринимающей поверхности фестона

, м² (6.30)

где х_ф – угловой коэффициент фестона и поверхностей нагрева расположенных за ним, принимается .

6.3.1.5 Площадь суммарной лучевоспринимающей поверхности топочной камеры определяется по формуле (6.19)

, м²

Для газо-мазутных котлов с экранированным подом в вышеприведенную формулу должно входить слагаемое, определяющее лучевоспринимающую поверхность пода топки.

6.3.1.6 Степень экранирования топочной камеры определяется как отношение площади суммарной лучевоспринимающей поверхности топки к суммарной площади стен топки (см. пункт 6.2.5).

(6.31)

Таблица 6.2

х - угловой коэффициент однорядных настенных экранов
e/d	S/d
	2,0	1,4	1,25	1,1
> 1,4	0,90	0,97	0,99	1,0
0,8	0,86	0,96	0,98	0,99
0,5	0,82	0,94	0,97	0,98

Рис. 6.5 Экранирование стенок топки

6.4 Определение степени черноты факела и топки

Степень черноты топки определяют из номограммы на рис. 5 – 3 [2] или по следующим формулам, на основании которых построена номограмма:

для слоевых и факельно-слоевых топок

, (6.32)

где – отношение площади зеркала горения слоевой топки к площади её стен, причем (для камерных топок );

– эффективная степень черноты факела;

– среднее значение коэффициента тепловой эффективности лучевоспринимающих поверхностей.

для камерных топок

, (6.33)

где – эффективная степень черноты факела;

– среднее значение коэффициента тепловой эффективности лучевоспринимающих поверхностей.

Эффективная степень черноты факела зависит от вида сжигаемого топлива. При слоевом и камерном сжигании твёрдых топлив образуется пламя, состоящее из газообразных продуктов сгорания топлива, в объёме которых распределены твёрдые частицы золы и кокса.

6.4.1 Эффективная степень черноты факела при сжигании твёрдых топлив

Эффективную степень черноты факела при сжигании твёрдых топлив, которая зависит от излучательной способности трёхатомных газов ( , пары ) и твёрдых частиц золы и кокса рассчитывают по формуле

, (6.34)

где е – основание натуральных логарифмов;

kps – суммарная сила поглощения топочного объёма;

k – коэффициент ослабления лучей топочной средой;

p – давление в топке, МПа (для агрегатов работающих без наддува, р=0,1 МПа);

s – эффективная толщина излучающего слоя, м.

6.4.1.1 Эффективная толщина излучающего слоя

, (6.35)

где и – объём топки (м ) и суммарная площадь стен топки ( м ) см.формулы 6.12 и 6.18 соответственно.

6.4.1.2 Коэффициент ослабления лучей топочной средой, 1/(м·МПа), рассчитывают при температуре газов на выходе из топки предварительно принятой. При этом должна составлять:

для твёрдого топлива в зависимости от качества 950 – 1050 ⁰С;

для мазута 1050 – 1100 ⁰С.

При сжигании твёрдого топлива задаваясь температурой на выходе из топки необходимо учитывать, что данная температура не должна превышать температуру начала деформации золы данного топлива. Если данное условие не выполняется, температуру газов на выходе из топки необходимо принять на 20 – 30 ºС ниже, чем температура начала деформации золы

, (6.36)

где – коэффициент ослабления лучей несветящейся частью топочной среды;

– коэффициент ослабления лучей золовыми частицами;

– средняя концентрация золы в продуктах сгорания, кг/кг (см. формулу 3.18);

– эффективный коэффициент ослабления лучей коксовыми частицами =10;

– безразмерный параметр учитывающий влияние концентрации коксовых частиц в факеле, зависящий от рода топлива. Для низкореакционных топлив (АШ, ПА, Т) , для высокореакционных (каменные и бурые угли, торф ;

– безразмерный параметр учитывающий влияние концентрации коксовых частиц в факеле, зависящий от способа сжигания топлива. При камерном сжигании топлив , при слоевом – .

6.4.1.2.1 Коэффициент ослабления лучей несветящейся частью топочной среды, состоящей из трёхатомных газов, равен

, (6.37)

где – суммарная объёмная доля трёхатомных газов (см. формулу 3.16);

– коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами, 1/(м·МПа), определяемый по формуле

, (6.38)

где – суммарное парциальное давление трёхатомных газов, МПа;

– давление в топке, МПа (для агрегатов работающих без наддува, р=0,1 МПа);

– объёмная доля водяных паров и суммарная объёмная доля водяных паров и трёхатомных газов (см. формулы 3.15 и 3.16);

s – эффективная толщина излучаемого слоя (см. п. 6.4.1.1).

6.4.1.2.2 Коэффициент ослабления лучей золовыми частицами

, (6.39)

где d_зл – диаметр золовых частиц, принимаемый равным 16 мкм для бурых углей и 13 мкм для остальных видов твёрдых топлив.

6.4.2 Эффективная степень черноты факела при сжигании жидкого и газообразного топлива

При сжигании жидких топлив и природного газа происходит частичное термическое разложение некоторого количества углеводородов с образованием сажистых частиц. Следовательно топка заполнена светящимся пламенем, состоящим из продуктов сгорания и сажистых частиц, и несветящимися газообразными продуктами.

Суммарная излучательная способность газо-мазутного факела определяется излучательной способностью светящейся части пламени, излучение которой создают раскалённые сажистые частицы и трёхатомные газы, и несветящейся части пламени, излучение которой вызывается трёхатомными газами.

Эффективная степень черноты газо-мазутного факела равна

, (6.40)

где m – коэффициент учитывающий заполнение объёма топки светящимся пламенем. Значение коэффициента m зависит от теплового напряжения объёма топки и вида сжигаемого топлива. При тепловом напряжении топки в целом кВт/м независимо от нагрузки m = 0,1 для газа и m = 0,55 для жидкого топлива. При кВт/м m = 0,6 для газа и m = 1 для мазута. При кВт/м значение находят методом линейной интерполяции;

– эффективная степень черноты светящегося пламени;

– эффективная степень черноты несветящихся трёхатомных газов.

Степень черноты светящейся и несветящейся частей газо-мазутного пламени определяют по формулам:

(6.41)

(6.42)

Коэффициент ослабления лучей несветящимися газами k рассчитывают по формуле (6.37), а коэффициент ослабления лучей светящейся частью газо-мазутного пламени k , который складывается из коэффициентов ослабления лучей несветящимися трёхатомными газами k и светящимися сажистыми частицами k , равен , причем коэффициент ослабления, лучей сажистыми частями

, (6.43)

где и – соответственно содержание углерода и водорода в топливе. Для жидкого топлива определяется по элементарному химическому составу топлива (см. задание), а для гозообразного топлива из следующего выражения

, (6.44)

где m и n – количество атомов углерода и водорода в топливе.

Углеводороды более тяжёлые чем , суммируют с . При принимают .

6.4.3 Определение среднего значение коэффициента тепловой эффективности лучевоспринимающих поверхностей топки

Коэффициент тепловой эффективности лучевоспринимающей поверхности (экрана) какой-либо стены топки определяется из выражения

, (6.45)

где х_i – угловой коэффициент i-го экрана (см. пункт 6.3 Экранирование топочной камеры);

ξ – коэффициент, учитывающий загрязнение экранов в зависимости от вида сжигаемого топлива.

Коэффициент загрязнения топочных экранов ξ составляет:

0,65 – для гладкотрубных экранов при сжигании газа;

0,55 – тоже при сжигании мазута;

0,35 – при сжигании экибастузких углей;

0,45 – при сжигании остальных видов твёрдого топлива;

0,2 – для ошипованных экранов (при сжигании любого вида топлива);

0,1 – для экранов, закрытых шамотным кирпичом (при сжигании любого вида топлива).

Среднее значение коэффициента тепловой эффективности всей топки рассчитывают с учётом всех экранированных и неэкранированных участков, т.е

, (6.46)

Подставив значения и в формулу (6.33) получим значение степени черноты топки .

6.5 Определение температуры продуктов сгорания на выходе из топки

6.5.1 Расчёт выполняется по формуле (6.2)

,

где – температура продуктов сгорания на выходе из топки, ºС;

Т_а = t_a+273 – абсолютная температура продуктов сгорания, которая была бы при их адиабатическом сгорании, К;

а – степень черноты топки (см. пункт 6.4);

М – параметр, определяется в зависимости от относительной высоты максимальной температуры пламени в топке;

В₀ – критерий Больцмана. Определяется выражением

, (6.47)

где φ – коэффициент сохранения теплоты, определяемый по формуле (5.6) согласно пункта 5.4;

В_р – расчётный расход топлива, кг/с согласно пункта 5.3 формула (5.5);

Vс_ср – средняя суммарная удельная теплоёмкость продуктов сгорания топлива, кДж/(кг·К)(кДж/м );

σ = 5,67 ∙10 – коэффициент излучения абсолютно чёрного тела, кВт/(м ∙К );

ψ_ср – среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов, определяется по формуле (6.46);

– суммарная площадь стен (включая фестон) топочной камеры, м², согласно формуле (6.18).

Для определения критерия Больцмана необходимо:

а) задаться температурой газов на выходе из топки (см. пункт 6.4.1.2), затем по таблице 3.2 методом линейной интерполяции для этой температуры определить энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки ;

б) определить по пункту 6.5.1.1 полезное тепловыделение в топке Q_Т;

в) по таблице 3.2 и найденному значению Q_Т (формула 6.49), равному энтальпии продуктов сгорания , методом линейной интерполяции определить адиабатическую температуру горения топлива t_a;

г) определить среднюю суммарную удельную теплоёмкость сгорания топлива Vс_cp (формула 6.56).

Подставив выражение (6.47) в формулу (6.2) и преобразовав её к виду получим

,°C (6.48)

6.5.1.1 Адиабатическая температура горения топлива t_a.

Полезное тепловыделение в топке Q_Т , кДж/кг (кДж/м ), состоит из располагаемой теплоты топлива с учётом потерь в топочной камере и теплоты, вносимой в топку воздухом . При предварительном подогреве воздуха вне парогенератора значение должно быть уменьшено на количество теплоты , кДж/кг (кДж/м ) полученной воздухом, например в паровом калорифере перед воздухоподогревателем, поскольку оно входит в . , см. пункт 4.1.1.

, (6.49)

где – располагаемая теплота топлива, кДж/кг, определяется по формуле (4.3);

– потери тепла (см. раздел 4 расчёт теплового баланса котла);

– теплота вносимая в топку воздухом, кДж/кг, определяется по формуле:

, кДж/кг (6.50)

где – коэффициент избытка воздуха и присосы воздуха в топке;

– энтальпия теоретического количества горячего воздуха, кДж/кг;

– энтальпия теоретического количества холодного воздуха, поступающего в воздухоподогреватель, кДж/кг.

Энтальпии теоретически необходимых количеств воздуха и находят для температур t и t (см. задание) по табл. XIV и XV [1], или рассчитывают, как произведение удельной теплоёмкости воздуха на его температуру и объём.

Адиабатическая температура горения топлива t_a определяется методом линейной интерполяции по таблице 3.2 или из графика H = f(t) рис. 3.1. для энтальпии равной полезному тепловыделению в топке котельного агрегата.

6.5.1.2 Учёт характера распределения температуры в топке.

Для учёта характера распределения температуры в топке служит параметр М, значение которого зависит от относительного местоположения максимальной температуры пламени.

а) при камерном сжигании высокореакционных топлив (бурые и каменные угли, фрезерный торф) и слоевом сжигании всех топлив

(6.51)

б) при камерном сжигании низкореакционных топлив (антрацитовый штыб, тощие угли), а также каменных углей с повышенной зольностью (типа экибастузского)

(6.52)

в) при камерном сжигании газа и мазута

(6.53)

Коэффициент в формулах 6.51, 6.52, 6.53 характеризует относительное положение максимума температуры топочных газов. Определение коэффициента разных видов топок см. стр. 28 – 29 [2]. Для камерных топок с горизонтальным расположением горелок и верхнем отводе газов из топки значение определяют по формуле

, (6.54)

– относительный уровень расположения горелок;

– поправка учитывающая смещение максимума температуры в топке относительно уровня расположения горелок.

Для газомазутных топок при паропроизводительности агрегата D > 35 т/ч , при D ≤ 35 т/ч .Для других видов топок см. стр. 29 [2].

, (6.55)

где h_Г, h_Т – соответственно высота расположения осей горелок и высота топки от пода или середины холодной воронки, м. h_Г, h_Т для примера изображены на рис. (6.10).

При любом значении параметр М принимается для твёрдых топлив не менее 0,5.

Численно при сжигании мазута М = 0,48.

Рис. 6.10

6.5.1.3.1 Средняя суммарная удельная теплоёмкость продуктов сгорания топлива

, кДж/кг (6.56)

где – температура продуктов сгорания топлива, °С (предварительно задана см. пункт 6.4.1.2, затем уточняется см. ниже).

– энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки, кДж/кг находится методом линейной интерполяции для температуры по таблице 3.2.

– полезное тепловыделение в топке кДж/кг (кДж/м )(см. формулу 6.49);

t_a – адиабатическая температура горения топлива, °С (см. пункт 6.5.1.1).

6.5.2 Проверка правильности определения температуры продуктов сгорания на выходе из топки и её соответствия условиям эксплуатации

Определяют температуру газов на выходе из топки по формуле (6.48).

Средняя суммарная теплоёмкость продуктов сгорания Vс_cp и степень черноты факела рассчитывались по предварительно принятой температуре газов на выходе из топки . Правильность определения Vс_cp и оценивают по расхождению значений температуры , принятой предварительно и полученной в результате расчёта. При расхождении не более чем на ± 100 °С ошибка в определении Vс_cp и так мала, что практически не влияет на точность расчёта .

Если же определенная по расчёту температура газов на выходе из топки отличается от предварительно принятой более чем на ± 100 °С, то найденную в результате расчёта температуру следует принять за исходную, затем уточнить значения Vс_cp и и определить новое значение .

Полученную из расчёта температуру газов на выходе из топки нужно проверить на устойчивость горения топлива и отсутствие шлакования поверхностей, расположенных в выходном окне топки.

Для обеспечения надёжной и бесперебойной работы парогенератора при сжигании твёрдого топлива необходимо, чтобы температура газов на выходе из топки не выходила за определённые пределы. Нижний предел её определяется из условий сохранения устойчивости горения топлива: при низкой температуре в топке затрудняется воспламенение топлива, ухудшается выгорание частиц топлива в объёме факела. Минимально и максимально допустимые температуры газов на выходе из топки при слоевом и камерном сжигании твёрдых топлив приведены в таблицах 5 – 5 и 5 – 6 [2].

Для топок, в которых сжигаются жидкие и газообразные топлива, названные ограничения температуры дымовых газов на выходе из топки снимаются, так как устойчивость горения этих топлив очень высока, а возможность шлакования отсутствует. Некоторые ограничения накладываются условиями эксплуатации конвективных поверхностей нагрева. Не рекомендуется, чтобы температура газов на выходе из топки была более 1200 ºС для мазута и 1250 ºС для газа. Для парогенераторов с развитыми конвективными пучками эта температура может быть повышена на 50 ºС.

Если найденная из расчёта температура газов на выходе из топки выходит за допустимые пределы по условиям устойчивого горения или шлакования, необходимо проделать конструктивно-поверочный расчёт теплообмена в топке, а именно:

1. Изменить высоту расположения горелок в пределах 0,5 м, пересчитать параметр М и затем пересчитать температуру на выходе из топки. Перемещение горелок ближе к нижней части топки снижает температуру на выходе из нее и наоборот.

2. Если первый способ не позволяет достичь результата, необходимо изменить ширину топки и повторить расчёт в приведенной последовательности. При этом увеличение ширины топки влечёт снижение температуры на её выходе и наоборот.

Если расчётная температура на выходе из топки находится в допустимых пределах, то по её значению по Н - t – таблице (табл. 3.2) определяется энтальпия газов на выходе из топки и затем рассчитывается общее лучистое тепловосприятие топки.

, кДж/кг (кДж/м³) (6.57)

где φ – коэффициент сохранения тепла котельного агрегата.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Тепловой расчёт котельных агрегатов (Нормативный метод) / Н. В. Кузнецов, В. В. Митор, И. Е. Дубовский и др. – М.: Энергия, 1973. – 296 с.

2. Частухин В. И. Тепловой расчёт промышленных парогенераторов. – К.: Вища школа, 1980. – 184 с.

3. Энергетическое топливо СССР (Ископаемые угли, горючие сланцы, торф, мазут и горючий природный газ). Справочник / И. И. Матвеева, Н. В. Новицкий,

В. С. Вдовченко и др. – М.: Энергия, 1979. – 128 с.

4. Енин В. И. Судовые паровые котлы. Изд. 2-е, перераб. и доп. – М.: Транспорт, 1984 – 246 с.

5. Методичні вказівки з оформлення графічних та текстових документів для студентів спеціальності “Експлуатація суднових енергетичних установок” усіх форм навчання / Укладачі: проф. Дикий М.О., доц. Горалік Є.Т., доц. Лопатюк С.П. – К.: КДАВТ, 2001. – 55 с.

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица А.1 Термодинамические свойства воды на линии насыщения и сухого насыщенного пара

Абсолютное давление Р, МПа	Температура насыщения, °С	ρ', м /кг	ρ'', м /кг	H , кДж/кг	Н , кДж/кг	r, кДж/кг
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9 3,0 3,1 3,2 3,3 3,4 3,5 3,6 3,7 3,8 3,9 4,0 4,1 4,2 4,3 4,4 4,5 4,6 4,7 4,8 4,9 5,0	99,6 120,23 133,54 143,6 151,8 158,8 164,9 170,4 175,4 179,8 184,1 187,9 191,6 195,0 198,3 201,37 204,3 207,1 209,8 212,4 214,8 217,2 219,5 221,8 223,9 226,0 228,0 230,0 231,9 233,8 235,6 237,4 239,2 240,8 242,5 244,2 245,7 247,3 248,8 250,3 251,8 253,2 254,6 256,0 257,4 258,76 260,1 264,1 262,6 263,9	0,00104 0,00106 0,00107 0,00108 0,00109 0,00110 0,00111 0,00111 0,00112 0,00113 0,00113 0,00114 0,00114 0,00114 0,00115 0,00116 0,00116 0,00117 0,00117 0,00117 0,00118 0,00118 0,00119 0,00119 0,00120 0,00120 0,00120 0,00121 0,00121 0,00121 0,00122 0,00122 0,00123 0,00123 0,00123 0,00124 0,00124 0,00124 0,00124 0,00125 0,00125 0,00125 0,00126 0,00126 0,00127 0,00127 0,00127 0,00128 0,00128 0,00128	1,6900 0,880 0,6060 0,4620 0,3748 0,3155 0,2727 0,2403 0,2148 0,1943 0,1774 0,1632 0,1511 0,1407 0,1316 0,1236 0,1166 0,1103 0,1046 0,0995 0,0948 0,0906 0,0867 0,0832 0,0799 0,0768 0,0740 0,0714 0,0689 0,0666 0,0644 0,0624 0,0605 0,0587 0,0570 0,0554 0,0538 0,0524 0,0510 0,0497 0,0484 0,0472 0,0461 0,0451 0,0440 0,0430 0,0420 0,0411 0,0402 0,0394	417,5 504,7 561,4 604,7 640,1 670,4 697,1 720,9 742,6 726,6 781,1 798,4 814,7 830,1 844,7 858,6 871,8 884,6 896,8 908,6 919,9 930,9 941,6 951,9 962,0 971,7 981,2 990,5 999,5 1008,4 1017,4 1025,5 1033,7 1041,8 1049,8 1057,6 1065,3 1072,8 1080,2 1087,5 1094,5 1101,7 1108,6 1115,5 1122,2 1128,9 1135,4 1141,9 1148,3 1154,6	2675,7 2706,9 2725,5 2738,5 2748,5 2756,4 2762,9 2768,4 2773,0 2777,0 2780,4 2783,4 2786,0 2788,4 2790,4 2792,2 2793,8 2795,1 2796,4 2797,4 2798,3 2799,1 2799,8 2800,4 2800,8 2801,2 2801,5 2801,7 2801,8 2801,9 2801,9 2801,8 2801,7 2801,5 2801,3 2801,0 2800,7 2800,3 2799,9 2799,4 2798,9 2798,4 2797,8 2797,2 2796,5 2795,9 2795,2 2794,4 2793,6 2792,8	2258,2 2202,2 2164,1 2133,8 2108,4 2086,0 2065,8 2047,5 2030,4 2014,4 1999,3 1985,0 1971,3 1958,8 1945,7 1933,6 1922,0 1910,5 1899,6 1888,8 1878,4 1868,2 1858,2 1848,5 1838,8 1829,5 1820,3 1811,2 1802,3 1793,5 1784,9 1776,3 1768,0 1759,7 1751,5 1743,4 1735,4 1727,5 1719,7 1711,9 1704,3 1696,7 1689,2 1681,7 1674,3 1667,0 1659,8 1652,5 1645,3 1638,2

Таблица А.2 Удельные объёмы и энтальпии перегретого пара для различных давлений

t, °C	1,2 МПа		1,4 МПа		1,6 МПа		1,8 МПа		2,0 МПа		2,2 МПа		2,4 МПа
	ρ, м / кг	Н , кДж/ кг	ρ, м /кг	Н , кДж/ кг	ρ , м / кг	Н , кДж/ кг	ρ , м /кг	Н , кДж/ кг	ρ , м /кг	Н , кДж/ кг	ρ , м /кг	Н , кДж/ кг	ρ , м /кг	Н , кДж/ кг
220 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400	0,179 0,183 0,188 0,192 0,197 0,201 0,205 0,210 0,214	2865 2889 2912 2935 2958 2980 3002 3024 3046	0,152 0,156 0,160 0,164 0,167 0,171 0,175 0,179 0,182	2855 2880 2904 2928 2951 2974 2996 3019 3041	0,131 0,135 0,138 0,142 0,145 0,148 0,152 0,155 0,159	2844 2870 2895 2919 2943 2967 2990 3013 3035	0,125 0,128 0,131 0,134 0,137 0,140 0,143 0,146 0,149 0,152 0,155 0,157 0,160 0,163 0,166 0,168	2911 2934 2960 2983 3007 3030 3052 3075 3097 3119 3141 3164 3186 3208 3230 3251	0,112 0,114 0,117 0,120 0,123 0,126 0,128 0,131 0,133 0,136 0,137 0,141 0,144 0,146 0,149 0,151	2903 2928 2953 2977 3001 3024 3047 3070 3092 3115 3137 3160 3182 3204 3226 3248	0,100 0,103 0,106 0,108 0,111 0,113 0,116 0,118 0,121 0,123 0,126 0,128 0,130 0,133 0,135 0,137	2894 2920 2945 2970 2994 3018 3042 3065 3088 3110 3133 3156 3178 3200 3223 3245	0,091 0,093 0,096 0,098 0,101 0,103 0,106 0,108 0,110 0,112 0,115 0,117 0,119 0,121 0,123 0,125	2885 2912 2938 2963 2988 3112 3036 3060 3083 3090 3129 3152 3174 3197 3219 3242

Продолжение таблицы А.2

t, °C	3,6 МПа		3,2 МПа		3,4 МПа		4,0 МПа		4,2 МПа		4,4 МПа
	ρ , м /кг	Н , кДж/кг	ρ , м /кг	Н , кДж/кг	ρ , м /кг	Н , кДж/кг	ρ , м /кг	Н , кДж/кг	ρ , м /кг	Н , кДж/кг	ρ , м /кг	Н , кДж/кг
270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 500	0,0751 0,0772 0,0792 0,0812 0,0831 0,0850 0,08690,0887 0,0905 0,0923 0,0941 0,0959 0,0976 0,0993 0,1010 0,1030 0,1050 0,1060 01080	2914 2942 2968 2994 3019 3044 3068 3092 3116 3139 3163 3186 3209 3232 3254 3277 3299 3329 3344	0,0697 0,0718 0,0737 0,0756 0,0775 0,0793 0,0810 0,0828 0,0845 0,0862 0,0879 0,0896 0,0912 0,0929 0,0945 0,0961 0,0977 0,0993 0,1009	2906 2934 2962 2986 3014 3039 3063 3087 3111 3135 3159 3182 3205 3228 3251 3274 3297 3319 3342	0,0650 0,0670 0,0690 0,0707 0,0725 0,0742 0,0759 0,0776 0,0792 0,0808 0,0824 0,0840 0,0856 0,0871 0,0887 0,0902 0,0917 0,0932 0,0947	2897 2927 2955 2982 3008 3033 3058 3083 3107 3131 3155 3178 3202 3225 3240 3271 3294 3316 3339	0,0589 0,0605 0,0610 0,06350,0650 0,0665 0,0679 0,0693 0,0707 0,0720 0,0734 0,0747 0,0761 0,0774 0,0787 0,0799 0,0813 0,0826 0,0839 0,0851 0,0864	2962 2990 3016 3042 3068 3093 3118 3143 3167 3191 3215 3238 3261 3285 3308 3331 3354 3377 3399 3422 3445	0,0557 0,0572 0,0587 0,0601 0,0616 0,0630 0,0644 0,0657 0,0671 0,0684 0,0699 0,0710 0,0722 0,0735 0,0748 0,0760 0,0733 0,0785 0,0797 0,0809 0,0821	2955 2983 3010 3037 3063 3088 3114 3139 3163 3187 3211 3235 3258 3282 3305 3328 3351 3374 3397 3420 3443	0,0527 0,0542 0,0557 0,0571 0,0585 0,0597 0,0612 0,0625 0,0638 0,0651 0,0663 0,0675 0,0688 0,07000,0712 0,0724 0,0736 0,0748 0,0760 0,0771 0,0783	2946 2977 3005 3032 3058 3084 3109 3134 3159 3184 3208 3231 3255 3279 3302 3325 3348 3372 3395 3418 3441

Таблица А.3 Средние изобарные теплоёмкости газов при атмосферном давлении (0,1013 МПа), кДж/(м³·К)

°С	СО	N	H O	Сухой воздух	Зола
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100	1,5998 1,7002 1,7873 1,8627 1,9296 1,9887 2,0411 2,0883 2,1311 2,1692 2,2035 2,2349 2,2638 2,2898 2,3136 2,3354 2,3555 2,3743 2,3915 2,4074 2,4221 2,4359	1,2946 1,2958 1,2996 1,3067 1,3163 1,3276 1,3402 1,3536 1,3670 1,3796 1,3917 1,4034 1,4143 1,4252 1,4348 1,4440 1,4528 1,4612 1,4687 1,4758 1,4825 1,4892	1,4943 1,5052 1,5223 1,5424 1,5654 1,5897 1,6148 1,6412 1,6680 1,6957 1,7229 1,7501 1,7769 1,8028 1,8280 1,8527 1,8761 1,8996 1,9213 1,9423 1,9628 1,9824	1,2971 1,3004 1,3071 1,3172 1,3289 1,3427 1,3565 1,3708 1,3842 1,3976 1,4097 1,4214 1,4361 1,4432 1,4556 1,4620 1,4746 1,4825 1,4867 1,4939 1,5010 1,5072	07536 0,7955 0,8374 0,8667 0,8918 0,9211 0,9420 0,9504 0,9630 0,9797 1,0048 1,0258 1,0509 1,0969 1,1304 1,1849 1,2228 1,2979 1,3398 1,3816 1,4235 1,4654

Таблица А.4 Варианты заданий на курсовой проект «Судовые котельные установки»

№	С	Н	S	N	O	W	A	D	P	t	t	t	t	t
1	82,0	11,5	3,5	0,25	0,40	2,20	0,15	25	4,0	450	140	25	220	140
2	83,0	11,5	2,5	0,25	0,40	2,20	0,15	26	4,1	460	145	30	225	145
3	84,0	11,0	2,0	0,25	0,40	2,20	0,15	27	4,2	470	150	35	230	150
4	85,0	10,5	1,5	0,25	0,40	2,20	0,15	28	4,3	480	140	25	235	140
5	86,0	10,5	1,0	0,30	0,40	1,70	0,10	29	4,4	490	145	30	240	145
6	82,5	11,0	3,0	0,30	0,50	2,50	0,20	30	4,5	480	150	35	245	150
7	83,5	11,0	2,5	0,20	0,45	2,15	0,20	31	4,6	470	140	25	250	140
8	84,5	10,5	2,0	0,25	0,50	2,05	0,20	32	4,5	460	145	30	245	145
9	85,5	10,5	1,5	0,25	0,50	1,55	0,20	33	4,4	450	150	35	240	150
10	86,0	10,5	1,0	0,30	0,40	1,70	0,10	34	4,3	460	140	25	235	140
11	82,0	11,5	3,5	0,30	0,50	3,00	0,20	35	4,4	470	145	30	230	145
12	83,0	11,5	3,0	0,30	0,30	2,75	0,15	36	4,5	480	150	35	225	150
13	84,0	10,5	1,5	0,25	0,30	2,40	0,10	38	4,6	490	140	25	220	140
14	85,0	10,5	1,5	0,25	0,40	2,20	0,15	25	4,0	450	145	30	225	145
15	86,0	11,5	1,0	0,25	0,40	1,70	0,15	26	4,2	460	150	35	230	150
16	82,5	11,0	2,5	0,25	0,40	2,75	0,15	27	4,3	470	140	25	235	140
17	83,5	10,5	2,6	0,20	0,40	2,20	0,10	28	4,4	480	145	30	240	145
18	84,5	10,5	1,8	0,30	0,40	2,40	0,10	29	4,5	490	150	35	245	150
19	85,0	10,5	1,8	0,30	0,50	1,70	0,20	30	4,6	480	140	25	250	140
20	85,8	10,5	1,5	0,20	0,40	1,50	0,10	31	4,5	470	145	30	245	145
21	82,0	11,5	2,0	0,25	0,50	2,50	0,20	32	4,4	460	150	35	240	150
22	83,0	11,0	2,5	0,25	0,45	2,60	0,20	33	4,3	450	140	25	235	140
23	84,0	10,5	2,0	0,30	0,40	2,70	0,10	34	4,2	460	145	30	230	145
24	85,0	10,5	2,0	0,30	0,50	1,50	0,20	35	4,1	470	150	35	225	150
25	86,0	10,5	3,0	0,30	0,30	2,75	0,15	36	4,0	480	140	25	220	140
26	82,0	11,5	3,5	0,25	0,40	2,20	0,15	25	4,1	490	145	30	225	145
27	83,0	11,5	2,5	0,25	0,40	2,20	0,15	26	4,2	480	150	35	230	150
28	84,0	11,0	2,0	0,25	0,40	2,20	0,15	27	4,3	470	140	25	235	155

Примечание: котел-прототип выбирается согласно паропроизводительности D, т/ч(кг/с) (см. свой вариант).

Для паропроизводительности D = 25÷27 т/ч – КВ 1-1.

Для паропроизводительности D =28÷33 т/ч – КВГ25К.

Для паропроизводительности D =34÷38 т/ч – КВГ34К.

Чертежи поперечних разрезов котлов приведены в приложении Б.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ B

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ, МОЛОДІ ТА СПОРТУ УКРАЇНИ

КИЇВСЬКА ДЕРЖАВНА АКАДЕМІЯ ВОДНОГО ТРАНСПОРТУ

імені гетьмана Петра Конашевича-Сагайдачного

Факультет судноводіння

Кафедра суднових енергетичних установок,

допоміжних механізмів суден та їх експлуатації

КУРСОВЫЙ ПРОЕКТ

на тему: «Розрахунок топки суднового котельного агрегату»

по дисципліні «Суднові котельні установки»

напрям підготовки: 6.070104 Морський та річковий транспорт

спеціальність «Експлуатація суднових енергетичних установок»

Виконав: студент

курсу групи

(підпис, П. І. Б.)

Перевірив: доцент, к. т. н.

Сардак А. Г.

(підпис, П. І. Б.)

К иїв 20

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ, МОЛОДІ ТА СПОРТУ УКРАЇНИ

КИЇВСЬКА ДЕРЖАВНА АКАДЕМІЯ ВОДНОГО ТРАНСПОРТУ

ім. гетьмана Петра Конашевича-Сагайдачного

Факультет судноводіння

Кафедра суднових енергетичних установок, допоміжних механізмів суден та їх експлуатації

Напрям підготовки: 6.070104 Морський та річковий транспорт спеціальність

«Експлуатація суднових енергетичних установок»

Дисципліна Суднові котельні установки

Курс Група Семестр

ЗАВДАННЯ

на курсовий проект (роботу) студента

(П. І. Б.)

1. Тема проекту: Розрахунок топки суднового котельного агрегату

2. Термін здачі студентом закінченого проекту (роботи) “ ” 20__ р.

3. Вихідні дані проекту:

1. Паропродуктивність парогенератора – D = , т/ч(кг/с);

2. Тиск перегрітого пару – P= , МПа;

3. Температура перегрітого пару – t = , °С;

4. Температура вихідних газів – t = ,°С;

5. Температура холодного повітря – t = , °С;

6. Температура горячого повітря – t = , °С;

7. Температура живильної воды – t = , °С;

8. Вид палива – (хім. скад – C = , H = , S = , N = , O = , W = , A = (%));

9. Тип топки і спосіб спалювання палива – ;

10. Модель котла-прототипу – .

4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить виконати)

5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень)

6. Дата видачі завдання

Керівник

підпис

Завдання прийняв до виконання

підпис

КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН

№	Назва етапів виконання курсового проекту	Строк виконання етапів проекту	% виконання роботи
1	Опис парогенератору. Характеристика палива		10
2	Розрахунок об’ємів ентальпій повітря і продуктів спалювання палива		25
3	Розрахунок теплового балансу		10
4	Визначення витрати палива		5
5	Розрахунок теплообміну в топці		35
6	Оформлення пояснювальної записки. Виконання креслень парогенератора		25

Студент

підпис

Керівник проекту

підпис

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………3

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ……………………………………...4

1 ОПИСАНИЕ ПАРОГЕНЕРАТОРА………………………………………..5

2 ХАРАКТЕРИСТИКА ТОПЛИВА…………………………………………8

3 РАСЧЁТ ОБЪЁМОВ ЭНТАЛЬПИЙ ВОЗДУХА И ПРОДУКТОВ

СГОРАНИЯ ТОПЛИВА……………………………………………………...8

4 РАСЧЁТ ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА КОТЛА…………………………….16

5 РАСХОД ТОПЛИВА………………………………………………………19

6 РАСЧЁТ ТЕПЛООБМЕНА В ТОПКЕ……………………………………20

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...…………………………………………………39

ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………………...40

ПРИЛОЖЕНИЕ А…………..……………………………………………….40

ПРИЛОЖЕНИЕ Б…..………………………………………………………..44

ПРИЛОЖЕНИЕ B……………………………………………………………47

ПРИЛОЖЕНИЕ Г……………………………………………………………48

51