Расчет теплового баланса парового котла (стр. 3 из 8). Тепловой баланс расчет котла

2. Тепловой баланс котла и расчет расхода топлива.

Располагаемое тепло на 1 кг топлива:

Qрр = Qнр + h тл ;

где: Qнр – низшая теплота сгорания рабочей массы топлива,

Qнр = ;

Qв.вн – тепло, внесенное поступающим в теплогенератор воздухом, при подогреве последнего вне агрегата, считаем Qв.вн = 0;

h тл – физическое тепло топлива, для мазута h тл = Стл×tтл.

tтл – температура топлива, равняется 120 0С

Стл – теплоемкость мазута

Стл=1,74+0,0025 tтл=1,74+0,0025х120=2,04

h Тл=2,04х120=244,8 кДж/кг

Следовательно, Qрр = 40277+244,8 =40521,8

Потери тепла от химической и механической неполноты сгорания топлива составляют соответственно:

q3 = 0,5 % ,

q4 = 0 (МУ,стр.11)

Потери тепла с уходящими газами:

q4), %

где: Iух – энтальпия уходящих газов; принимаем при соответствующем избытке воздуха α ух = α"вэ = 1,35 и температуре уходящих газов υ ух = 195 °С (МУ табл.13) по Iυ – диаграмме Iух = 4300;

I˚хв – энтальпия теоретически необходимого количества холодного воздуха,

I˚хв = Vº · С хвt при t = 30°С (МУ стр.11) С хв = 39,8кДж/кг,тогда

I˚хв = 10,6 · 30 · 1,53 = 421 кДж/кг;

q2 = = 9 %

Потери тепла от наружного охлаждения:

q5 = 2,58 % (МУ, табл.12)

Коэффициент полезного действия котлоагрегата (брутто) определяется:

= 100 – (q2 + q3 + q4 + q5 ) = 100 – (9 + 0,5 + 0 + 2,58) = 87,92 %

Коэффициент сохранения тепла:

= =1-2,58 / (2,58 + 87,92) = 0,971

Тепло, полезно отданное в паровом котле:

Qка = Dнп (iнп – i пв) + Dпр (iкв – i пв)

где: Dнп – количество выработанного насыщенного пара,

Dнп = 6500 кг/ч = 1,806 кг/с;

Dпр – расход воды на продувку котла,

, где p – процент продувки, принимаем p = 3 % (МУ стр.15)

Dпр = = 0,054 кг/с;

iнп – энтальпия насыщенного пара, определяется по таблицам по давлению в барабане котла, iнп = 2788 кДж/кг;

iпв – энтальпия питательной воды,

iпв = С в · t пв , кДж/кг,

где: С в – теплоемкость воды,

С в = 4,19 кДж/(кг ·°С)

t пв – температура питательной воды,

принимаем t пв = 100 °С

iпв = 4,19 · 100 = 419 кДж/кг;

iкв – энтальпия кипящей воды в барабане котла, определяется по таблицам по давлению в барабане, iкв = 830 кДж/кг;

Qка = 1,806 · (2788 – 419) + 0,054 · (830 – 419) = 4300 кВт

Расход топлива, подаваемого в топку:

В = = = 0,122 кг/c = 440,5 кг/ч;

Расчетный расход топлива при сжигании природного газа (q4 = 0) равен:

Вр = В = 440,5 кг/ч

3. Тепловой расчет топки.

Полезное тепловыделение в топке:

= ,кДж/кг

где: Qв - тепло, вносимое в топку с воздухом,

Qв = αт · I˚хв = 1,1 · 421 = 463,1 кДж/кг;

= = 39737кДж/кг;

По найденному значению поI υ – диаграмме определим адиабатическую температуру горения (при αт = 1,1)

ta= 1910°С;

Та = ta+273 = 1910 + 273 = 2183 К

Средняя суммарная теплоёмкость продуктов сгорания 1 м3 газообразного топлива:

= ;

где: - предварительно принятая температура газов на выходе из топки, для природного газа принимаем = 1200°С;

- энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки, соответствующая температуре по I υ – диаграмме принимаем = 23700 кДж/м3;

= = 19,8 ;

Поверхность стен топочной камеры равна: Fст = 40 м2

Параметр М при сжигании мазута определяется: М = 0,54 – 0,2Хт

где: Хт – отношение высоты расположения осей горелок hг(от пода топки) к общей высоте топки Нт ( от пода топки до середины выходного окна из топки), принимаем Хт = 1,0, тогда

М = 0,54 – 0,2 · 1,0 = 0,34

Средний коэффициент тепловой эффективности экранов:

Ψср = Х · ζ

где: Х – угловой коэффициент, Х = 1 (1, рис.3.3)

ζ – коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия вследствии загрязнения или закрытия изоляцией поверхности, ζ = 0,55 (1, табл. 14)

Ψi = 1 · 0,55 = 0,55

Ψср==(0,55х16,8+0,55х3,2+0,55х6,72+0,55х6,72)/40=0,46

Степень черноты камерной топки при сжигании природного газа:

ат = ;

где: аф– эффективная степень черноты факела, для газообразного топлива

аф= m · асв+ (1 – m) · аг

где: m– коэффициент, характеризующий долю топочного объёма, заполненного светящейся частью факела, m= 0,1 (1, стр.19)

асв, аг – степень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов, какой обладал бы факел при заполнении всей топки соответственно только светящимся пламенем или только несветящимися трехатомными газами,

асв = 1- ;

аг = 1- ;

где: kг , kс – коэффициенты ослабления лучей трехатомными газами и сажистыми частицами,

кр rп = , ;

где: Рп – парциальное давление трехатомных газов,

Рп = Р · rп

где: Р – давление в топочной камере котлоагрегата, принимаем Р = 0,1 МПа

( МУ стр. 19)

rп – суммарная объёмная доля трехатомных газов, rп = 0,248 (табл. 3)

Рп = 0,1 · 0,248 = 0,0248 МПа

rh3O – объёмная доля водяных паров, rh3O = 0,122 (табл. 3)

–абсолютная температура на выходе из топочной камеры,

= + 273 = 1200 + 273 = 1473 К

S – эффективная толщина излучающего слоя,

S = ,м

где: Vти Fт объём и поверхность стен топочной камеры

Vт = 11,8 м3 ( МУ, табл.6) , Fт = 40 м2 ( 3, табл. 2.7)

S = = 1,062 м , тогда

кр rп = = 0,203 ;

kс – коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами

kс = , ;

kс = 0,03 · (2 – 1,1) · (1,6 · – 0,5) · 84,65/11,7 = 0,363 , тогда

асв = 1 – = 0,451 ;

аг = 1 – = 0,19 ;

аф= 0,55 · 0,451+ (1 – 0,55) · 0,19 = 0,36 ;

ат = = 0,55 ;

Температура газов на выходе из топки:

υт″ = =

= = 1140 °С ;

Так как расхождение между полученной расчетным путем температурой (υт″ = 1140°С) и ранее принятым значением (= 1200°С) на выходе из топки не превышает ± 5%, то тепловой расчет топки считается законченным.

studfiles.net

5. Тепловой баланс котла. Расчет котельной установки

Расчет теплового баланса парового котла

4 Тепловой баланс котла

Расчет теплового баланса котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

При работе парового котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре, и на покрытие различных потерь теплоты.

Определяем потерю теплоты с уходящими газами q2 , %

(17)

где Hух – энтальпия уходящих газов, кДж/м3 ;

H0х.в – энтальпия теоретического объёма холодного воздуха, определяем при tв = 300 С, кДж/м3 ;

aух – коэффициент избытка воздуха в уходящих газах в сечении газохода после последней поверхности нагрева;

q4 – потеря теплоты от механической неполноты горения, %; для природного газа q4 =0;

Qрр – располагаемая теплота топлива, кДж/м3 .

Энтальпия теоретического объема холодного воздуха H0хв , кДж/м3 , при температуре 300 С

H0хв =39,8 V0 (18)

H0хв = 39,8 * 10,03 = 399,2

Определяем располагаемую теплоту Qрр , кДж/м3 , для газообразного топлива

Qрр = Qсн (19)

где Qсн – низшая теплота сгорания сухой массы газа, кДж/м3

Qрр =38380

Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива q3 , %, обусловлена появлением в уходящих газах горючих газов СО, Н2 , СН4 . По таблице 4.4 [2] q3 =0,5.

Потеря теплоты от механической неполноты горения топлива q4 , %, наблюдается только при сжигании твердого топлива и обусловлена наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц. Для газа q4 = 0 %.

Потеря теплоты от наружного охлаждения q5 , %, обусловлена передачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру и для парового котла определяется по формуле

q5 = q5ном (Dном / D) (20)

где q5ном – потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парового котла, %; принимаем по таблице 4.5 [2] q5ном =2,3;

Dном – номинальная нагрузка парового котла, т/ч;

D – расчетная нагрузка парового котла, т/ч.

q5 =2,3* 6,5/6,5 =2,3

Определяем КПД брутто ηбр , %, парового котла из уравнения обратного теплового баланса

ηбр =100-(q2 +q3 +q4 +q5 +q6 ). (21)

При сжигании газообразного топлива уравнение примет вид

ηбр =100–(q2 + q3 +q5 )

ηбр =100–(6,2+0,5+2,3)=91,0

Определяем полезную мощность Qпг , кВт, парового котла

Qпг =Dн.п (hн.п – hп.в )+ 0,01рDн.п (hкип – hп.в ) (22)

где Dн.п – расход выработанного насыщенного пара 1,8, кг/с;

hн.п – энтальпия насыщенного пара определяется из ист.4, 2789 кДж/кг;

hп.в – энтальпия питательной воды ист.4, 820 кДж/кг;

р – непрерывная продувка парового котла, 2,5 %;

hкип – энтальпия кипящей воды в барабане котла, 826 кДж/кг.

Qпг =1,8 (2789 – 419) + 0,01*2,5*1,8 (826– 419)=4284,3

Определяем расход топлива Впг , м3 /с, подаваемого в топку парового котла из уравнения прямого теплового баланса

Впг = (Qпг / (Qрр *ηбр ))100 (23)

Впг = (4284,3/ (38380 * 91,0)) 100 =0,123

Определяем расчётный расход топливаВр , м3 /с

Вр =Впг = 0,123

Определяем коэффициент сохранения теплоты φ

(24)

φ = 1-2,3/(91,0 +2,3) = 0,975

5 Расчет топочной камеры

Расчёт топки производим по формулам в соответствии с источником [2] в следующей последовательности.

Предварительно задаемся температурой продуктов сгорания на выходе из топочной камеры 10350 С. Для принятой температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице 2 – Энтальпии продуктов сгорания Н = ƒ (J), кДж/м3 .

Подсчитываем полезное тепловыделение в топке Qт , кДж/м3

(25)

где Qв – теплота вносимая в топку с воздухом, кДж/м3

Qт = 38380 (100-0,5)/100+419,6=38607,6

Для паровых котлов, не имеющих воздухоподогревателя, теплоту Qв , кДж/м3 , определяем

Qв =α˝т *H0х.в . (26)

Qв =1,05*399,2=419,16

Определяю коэффициент ψ тепловой эффективности экранов

ψ = χ *ξ, (27)

где χ – угловой коэффициент, т.е. отношение количества энергии, посылаемой на облучаемую поверхность, к энергии излучения всей полусферической излучающей поверхности. Угловой коэффициент показывает, какая часть полусферического лучистого потока, испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и зависит от формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене. Значение χ определяется из рисунка 5.3 [2] ; χ=0,97;

ξ – коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева вследствие их загрязнения наружными отложениями или закрытия огнеупорной массой. Коэффициент загрязнения принимается по таблице 5.1 [2]: ξ=0,67.

ψ = 0, 97*0, 67=0, 65

Определяем эффективную толщину S, м, излучающего слоя

S=3,6Vт /Fст (28)

где Vт – объем топочной камеры, м3 ;

Fст – поверхность стен топочной камеры, м2 .

S=3, 6*11, 2/29, 97=1, 35

Определяем коэффициент k, (м·МПа)–1 , ослабления лучей. При сжигании газообразного топлива коэффициент ослабления лучей зависит от коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами kг и сажистыми частицами kс

k = kг rп + kс (29)

где kг – коэффициент ослабления лучей трёхатомными газами, (м·МПа)–1 ;

rп – суммарная объёмная доля трёхатомных газов; принимаю по таблице 1;

kс –коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, (м·МПа)–1 .

Коэффициент kг , (м·МПа)–1 , ослабления лучей трехатомными газами определяю по формуле

(30)

где рп = rп р – парциальное давление трёхатомных газов, МПа;

р – давление в топочной камере котлоагрегата, для агрегатов, работающих без наддува принимаю р = 0,1 МПа;

T˝т – абсолютная температура на выходе из топочной камеры, К (равна принятой по предварительной оценке).

Коэффициент kс , (м·МПа)–1 , ослабления лучей сажистыми частицами

kс

(31)

где Ср , Нр –содержание углерода и водорода в рабочей массе жидкого топлива, %.

При сжигании природного газа

(32)

где Сm Нn – процентное содержание входящих в состав природного газа углеводородных соединений, %

k=8,75*0,257+1,147=3,43

Определяем степень черноты факела аф.

Для газообразного топлива степень черноты аф факела

аф =mасв +(1– m) аг (33)

где m –коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненного светящейся частью факела; принимаю по таблице 5.2 [2] m=0,12 при qV =421 кВт/м3 ;

асв – степень черноты светящейся части факела;

аг – степень черноты несветящихся трёхатомных газов.

Значения асв и аг определяю по формулам

асв =1 – е-(kг rп + kс) р s (34)

аг =1 – е –kг rп р s (35)

асв =1 – е-(3,43*0,1*1,35) =0,37

аг =1 – е –8,75*0,257*0,1*1,35 =0,259

аф =0,12*0,37+(1-0,12)*0,257=0,274.

Определяем степень черноты топки ат для камерной топки при сжигании газа

(36)

ат =0,274/(0,274+(1-0,274)*0,65)=0,36

Параметр М зависит от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки. Для полуоткрытых топок при сжигании газа М=0,48 [источник 2, стр. 67].

Определяем среднюю суммарную теплоёмкость Vс.ср , кДж/м3 ·К, продуктов сгорания на 1 м3 газ а при нормальных условиях

Vс.ср =(Qт – H″т ) / (Та –Т″т ) (37)

где Та – теоретическая (адиабатная) температура горения, К; определяем по таблице 4 по значению Qт , равному энтальпии продуктов сгорания На ; Та =2254, К.

Т″т –температура (абсолютная) на выходе из топки,К;

H″т – энтальпия продуктов сгорания, кДж/м3 ; определяем по таблице 4 при принятой на выходе из топки температуре;

Qт – полезное тепловыделение в топке, кДж/м3 .

Vср

Определяю действительную температуру υ″т , 0 С, на выходе из топки

υ″т =

(38)

Полученная температура на выходе из топки υ″т = 10330 С сравнивается с температурой, принятой ранее, 10350 С. Расхождение между полученной температурой υ″т , 0 С, и ранее принятой на выходе из топки не превышает ±1000 С, расчет считается оконченным.

mirznanii.com

Тепловой баланс котла по упрощенной методике теплотехнических расчетов

Потери теплоты в котлоагрегате по [4] с химическим недожогом отсутствуют q 3 =0%.

Потери теплоты по [4] в котлоагрегате от механической неполноты сгорания топлива

где Qун – теплота сгорания уноса, отнесенная к 1м3 /кг продуктов горения, ккал/м3 ; P– максимальное теплосодержание сухих продуктов горения топлива, ккал/м3 .

Теплота сгорания уноса, отнесенная к 1м3 продуктов горения [4]:

ккал/м3 ,

где a ун =0,95 – доля золы топлива в уносе; сун =3% – содержание горючих в золе-уносе.

Потери теплоты от наружного охлаждения котлоагрегата принимаются по рис. 4-9 из [2] при номинальной нагрузке (50т/ч) и составляют

Потери с физической теплотой шлаков рассчитываются по формуле [6]

где ашл =1 – аун = 1–0,95=0,05– доля золы в шлаке по табл.2.6 из [6]; (с t )шл =0,56 кДж/кг – энтальпия шлака при твердом шлакоудалении при температуре t шл =600ºС по табл.3.5 из [6].

Заключение

В расчетно-графической работе были определены тепловые потери топлива, которые составили:

q 2 = 6,22% – потери теплоты с уходящими газами;

q 3 = 0% – потери теплоты в котлоагрегате с химическим недожогом;

q 4 = 0,33% – потери теплоты в котлоагрегате от механической неполноты сгорания топлива;

q 5 = 0,935% – потери теплоты от наружного охлаждения;

q 6 = 0,00096% – потери с физической теплотой шлаков.

Из анализа тепловых потерь следует, что в современных паровых котлах наибольшее значение имеют потери теплоты с уходящими газами q2 , которые в основном и определяют величину КПД.

В соответствии с рассчитанной суммой тепловых потерь котла (

) поупрощенной методике теплотехнических расчетов Равича М.Б. был определен коэффициент полезного действия котла брутто, который составил . Относительная погрешность определения КПД котла (брутто) этим методом по сравнению с расчетным (92,51%) составила .

Список литературы

1. Исаев А.В. Тепловой баланс паротурбинной установки (ПТУ). Курсовая работа по дисциплине "Анализ теплотехнической эффективности оборудования"

2. Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций/ под ред. А.М. Леонкова. – Минск: Беларусь, 1974. – 368 с.

3. Сорокина Л.А. Топливо и основы теории горения: учеб. пособие / Л.А. Сорокина. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2004. – 78 с.

4. Практические занятия по дисциплине "Анализ теплотехнической эффективности оборудования", 2007.

5. Трембовля В.И. Теплотехнические испытания котельных установок / В.И. Трембовля, Е.Д. Фингер, Л.А. Авдеева. – М.: Энергия, 1977. – 269 с.

6. Сорокина Л.А. Котельные установки и парогенераторы: учеб. пособие / Л.А. Сорокина, В.В. Федчишин, А.Н. Кудряшов. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2002. – 146 с

mirznanii.com

Расчет теплового баланса парового котла

скорость продуктов сгорания на выходе из трубы принимаем равной 20 м/с

Принимаем стандартный диаметр устья дымовой трубы 1,2 м.

Определяем предварительную минимальную высоту трубы Hmin, м

(93)

где А − коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности;

А = 120

F − коэффициент, учитывающий скорость движения вредных веществ в атмосферном воздухе; принимается по СН 369−74;

F = 1

− предельно допустимая концентрация , мг/м³; принимается по таблице 12.1 [2];

ΔТ − разность температур продуктов сгорания, выбрасываемых из трубы и окружающего воздуха, К.

(94)

В соответствии со СНиП 35-76 к установке принимаем трубу из кирпича выходным отверстием 1,2 м. Высота дымовой труб принимаем 30м.

11. Охрана окружающей среды

При работе энергоустановок должны приниматься меры для предупреждения или ограничения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов сточных вод в водные объекты, звукового давления в близ лежащих районов и минимального потребления воды из природных источников.

В настоящее время разработаны предельно допустимые концентрации (ПДК) содержания вредных элементов в атмосфере. Это необходимо для установления безвредности определённых концентраций элементов для человека, животных и растений.

Основными элементами, загрязняющими атмосферный воздух, являются СО, оксид азота, оксид серы и твёрдые частицы. Основным источником выбросов СО является автомобильный транспорт, значительное место занимают и отопительные котельные, которые вырабатывают в атмосферу СО в двадцать раз больше, чем промышленные. Источником выбросов оксидов азота в первую очередь является котельные установки, на которые приходится более половины всех технологических выбросов. До 80% выбросов оксидов серы и около 50% твёрдых частиц также приходятся на долю выбросов котельных установок. Причём для выбросов твёрдых частиц малыми котельными значительна.

Существует четыре направления борьбы с загрязнителями приземной атмосферы:

1. оптимизация процесса сжигания топлива;

2. очистка топлива от элементов, образующихся при сжигании загрязняющих веществ;

3. очистка дымовых газов от загрязняющих веществ;

4. рассеивание загрязнителей в атмосферном воздухе.

Большое влияние на снижение вредных выбросов в атмосферу оказывает обеспечение процесса горения с оптимальным количеством воздуха. При неправильном забросе топлива или проникания через не плотности обмуровки воздух проходит через слой топлива по пути наименьшего сопротивления. В результате повышается химическая неполнота сгорания топлива, что приводит к повышению концентрации СО и сажи.

Установлено, что на оксид азота влияет не производительность котла, а тепловое напряжение топочного объема, от которого, в свою очередь зависит температурный уровень в топке. Снижение выбросов оксидов азота можно обеспечить при работе котлов с 50-60% загрузкой. Зависимость оксидов азота определяется типом горелочного устройства и единичной теплопроизводительности котла. Радикальным методом для котла является замена устаревших конструкций горелок более современными.

Повышение КПД котла и снижение вредных выбросов достигается исключением цикличности в работе механизированной топки, что ликвидирует пик работы выбросов в период расгорания топлива.

Огромное значение в оздоровлении атмосферы имеет перевод малых отопительных котельных с твёрдого на жидкое, а в лучшем случае – на газообразное топливо.

На снижение выбросов влияют различные присадки к мазутам, которые получили широкое применение в энергетике, но практически не используются в промышленных и отопительных котельных, из-за отсутствия достаточного количества присадок и необходимого для их ввода оборудования. Основное действие присадок – повышение качества сжигания, снижение загрязнения и коррозии поверхностей нагрева.

Все котельные работающее на твёрдом топливе, должны быть оборудованы системой газоочистки. В качестве золоуловителей используются: блоки циклонов ЦТКИ; батарейные циклоны с коэффициентом очистки не ниже 85-92%.

Для рассеивания вредных выбросов в атмосферном воздухе используются дымовые трубы. Трубы обеспечивают распространение загрязняющих веществ в окружающем воздухе, тем самым снижают их опасное воздействие в приземной зоне. Дымовые трубы не снижают количество выбросов, а позволяют разбросать на большую площадь, уменьшая концентрацию. Это мероприятие должно использоваться после того когда, исчерпаны все возможные способы уменьшения выбросов загрязнителей. На эффективность рассеивания влияют следующие факторы: состояние атмосферы, скорость ветра, мощность выбросов их скорость и состав, высота дымовой трубы. Необходимым условием должно быть то, что скорость выхода дымовых газов было в два раза выше скорости ветра.

12. Энергосберегающие мероприятия

В настоящее время перед человечеством стоит одна из важнейших проблем – проблема экономного и рационального использования топливно-энергетических ресурсов.

Для уменьшения потерь тепла в котельных агрегатах и достижения расчетных значений КПД важное значение имеет содержание в чистоте поверхностей нагрева путем своевременной их очистки от наружных и внутренних загрязнений, качественное ведение топочных процессов и поддержание оптимальных значений коэффициента избытка воздуха, соблюдение установленного водного режима, содержание в исправности обмуровки и гарнитуры и т.д. Для определения и последующего анализа тепловых потерь рекомендуется проводить регулярные балансовые испытания котлов.

Так как КПД котлов меняется в зависимости от нагрузки, то на экономичность работы котельной влияют также режим работы котлов и распределение нагрузки между ними.

На тепловой экономичности котельных сказываются потери топлива при транспортировке и хранении, потери тепла от продувок и растопок и т.д. Экономное расходование топлива в котельных связано с уменьшением потерь тепла у потребителей в первую очередь путем улучшения технического состояния отопляемых зданий и сооружений. При эксплуатации котельной необходимо постоянно контролировать расходы топлива, тепла и пара, а также нормировать удельные расходы топлива.

Нормирование расхода тепла и топлива является важным фактором в рациональном планировании и использовании энергетических ресурсов. Обоснованные нормы расхода позволяют обеспечить необходимый технико-экономический контроль за состоянием использования топлива.

Под нормой расхода понимается количество условного топлива или тепла, которое расходуется совершенно исправным устройством, эксплуатированным с соблюдением нормальных параметров в соответствии с установленным технологическим режимом.

Удельные нормы расхода тепла и топлива устанавливаются в килограммах условного топлива или в гигакалориях.

Тепловая экономичность работы котельной за отчетный период оценивается по отношению действительно израсходованного количества к фактически выработанному котельной тепла.

Экономия тепла должна обусловливаться совершенствованием технологических процессов и эксплуатационных режимов.

Получение экономии за счет несоблюдения нормальных параметров теплоносителя или нарушения утвержденной технологии недопустимо.

Отсюда следуют выводы: за котлом устанавливается экономайзер для уменьшения потери тепла с уходящими газами. Для использования теплоты непрерывной продувки паровых котлов в котельных устанавливаются расширители и теплообменники непрерывной продувки.

Основными направлениями снижения себестоимости пара являются:

А) снижение удельного расхода топлива за счет повышения КПД агрегатов и исключения потерь топлива;

Б) уменьшение расхода энергии на собственные нужды парогенераторов путем устранения вредных сопротивлений в системе пылеприготовления, пароводяного и газовоздушного трактов, а также поддержание оптимального режима работы оборудования;

В) уменьшение численности обслуживающего персонала за счет комплексной механизации и автоматизации всех процессов;

Г) уменьшение первоначальной стоимости парогенераторных установок за счет уменьшения количества агрегатов при большей их единичной мощности, изготовления агрегатов на заводе укрупненными блоками, применения сборных строительных конструкций зданий и сооружений и т.д.

Е) применение рациональных конструкций топочных устройств, систем пылеприготовления и тягодутьевых установок, что снижает тепловые потери парогенераторов и расходы электроэнергии на собственные нужды.

Ж) использование более совершенных систем золоуловителей и в дальнейшем установок для очистки продуктов сгорания от окислов серы и азота, что дает возможность уменьшить вредные выбросы атмосферу.

З) дальнейшее развитие применения систем с ЦВМ для комплексной автоматизации работы парогенераторов, что способствует повышению их надежности и экономичности работы.

mirznanii.com

Расчет теплового баланса парового котла

ВВЕДЕНИЕ

Положительные результаты работы топливно-энергетического комплекса являются основой эффективности экономики любой страны. Причём эти результаты во многом зависят от работы, проводимой в области энергосбережения. В нашей стране задачей повышения эффективности работы энергетической отрасли народного хозяйства придаётся большое значение.

На примере работы минских тепловых электростанций приводим примеры топливоиспользования и системы оценки работы ТЭЦ.

Приоритетными направлениями повышения эффективности работы энергетической отрасли являются:

- увеличение комбинированной выработки энергии на теплоэлектростанциях;

внедрение во всех сферах новых, более совершенных энергосберегающих мероприятий и технологий;

повышение эффективности использования топлива, в первую очередь газа;

использование местных видов энергоресурсов;

увеличение использования возобновляемых энергоресурсов.

Получение электрической и тепловой энергии напрямую обусловлено сжиганием органического топлива, а эффективность работы энергетической отрасли неразрывно связана с показателями топливо использования. Чем они лучше, тем ниже себестоимость электроэнергии и тепла, а рентабельность топливно-энергетического комплекса, соответственно, выше. В совокупности это позволяет не только поддерживать основные средства производства в подлежащем техническом состоянии, но и осуществить модернизацию объектов, а также на системном уровне выполнять мероприятия по энергосбережению.

Как известно, основными показателями, которые характеризуют эффективность использования топлива, является удельный расход условного топлива на производство единицы электроэнергии и тепла. Существенное влияние оказывают на них следующие факторы:

реально сложившееся фактическое потребление электроэнергии и тепла разными группами потребителей, то есть структура энергопотребления;

техническое состояние оборудования, особенно отработавшего свой ресурс;

возможности и технические характеристики схем передачи, и распределение энергии, то есть внутренние потери;

оптимальный выбор состава работающего оборудования и распределение нагрузок.

Ряд перечислений можно расширить, но ясно одно: показатели эффективности топливоиспользования могут носить как объективный, так и субъективный характер.

Оптимальное распределение нагрузок работающего оборудования - задача весьма сложная, требует применения методов математического динамического программирования и решается только при помощи вычислительной техники.

На Минской ТЭЦ-3 удельный расход условного топлива на производство электроэнергии удалось снизить с 208,3 г условного топлива на один киловатт-час до 187,2.

На многих электростанциях такие внешние фактора, как снижение теплофикационной выработки, загрузка оборудования ТЭЦ в конденсационном режиме не позволяют достигать существенного улучшения показателей топливо использования.

1 Принципиальное устройство котла

Паровой котел ДЕ-6,5-14ГМ предназначен для выработки насыщенного пара, используемого для технологических нужд предприятий, на теплоснабжение систем отопления, вентиляции и систем горячего водоснабжения.

Котел двухбарабанный водотрубный выполнен по конструктивной схеме «Д», характерной особенностью которой является боковое расположение конвективной части котла относительно топочной камеры.

Основными составными частями котла являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок и образующие топочную камеру левый топочный экран (газоплотная перегородка), правый топочный экран, трубы экранирования фронтовой стенки топки и задний экран.

Внутренний диаметр верхнего и нижнего барабанов равен 1000мм. Длина цилиндрической части барабана увеличивается с повышением паропроизводительности котлов. Барабаны изготавливаются из стали 16ГС ГОСТ 5520--79, и имеют толщину стенки 13 мм. Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днищах барабанов имеются лазы. Конвективный пучок образован коридорно-расположенными вертикальными трубами диаметром 51х2,5мм, присоединенными к верхнему и нижнему барабанам. Длина конвективного пучка по всей длине цилиндрической части барабана. Ширина конвективного пучка составляет 890мм. Шаг труб конвективного пучка вдоль барабанов 90мм. Поперечный - 110мм. В конвективном пучке котла для поддержания необходимого уровня скоростей газов устанавливается продольная ступенчатая стальная перегородка. Конвективный пучок от топочной камеры отделен газоплотной перегородкой (левым топочным экраном), в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Трубы газоплотной перегородки, правого бокового экрана образуют под и потолок топочной камеры, и трубы экранирования фронтовой стенки вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны.

Средняя высота топочной камеры составляет 2400мм, ширина-1790мм. Глубина топочной камеры увеличивается с повышением паропроизводительности. Трубы правого топочного экрана диаметр 51х2,5мм устанавливаются с продольным шагом 55мм; на вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда отверстий. Экранирование фронтовой стенки выполняется из труб диаметром 51х2,5мм. Основная часть труб конвективного пучка и правого топочного экрана, а также трубы экранирования фронтовой стенки топки присоединяются к барабанам вальцовкой. Трубы газоплотной перегородки, а также часть труб правого топочного экрана и наружного ряда конвективного пучка привариваются к барабанам электросваркой.

Опускным звеном циркуляционного контура являются последние по ходу газов наименее обогреваемые ряды труб конвективного пучка. В нижнем барабане размещается устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды. В качестве первичных сепарационных устройств используются установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств применяются дырчатый лист и жалюзийный сепаратор. На котле ДЕ-6,5-14ГМ предусмотрена непрерывная продувка из нижнего барабана и периодическая из нижнего коллектора заднего экрана. На котле выход дымовых газов осуществляется через окно, расположенное на задней стенке котла.

Котел оборудован стационарным обдувочным аппаратом для очистки наружной поверхности труб конвективного пучка от отложений. Обдувочный аппарат имеет трубу с соплами, которую необходимо вращать при проведении обдувки. Наружная часть обдувочного аппарата крепится к обшивке левой конвективной стенки котла, а конец обдувочной трубы поддерживается при помощи втулки, приваренной к трубе пучка. Вращение обдувочной трубы производится вручную при помощи маховика и цепи. Для обдувки используется пар давлением не менее 0,7МПа. Для удаления отложений из конвективного пучка устанавливаются лючки на левой стенке котла.

У всех котлов на фронте топочной камеры имеется лаз в топку, расположенный ниже горелочного устройства, и три лючка-гляделки: два на правой боковой и один на задней стенках топочной камеры. На котле ДЕ-6,5-14ГМ взрывной клапан расположен на фронте топочной камеры над горелочным устройством. Обмуровка фронтовой стенки выполняется из огнеупорного шамотного кирпича и изоляционных плит. Нагрузку от элементов котла воспринимает опорная рама. Для установки нижнего барабана в конструкции опорной рамы предусмотрены поперечные балки. Нижний барабан на фронте котла закрепляется неподвижно посредством приварки барабана к подушке поперечной балки опорной рамы и неподвижными опорами. Каркас и обшивка со стороны фронта котла крепятся к нижнему барабану неподвижно. Тепловое расширение барабана предусмотрено в сторону заднего днища. На заднем днище нижнего барабана устанавливается репер для контроля за перемещением барабана.

Для сжигания топочного мазута и природного газа устанавливаются газомазутные горелки ГМ-4,5.

Котел ДЕ комплектуется двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольным. На котле ДЕ-6,5-14ГМ оба клапана установлены на верхнем барабане котла, один из них контрольный, срабатывающий при повышении давления более чем на 10%.

На всех элементах и трубопроводах котельного агрегата и его вспомогательных устройствах, заполняемых устройствах, заполняемых рабочим телом и находящихся под давлением, устанавливается соответствующая арматура. К арматуре относят устройства и приборы для управления работой элементов и частей котельных установки, находящейся под давлением, для включения, регулирования и отключения трубопроводов воды, пара или предохраняющие от превышения давления, а также контрольные приборы котлоагрегата (водоуказательные стекла для наблюдения за уровнем воды в барабане).

На ДЕ 6,5-14 устанавливается арматура: главная паровая задвижка; вентиль воздушник; вентиль отбора пара на собственные нужды; задвижки на питательных трубопроводах; два предохранительных клапана- пружинные; два водомерных стекла; манометр; вентили для непрерывной продувки; вентили для периодической продувке.

Для контроля уровня воды в паровом котле применяют водоуказательные приборы. Паровой котел ДЕ должен иметь не менее двух водоуказателей. Чаще всего используют водоуказатель с плоскими стеклами «клингер», вставленными на прокладке в рамку. Плоские стекла имеют сложное устройство, но удобны и безопасны в работе. Они лопаются редко, оставаясь при всём этом в металлической рамке и не разлетаясь на куски, вследствие чего для этих стекал, не нужны ограждения. На внутренней сторон стекла имеются продольные риски, благодаря которым вода в стекле кажется темной, а пар - светлым, т.е. создается отчетливая граница между темной полосой пара над ней.

Котел ДЕ должен быть снабжен двумя независимыми предохранительными клапанами, которые устраивают так, чтобы давление пара в котле не могло превышать допускаемое рабочее. Предохранительные клапаны выпускают излишний пар при через в мерном повышении давлении, т.е. когда стрелка манометра переходит за красную черту.

Парозапорные устройства (вентили, задвижки), предназначенные для отключения котла от потребителя воды или пара. В зависимости от параметров протекающей среды и размеров вентили могут соединяться с трубопроводами на фланцах, резьбе или с помощью сварки. Вентили имеют плоский или игольчатый клапан. Вентили с плоским клапаном используют в качестве запорных устройств, а игольчатым клапаном - для дросселирования.

В гарнитуру котельного агрегата входят дверца, лазы, гляделки, взрывные клапаны, шиберы или поворотные заслонки.

Для наблюдения за процессом горения топлива и конвективных газоходов в обмуровке котлоагрегата выполняют гляделки. Взрывные клапаны предохраняют обмуровку от разрушения при случайных хлопках в газоходах котла. С помощью чугунных дымовых шиберов или поворотных заслонок регулируют тягу и перекрывают боров.

2 Расчет процесса горения

Расчет процесса горения выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

Из таблицы характеристик топлив [источн.1] выбираем расчетные характеристики природного газа газопровода Кумертау-Ишимбай-Магнитогорск, %: СН4=85,9; С2Н6=6,1; С3Н8=1,5; С4Н10=0,8; С5Н12=0,6; N2=5,0; СО2=0,1; Qрн = 38380,4 МДж/м3.

Определяем теоретический объем воздуха V0, м3/м3, необходимого для полного сгорания при сжигании газа

V0=0,0476 [0,5 СО+0,5Н2+1,5Н2S+?(m+n/4)СmНn-О2], (1)

где m - число атомов углерода;

n - число атомов водорода.

V0=0,0476[(1+4/4)85,9+(2+6/4)6,1+(3+8/4)1,5+(4+10/4)0,8+(5+12/4)0,6]=10,03.

Определяем теоретический объем азота V0N2, м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа

V0N2=0,79 V0 +Nр / 100. (2)

V0N2=0,79 10,03+5,0 / 100=7,97.

Определяем объём трехатомных газов VRO2, м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа

VRO2=0,01(СО2+СО+Н2S+? m СmНn). (3)

VRO2=0,01(0,1+(1*85,9+2*6,1+3*1,5+4*0,8+5*0,6)=1,09.

Определяем теоретический объём водяных паров V0h3O, м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа

V0h3O=0,01(Н2S+Н2+? n/2 СmНn+0,124dг.тл)+0,0161 V0. (4)

V0h3O=0,01(4/2*85,9+6/2*6,1+8/2*1,5+10/2*0,8+12/2*0,6+0,124*10)+0,0161*10,03=2,2.

Определяем средний коэффициент избытка воздуха ср, для каждой поверхности нагрев

(5)

где ? и ? - коэффициент избытка воздуха перед и после газохода;

?T- коэффициент избытка воздуха на входе в топку; принимаем равным 1,05[источник 3].

? = ?+ , (6)

где - присос воздуха в поверхность нагрева.

Определяем избыточное количество воздуха Vвизб, м3/м3, для каждого газохода

Vвизб = V0 (ср -1). (7)

Определяем действительный объём водяных паров Vh3O, м3/м3, для газа

Vh3O=V0h3O + 0,0161 (ср-1) V0. (8)

Определяем действительный суммарный объём продуктов сгорания Vг, м3/м3, для газа

Vг= VRO2 + V0N2 +Vвизб + Vh3O. (9)

Определяем объемные доли трехатомных газов rRO2 и водяных паров rh3O, а также суммарную объемную долю rп

rRO2= VRO2 / Vг. (10)

rh3O= Vh3O / Vг. (11)

rп = rRO2+ rh3O. (12)

Результаты расчета действительных объемов продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 1.

Таблица 1

- объемы продуктов сгорания, объемные доли трехатомных газов.

Обозначение и расчетные формулы

	10,5315	11,033	11,534	11,785	12,036	12,537	13,039	13,540	14,042
	1,09
	8,4715	8,973	9,4745	9,7252	9,976	10,477	10,979	11,480	11,982
	2,200805	2,2016	2,2024	2,2028	2,2032	2,2040	2,2048	2,2056	2,2064
	11,76231	12,264	12,766	13,018	13,269	13,771	14,273	14,776	15,278
	0,187107	0,1795	0,1725	0,1692	0,166	0,1600	0,1544	0,1492	0,1444
	0,092669	0,0888	0,0853	0,0837	0,0821	0,0791	0,0763	0,0737	0,0713
	0,279776	0,2683	0,2578	0,2529	0,2481	0,2391	0,2308	0,2230	0,2157

3 Построение Н, Т-диаграммы

Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания производим при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева. Расчёт производим для всего возможного диапазона температур от 100 до 22000C.

Определение энтальпий воздуха и продуктов сгорания производим в последовательности, изложенной в источнике [2].

Определяем энтальпию теоретического объёма воздуха H0в, кДж/м3, для всего выбранного диапазона температур

H0в= V0 (с)в, (13)

где (с)в - энтальпия 1м3 воздуха, кДж/м3[опред. По табл. 3.4 ист. 2].

V0 - теоретический объём воздуха, необходимого для горения, м3/м3 [опред. По табл. 3.3 ист. 2].

Значение теоретического объема воздуха для всего диапазона температур сводим в таблицу 2.

Определяем энтальпию теоретического объёма продуктов сгорания H0г, кДж/м3, для всего выбранного диапазона температур

H0г = VRO2 (с)RO2 + V0N2 (с)N2+ V0h3O(с)h3O, (14)

где (с)RO2, (с)N2, (с)h3O- энтальпии 1м3 трёхатомных газов, теоретического объёма азота, теоретического объёма водяных паров, кДж/ м3;

VRO2, V0N2, V0h3O - объёмы трёхатомных газов, теоретические объёмы азота и водяного пара, м3/м3 [ табл. 3.4].

Значение и определение энтальпии теоретического объема продуктов сгорания для всего диапазона температур сведены в таблицу3.

Определяем энтальпию избыточного количества воздуха Hвизб, кДж/м3, для всего выбранного диапазона температур

Hвизб=(б-1) H0в. (15)

Определяем энтальпию продуктов сгорания H, кДж/м3, при коэффициенте избытка воздуха б >1

H= H0г+ Hвизб. (16)

Значение и определение продуктов сгорания для всего диапазона температур сводятся в таблицу 4.

Таблица 2 - теплосодержание воздуха.

t0	(с)в		(с)в*
100	132,7	10,03	1334
200	267,1		2678
300	404		4052,1
400	543,5		5446,3
500	686,3		6880,6
600	832,4		8345
700	982,8		9849,5
800	1134		11374
900	1285,2		12889
1000	1440,6		14443
1100	1600,2		16048
1200	1759,8		17653
1300	1919,4		19248
1400	2083,2		20892
1500	2247		22537
1600	2410,8		24182
1700	2574,6		25817
1800	2738,4		27462
1900	2906,4		29147
2000	3074,4		30832
2100	3242,4		32517
2200	3410,4		34202

По результатам расчетов выполняем построение графика зависимости энтальпий продуктов сгорания Н от температуры Т.

4 Тепловой баланс котла

Расчет теплового баланса котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

Определяем потерю теплоты с уходящими газами q2, %

(17)

где Hух - энтальпия уходящих газов, кДж/м3;

H0х.в - энтальпия теоретического объёма холодного воздуха, определяем при tв = 300С, кДж/м3;

ух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах в сечении газохода после последней поверхности нагрева;

q4 - потеря теплоты от механической неполноты горения, %; для природного газа q4 =0;

Qрр - располагаемая теплота топлива, кДж/м3.

Энтальпия теоретического объема холодного воздуха H0хв, кДж/м3, при температуре 300С

H0хв =39,8 V0 (18)

H0хв= 39,8 10,03 = 399,2

Определяем располагаемую теплоту Qрр, кДж/м3, для газообразного топлива

Qрр = Qсн (19)

где Qсн - низшая теплота сгорания сухой массы газа, кДж/м3

Qрр=38380

Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива q3, %, обусловлена появлением в уходящих газах горючих газов СО, Н2, СН4. По таблице 4.4 [2] q3=0,5.

Потеря теплоты от механической неполноты горения топлива q4, %, наблюдается только при сжигании твердого топлива и обусловлена наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц. Для газа q4 = 0 %.

Потеря теплоты от наружного охлаждения q5, %, обусловлена передачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру и для парового котла определяется по формуле

q5= q5ном (Dном / D) (20)

где q5ном - потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парового котла, %; принимаем по таблице 4.5 [2] q5ном =2,3;

Dном - номинальная нагрузка парового котла, т/ч;

D - расчетная нагрузка парового котла, т/ч.

q5=2,3 6,5/6,5 =2,3

Определяем КПД брутто збр, %, парового котла из уравнения обратного теплового баланса

збр=100-(q2+q3+q4+q5+q6). (21)

При сжигании газообразного топлива уравнение примет вид

збр =100-(q2+ q3 +q5)

збр =100-(6,2+0,5+2,3)=91,0

Определяем полезную мощность Qпг, кВт, парового котла

Qпг =Dн.п (hн.п - hп.в )+ 0,01рDн.п (hкип - hп.в) (22)

где Dн.п - расход выработанного насыщенного пара 1,8, кг/с;

hн.п - энтальпия насыщенного пара определяется из ист.4, 2789 кДж/кг;

hп.в - энтальпия питательной воды ист.4, 820 кДж/кг;

р - непрерывная продувка парового котла, 2,5 %;

hкип - энтальпия кипящей воды в барабане котла, 826 кДж/кг.

Qпг =1,8 (2789 - 419) + 0,01*2,5*1,8 (826- 419)=4284,3

Определяем расход топлива Впг, м3/с, подаваемого в топку парового котла из уравнения прямого теплового баланса

Впг = (Qпг / (Qрр збр))100 (23)

Впг = (4284,3/ (38380 91,0)) 100 =0,123

Определяем расчётный расход топлива Вр, м3/с

Вр =Впг= 0,123

Определяем коэффициент сохранения теплоты ц

(24)

ц = 1-2,3/(91,0 +2,3) = 0,975

5 Расчет топочной камеры

Расчёт топки производим по формулам в соответствии с источником [2] в следующей последовательности.

Предварительно задаемся температурой продуктов сгорания на выходе из топочной камеры 10350С. Для принятой температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице 2 - Энтальпии продуктов сгорания Н = ѓ (), кДж/м3.

Подсчитываем полезное тепловыделение в топке Qт, кДж/м3

(25)

где Qв - теплота вносимая в топку с воздухом, кДж/м3

Qт =38380 (100-0,5)/100+419,6=38607,6

Для паровых котлов, не имеющих воздухоподогревателя, теплоту Qв, кДж/м3, определяем

Qв =бЅт H0х.в. (26)

Qв =1,05*399,2=419,16

Определяю коэффициент ш тепловой эффективности экранов

ш = ч о, (27)

где ч - угловой коэффициент, т.е. отношение количества энергии, посылаемой на облучаемую поверхность, к энергии излучения всей полусферической излучающей поверхности. Угловой коэффициент показывает, какая часть полусферического лучистого потока, испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и зависит от формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене. Значение ч определяется из рисунка 5.3 [2] ; ч=0,97;

о - коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева вследствие их загрязнения наружными отложениями или закрытия огнеупорной массой. Коэффициент загрязнения принимается по таблице 5.1 [2]: о=0,67.

ш = 0, 97*0, 67=0, 65

Определяем эффективную толщину S, м, излучающего слоя

S=3,6Vт/Fст (28)

где Vт - объем топочной камеры, м3;

Fст - поверхность стен топочной камеры,

referatwork.ru

Каталог товаров:

Контакты

Статистика сайта

Расчет теплового баланса парового котла (стр. 3 из 8). Тепловой баланс расчет котла

2. Тепловой баланс котла и расчет расхода топлива.

3. Тепловой расчет топки.

5. Тепловой баланс котла. Расчет котельной установки

Похожие главы из других работ:

1.3 Тепловой баланс парового котла. Определение расчетного расхода топлива

3.1 Определение тепловосприятий пароперегревателя, экономайзера, воздухоподогревателя. Тепловой баланс парового котла

3.5 Тепловой баланс котла и расход топлива

2.2.3 Тепловой баланс котла

1.2.2 Тепловой баланс котла

5. Тепловой баланс котла

4. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС КОТЛА

3.3 Внутрішній баланс котла

3. Тепловий баланс котла

10. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС КОТЛА

5. Предварительный тепловой баланс котла

Тепловой баланс котла

3. Тепловой баланс парового котла. определение расчетного расхода топлива

4. Тепловой баланс котла

3. Тепловой баланс котла

Расчет теплового баланса парового котла

Тепловой баланс котла по упрощенной методике теплотехнических расчетов

Заключение

Список литературы

Расчет теплового баланса парового котла

Расчет теплового баланса парового котла