Тепловой расчет котельных агрегатов средней паропроизводительности: Учебное пособие - Лебедев В.М., Приходько С.В.

teplovoj_rascet_kotelnyh_agregatov_srednej_paroproizvoditelnosti_1-21

teplovoj_rascet_kotelnyh_agregatov_srednej_paroproizvoditelnosti_22-42

teplovoj_rascet_kotelnyh_agregatov_srednej_paroproizvoditelnosti_43-63

teplovoj_rascet_kotelnyh_agregatov_srednej_paroproizvoditelnosti_64-83

teplovoj_rascet_kotelnyh_agregatov_srednej_paroproizvoditelnosti_84-103

teplovoj_rascet_kotelnyh_agregatov_srednej_paroproizvoditelnosti_104-124

teplovoj_rascet_kotelnyh_agregatov_srednej_paroproizvoditelnosti_125-145

teplovoj_rascet_kotelnyh_agregatov_srednej_paroproizvoditelnosti_146-165

teplovoj_rascet_kotelnyh_agregatov_srednej_paroproizvoditelnosti_166-185

teplovoj_rascet_kotelnyh_agregatov_srednej_paroproizvoditelnosti_186-204

teplovoj_rascet_kotelnyh_agregatov_srednej_paroproizvoditelnosti_205-209

Автор: Лебедев В.М. Приходько С.В.

Теги: теплоэнергетика теплотехника котельные установки учебное пособие издательство лань

ISBN: 978-5-8114-2072-8

Год: 2017

Похожие

Котельные установки промышленных предприятий. Тепловой расчет промышленных котельных агрегатов: Учебное пособие

Котельные установки и парогенераторы: учебное пособие

Котельные установки и парогенераторы: Учебное пособие

Текст

В. М. ЛЕБЕДЕВ,
С. В. ПРИХОДЬКО

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
СРЕДНЕЙ
ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
Издание второе, исправленное и дополненное

ДОПУЩЕНО
УМО по образованию в области энергетики
и электротехники в качестве учебного пособия
для студентов вузов, обучающихся
по направлению подготовки
«Теплоэнергетика и теплотехника»

САНКТПЕТЕРБУРГ
МОСКВА•КРАСНОДАР
2017

ББК 31.361я73
Л 33

Л 33

Лебедев В. М., Приходько С. В.
Тепловой расчет котельных агрегатов средней
паропроизводительности: Учебное пособие. — 2'е изд.,
испр. и доп. — СПб.: Издательство «Лань», 2017. —
212 с.: ил. — (Учебники для вузов. Специальная лите'
ратура).
ISBN 9785811420728
Изложены рекомендации по тепловому поверочному расчету
паровых котлоагрегатов с естественной циркуляцией средней
паропроизводительности, предназначенных для камерного и
слоевого сжигания органического топлива, предоставлен необходи'
мый справочный материал.
Предназначено для студентов, обучающихся по специальности
«Теплоэнергетика и теплотехника», может быть использовано
работниками, занимающимися проектированием и эксплуатацией
котельных агрегатов.

ББК 31.361я73
Рецензенты:
В. А. КУЛАГИН — доктор технических наук, профессор, зав.
кафедрой «Теплотехника и гидрогазодинамика» Сибирского
федерального университета, почетный работник науки и техники
РФ;
А. С. ЗАВОРИН — доктор технических наук, профессор, зав.
кафедрой
«Парогенераторостроение
и
парогенераторные
установки» Национального исследовательского Томского
политехнического университета, заслуженный работник высшей
школы РФ, почетный работник ВПО.

Обложка
Е. А. ВЛАСОВА
Охраняется законом РФ об авторском праве.
Воспроизведение всей книги или любой ее части
запрещается без письменного разрешения издателя.
Любые попытки нарушения закона
будут преследоваться в судебном порядке.
© Издательство «Лань», 2017
© В. М. Лебедев, С. В. Приходько, 2017
© Издательство «Лань»,
художественное оформление, 2017

ВВЕДЕНИЕ

урсовой проект, являясь важным этапом подготовки
молодого специалиста, помогает ему приобрести практические навыки самостоятельной работы, закрепить и
углубить полученные на лекциях знания путем решения
конкретных инженерных задач, научиться анализировать результаты расчетов.
Курсовой проект для студентов направления подготовки
«Теплоэнергетика и теплотехника» предполагает проведение теплового расчета котельного агрегата.
Паровые котлы электростанций относятся к особо
сложным агрегатам современной техники, поэтому выполнение теплового расчета котла — задача многоплановая и
трудоемкая.
В общем случае тепловой расчет котла разделяется на
ряд этапов:
1) изучение характеристики котла, его конструкции и
условий эксплуатации;
2) уточнение характеристики заданного топлива, способа его сжигания, температуры горячего воздуха и коэффициента его избытка в топке и газоходах;
3) расчет объемов и энтальпий воздуха и продуктов
сгорания;
4) определение потерь теплоты, КПД котлоагрегата и
расхода топлива;
5) поверочно-конструктивные расчеты топки, фестона,
конвективного пароперегревателя, испарительных пучков,
водяного экономайзера и воздухоподогревателя;
6) определение невязки теплового расчета.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

В учебном пособии представлен материал, разработанный на основе нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов [1], справочной литературы [2], руководящих указаний и отраслевых норм с использованием
Международной системы единиц (СИ), этот материал ориентирован в основном на проектирование паровых котлов с
естественной циркуляцией средней паропроизводительности — от 20 до 120 т/ч. При выполнении курсового проекта
рекомендуется использовать техническую литературу, указанную в библиографическом списке.

1
Т

ЗАДАНИЕ
НА РАЗРАБОТКУ ПРОЕКТА
И ПОРЯДОК
ЕГО ВЫПОЛНЕНИЯ

епловой расчет парового котла выполняется для номинальных параметров пара (давления и температуры) и
паропроизводительности. В качестве исходных данных
для проектирования задаются:
• тип котла;
• номинальная паропроизводительность;
• давление и температура перегретого пара;
• температура питательной воды;
• месторождение и марка топлива;
• температура воздуха в котельной;
• величина продувки;
• температура уходящих газов.
Кроме указанных могут быть заданы и другие данные,
например способ сжигания топлива и т. д.
Задание для поверочного расчета включает в себя также
чертеж котла и сведения о конструкции и размерах топочного устройства, поверхностей нагрева и газоходов, необходимые для определения конструктивных характеристик,
используемых в расчете.
Цель теплового расчета — выбор рациональной компоновки и определение размеров всех поверхностей нагрева
котла при конструктивном расчете или определение температуры и тепловосприятия рабочего тела и газовой среды
в поверхностях нагрева при поверочном расчете заданного
котла. Независимо от задачи тепловой расчет выполняют по
нормативному методу [1].
В курсовом проекте тепловой расчет котла (поверочный)
рекомендуется выполнять в следующем порядке:

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

1) составление общего эскиза рассчитываемого котлоагрегата;
2) определение типа топочного устройства;
3) выбор схемы пылеприготовления (для котлов с камерной топкой, предназначенных для сжигания твердого
топлива);
4) выбор коэффициента избытка воздуха по газоходам
котлоагрегата;
5) определение теоретического объема воздуха, объема,
массы и плотности продуктов горения;
6) определение энтальпии воздуха и продуктов сгорания;
7) составление теплового баланса котлоагрегата с определением тепловых потерь, КПД и расхода топлива;
8) определение основных конструктивных характеристик и тепловой расчет топки;
9) определение основных конструктивных характеристик и тепловой расчет фестона;
10) определение основных конструктивных характеристик и тепловой расчет испарительного пучка;
11) определение основных конструктивных характеристик и тепловой расчет пароперегревателя;
12) определение основных конструктивных характеристик и тепловой расчет низкотемпературных поверхностей
нагрева (экономайзера и воздухоподогревателя);
13) определение расчетной невязки теплового баланса
котлоагрегата.
Тепловой расчет котла оформляется в виде расчетнопояснительной записки, которая должна содержать задание
на проектирование (исходные данные), технические характеристики сжигаемого топлива, обоснование принимаемых
решений и соответствующие расчеты (объемов и энтальпии
продуктов сгорания, теплового баланса котла, теплообмена
в топке и поверхностях нагрева и т. д.).
Разделы записки должны иллюстрироваться эскизами
соответствующего элемента котельного агрегата, по которому идет расчет.
Расчетно-пояснительная записка должна включать в
себя тепловую схему котла с указанием на ней температуры

1. Задание на разработку проекта и порядок его выполнения

рабочей среды и продуктов сгорания, а также сводную таблицу основных расчетных величин (прил. 1, табл. П1.1), в
которой целесообразно указать для каждой из рассчитываемых поверхностей нагрева значения температуры и скорости рабочих сред, количество теплоты, отданной дымовыми
газами и воспринятой поверхностью нагрева и т. д.
Графическая часть проекта представлена чертежом продольного разреза котла.

2
В

ХАРАКТЕРИСТИКИ ВИДОВ
ХА
ЭНЕРГ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ТОПЛИВА

се виды энергетического топлива подразделяются на
твердые, жидкие и газообразные (табл. 2.1–2.3).
К твердому топливу относятся ископаемые угли (бурые, каменные и антрацит), торф и горючие сланцы.
К бурым относят угли с высоким содержанием внешнего балласта (Wр + Ар > 40%) и с умеренной низшей рабочей теплотой сгорания (Qнр = 6700 −17000 кДж/кг). По
содержанию влаги в рабочей массе бурые угли разделяются на три группы: 1Б — при содержании Wр > 40%, 2Б —
Wр = 30–40%, 3Б — Wр < 30%. Бурые угли характеризуются высоким выходом летучих горючих (Vг > 40%), легко
теряют на воздухе влагу и механическую прочность, превращаясь в «мелочь», обладают повышенной склонностью
к самовозгоранию.
Каменные угли отличаются более глубоким обуглероживанием исходного органического вещества, сниженным
по сравнению с бурыми углями содержанием влаги и внешнего балласта, и поэтому имеют высокую теплоту сгорания
(Qнр = 17000 − 27000 кДж/кг). В зависимости от выхода летучих каменные угли делятся на марки (табл. 2.4).
К полуантрацитам и антрацитам относятся угли с низким
выходом летучих на горючую массу (Vг < 9%), их низшая
рабочая теплота сгорания Qнр = 24000 − 27000 кДж/кг.
По крупности ископаемые угли разделяются на классы (табл. 2.5). При характеристике топлива к условному
обозначению его марки приписывают условное обозначение класса, например: БК — бурый крупный, ГО — газовый орех, АС — антрацит семечко, БОМ — бурый орех с

Печерский:
Воркутинское
Подмосковный
Урал:
Волчанское
Челябинское
Экибастузский
Южно-Якутский:
Нерюнгринское
Росторф

Канско-Ачинский:
Назаровское
Березовское
Карагандинский
Кузнецкий

Донецкий

Бассейн, месторождение

10
50

3СС
фрезторф

19,8
6,3

35,1
35,7
36,9

22
17
6,5

3Б
3Б
СС

7,9
4,7
38,7
18,2
16,9

34,8
28,8
27,8
32

Ар

0,2
0,1

0,2
0,8
0,7

1,0
2,5

0,4
0,2
0,8
0,4
0,4

1,5
3
2,9
2,2

Sр

60
24,7

27,5
33,6
44,8

52,6
24,3

37,2
44,2
41,8
60,8
60,1

52,2
48,3
44,1
55,2

Cр

3,1
2,6

2,1
2,5
3

3,3
1,9

2,5
3,1
2,7
3,6
4,2

1
3,4
3,3
2,5

Hр

0,6
1,1

0,5
0,9
0,8

1,5
0,4

0,5
0,4
0,6
1,5
2

0,5
0,9
0,9
1

Nр

Состав рабочей массы топлива, %

8
29,4
32,1 30,6

39
33
10
9
8,5

8,5
10
13
6

Wр

Ж
2Б

2Б
2Б
К
1СС
Г

АШ
Г
Д
Т

Марка
топлива

6,3
15,2

12,6
9,5
7,3

4,2
8,2

12,5
14,4
5,4
6,5
7,9

1,5
5,6
8
1,1

Oр

22 480
8120

9520
12 560
17 380

20 770
8670

12 850
15 660
16 240
23 400
23 570

18 230
18 920
17 250
20 600

Теплота
сгорания
Qнр , кДж/кг

Расчетные характеристики твердого топлива

20
70

47
44
25

33
48

47
48
30
31
39,5

4
40
43
12

Выход летучих
на горючую
массу Vг, %

2
—

1,3
1,32
1,35

1,5
1,8

1,1
1,3
1,4
1,5
1,5

0,95
1,25
1,28
1,8

Коэффициент
размолоспособности Kл. о

Т а бл ица 2.1

2. Характеристики видов энергетического топлива

Низкосернистый
Малосернистый
Сернистый
Высокосернистый

Мазут 40 и 100

0,15
0,2
0,49
1

Wр

0,03
0,03
0,05
0,06

Ар

94,24
98,99
90,29
94,08
98,72
98,9
98,24
98,9

СН4

3
0,25
2,8
2,8
0,12
0,13
0,29
0,12

С2Н6

11,9
12,01
11,45
10,64

Hр

0,89
0,04
1,10
0,73
0,01
0,01
0,2
0,01

0,39
0,02
0,75
0,3
<0,01
<0,01
0,09
0,01

С4Н10

0,17
—
0,34
0,07
—
—
0,04
—

С5Н12

0,13
—
0,2
0,02
—
—
—
—

С6Н141

Объемный состав газа, %
С3Н8

Примечание. 1 Сумма высших гомологов (гексан С6Н14 и др.).

Бухара — Урал
Н. Новгород — Иваново — Череповец
Саратов — Москва
Средняя Азия — Центр
Уренгой — Надым — Пунга — Ухта
Уренгой — Новопсков
Уренгой — Сургут — Челябинск
Уренгой — Ужгород

Газопровод

87,33
86,58
85,71
85,04

Cр

Расчетные характеристики газообразного топлива

0,39
0,85
1,8
2,55

Sр

Состав рабочей массы топлива, %

Примечание. 1 Для расчетов принимать как кислород.

Класс

Марка топлива

Расчетные характеристики жидкого топлива
Oр

0,28
0,1
0,32
1
0,14
0,08
0,14
<0,06

СО2

0,21
0,31
0,51
0,711

Nр

0,9
0,6
4,2
1
1
0,87
1
0,9

37 560
35 750
37 010
36 760
35 500
35 590
35 800
35 590

Теплота сгорания Qнc , кДж/м3

Т а бл ица 2.3

41 680
40 530
39 570
39 060

Теплота сгорания Qнр , кДж/кг

Т а бл ица 2.2

10
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

2. Характеристики видов энергетического топлива

мелочью, БМСШ — бурый мелкий с семечком и штыбом
и пр.
Та блица 2.4

Выход летучих веществ для различных марок угля
Обозначение

Выход летучих
веществ на
горючую массу
Vг, %

Длиннопламенный

≥36

Газовый
Газовый жирный
Жирный
Коксовый жирный
Коксовый

Г
ГЖ
Ж
КЖ
К

≥35
31–37
24–37
25–33
17–33

Слабоспекающийся

СС

17–37

От порошкообразного
до слабоспекшегося
Спекшийся
То же
То же
То же
То же
От порошкообразного
до слабоспекшегося

Отощенный спекающийся

ОС

14–27

Спекшийся

9–19

От порошкообразного
до слабоспекшегося

Марка угля

Тощий

Характеристика
нелетучего остатка

Т аблица 2.5

Размеры кусков угля в зависимости от его класса
Класс угля

Плита
Крупный
Орех
Мелкий
Семечко
Штыб
Рядовой

Обозначение

Размер кусков, мм

П
К
О
М
С
Ш
Р

>100
50–100
25–50
13–25
6–13
<6
До 300

К жидкому топливу относится мазут, являющийся отходом переработки нефти. В зависимости от назначения
установлены следующие марки мазута: флотский Ф5, топочный 40 и топочный 100. В качестве жидкого котельного
топлива применяется мазут марок 40 и 100.
По содержанию серы различают низкосернистый
(Sр < 0,5) малосернистый (Sр < 0,5–1,0%), сернистый

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

(Sр = 1,0–2,0%) и высокосернистый (Sр > 2,0–3,5%) мазут.
Предельное содержание серы в мазутах — 3,5%. Предельная зольность мазута марок 40 и 100 установлена на уровне
0,14%. Теплота сгорания топочных мазутов лежит в пределах 39 000–41 700 кДж/кг.
Газообразное топливо представляет собой смесь горючих (водорода, углеводородов, сероводорода и оксида углерода) и негорючих (кислорода, азота, диоксида углерода и
водяных паров) газов.
В качестве газообразного топлива на котельных используются природный газ и отходы металлургического производства — доменный и коксовый газы.
Природный газ — это сухое, практически беззольное топливо, с высокой теплотой сгорания (Qнc = 35000 −
45000 кДж/м3 ).

КОМПОНОВКА
И РАСЧЕТН
РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ
СХЕМА
СХ
ПАРОВОГО КОТЛА

3.1. КОМПОНОВКА КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА

омпоновка — взаимное расположение элементов котельного агрегата. Наиболее часто встречаются четыре типа компоновки энергетических агрегатов: П-, Т-,
N-образная и башенная.
При проектировании котлов средней мощности предпочтение отдают П-образной компоновке, ставшей классической в отечественном котлостроении. В этом случае
котельный агрегат имеет два вертикальных и один горизонтальный газоход. В первом вертикальном газоходе расположена топка с радиационными поверхностями нагрева
(топочные экраны), движение газов в нем направлено снизу
вверх; на выходе из вертикального газохода в газовом окне
размещается фестон (полурадиационная поверхность); в горизонтальном газоходе — одно- или двухступенчатый пароперегреватель (конвективная поверхность) и, в некоторых
случаях, — испарительный пучок труб; во втором вертикальном (опускном) газоходе — низкотемпературные (конвективные) поверхности нагрева — водяной экономайзер и
воздухоподогреватель. Дымовые газы отводятся из нижней
части опускного газохода. В некоторых компоновках воздухоподогреватель устанавливается отдельно.
По заводским чертежам котельного агрегата и по заданию
на проектирование определяются тип топочного устройства
и расположение поверхностей нагрева по ходу движения дымовых газов. Затем после выполнения расчета составляется
расчетно-технологическая схема котельного агрегата с обозначением заданных основных расчетных параметров воды
(пара), воздуха и дымовых газов (рис. 3.1–3.4). На схеме

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

должны быть изображены все теплообменные поверхности и
показана последовательность движения рабочих сред (воды,
пара, воздуха и дымовых газов).

Рис. 3.1
Схема котельного агрегата Б-25/15 ГМ с топкой для сжигания мазута
и газа, одноступенчатой компоновкой пароперегревателя
и одноступенчатой компоновкой «хвостовых» поверхностей нагрева:
1 — горелка; 2 — топочная камера; 3 — горизонтальный газоход; 4 — вертикальный (опускной) газоход; 5 — экономайзер; 6 — барабан; 7 — опускные трубы циркуляционного контура топочных экранов; 8 — подъемные трубы циркуляционного
контура топочных экранов; 9 — фестон; 10 — пароохладитель 11 — пароперегреватель; 12 — воздухоподогреватель; I — топливо; II — питательная вода; III.1 —
холодный воздух; III.2 — горячий воздух; IV — насыщенный пар; V — перегретый
пар; VI — дымовые газы; VII — непрерывная продувка.

3. Компоновка и расчетно-технологическая схема парового котла

Рис. 3.2
Схема котельного агрегата БГ-35 с топкой для сжигания мазута и газа,
двухступенчатой компоновкой пароперегревателя с установкой
пароохладителя «в рассечку» и одноступенчатой компоновкой
«хвостовых» поверхностей нагрева:
1 — горелки; 2 — топочная камера; 3 — горизонтальный газоход; 4 — вертикальный (опускной) газоход; 5 — экономайзер; 6 — барабан; 7 — опускные трубы циркуляционного контура топочных экранов; 8 — подъемные трубы циркуляционного контура топочных экранов; 9 — фестон; 10, 12 — соответственно, I и II ступень
(по ходу пара) пароперегревателя; 11 — пароохладитель; 13 — воздухоподогреватель; I — топливо; II — питательная вода; III.1, III.2 — соответственно холодный и
горячий воздух; IV — насыщенный пар; V — перегретый пар; VI — дымовые газы;
VII — непрерывная продувка.

Рис. 3.3
Схема котельного агрегата К-50-14 с топкой для сжигания каменного угля,
одноступенчатой компоновкой пароперегревателя и двухступенчатой
компоновкой «хвостовых» поверхностей нагрева «в рассечку»:
1 — мельница; 2 — горелки; 3 — холодная воронка; 4 — топочная камера; 5 — поворотная камера; 6 — горизонтальный газоход; 7 — вертикальный (опускной) газоход; 8,
9 — соответственно I и II ступени экономайзера; 10 — барабан котельного пучка; 11 —
котельный пучок; 12 — барабан основного циркуляционного контура; 13 — опускные
трубы топочных экранов; 14 — подъемные трубы топочных экранов; 15 — фестон; 16 —
пароперегреватель; 17, 18 — соответственно I и II ступени воздухоподогревателя; I — топливо; II — пылевоздушная смесь; III — питательная вода; IV.1, IV.2 — соответственно
холодный и горячий воздух; IV.21 и IV.22 — соответственно первичный и вторичный
горячий воздух; V — пароводяная смесь; VI — насыщенный пар; VII — перегретый пар;
VIII — непрерывная продувка; IX — дымовые газы; X — шлак.

3. Компоновка и расчетно-технологическая схема парового котла

Рис. 3.4
Схема котельного агрегата ТС-35у с топкой для сжигания твердого
топлива в плотном слое, двухступенчатой компоновкой пароперегревателя
«в рассечку» и одноступенчатой компоновкой «хвостовых» поверхностей
нагрева:
1 — забрасыватель топлива; 2 — топочная камера; 3 — горизонтальный газоход; 4 —
вертикальный (опускной) газоход; 5 — экономайзер; 6 — барабан; 7 — опускные трубы
топочных экранов; 8 — подъемные трубы топочных экранов; 9 — фестон; 10 — I ступень
(по ходу пара) пароперегревателя; 11 — пароохладитель; 12 — II ступень (по ходу пара)
пароперегревателя; 13 — воздухоподогреватель; 14 — канал для подвода воздуха под колосниковую решетку; I — топливо; II — питательная вода; III.1, III.2 — соответственно
холодный и горячий воздух; IV — насыщенный пар; V — перегретый пар; VI — дымовые
газы; VII — непрерывная продувка; VIII — шлак.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА ТОПОЧНОГО
УСТРОЙСТВА
Топочным устройством (топкой) называют часть котельного агрегата, которая предназначена для сжигания
топлива с целью получения тепловой энергии. Топка котла представляет собой камеру (преимущественно прямоугольного или квадратного сечения). Образующиеся в
топке при горении высокотемпературные дымовые газы
выходят в вертикальный газоход, в котором расположены
поверхности нагрева, унося (в случае сжигания твердого
топлива) остающиеся после горения золовые частицы небольшого размера.
Различают топки слоевые, применяемые для сжигания
кускового (дробленого) твердого топлива, и камерные — для
сжигания газового и жидкого топлива, а также твердого в
пылевидном состоянии.
В нижней части слоевой топки котла средней мощности
располагается подвижная решетка (цепная или колосниковая), на которую подается топливо, воздух в топку подается
через несколько зон, расположенных под решеткой. Перемещаясь вместе с решеткой, топливо постепенно подогревается и сгорает, образующийся шлак в твердом состоянии,
достигнув конца решетки, сбрасывается в бункер.
В камерной топке топливо и воздух подаются через горелки, располагаемые, как правило, на стенах топки. Частицы топлива нагреваются и сгорают в объеме топки. Крупные
частицы золы и образующийся шлак выпадают в нижнюю
часть топки и удаляются механизированным способом с помощью шлакоудаляющего устройства.
В зависимости от фазового состояния удаляемого
шлака различают камерные топки с твердым и жидким
шлакоудалением.
Твердое шлакоудаление применяется при температуре
начала жидкоплавкого состояния золы t3 > 1400°С, а также для топлива с умеренными значениями температуры
t3, но при относительно небольшой зольности этих видов
топлива (Апр < 1%⋅кг/МДж) и высоком выходе летучих
веществ (Vг > 25%). Значение t3 приведено в справочной
литературе [1].

3. Компоновка и расчетно-технологическая схема парового котла

Жидкое шлакоудаление целесообразно при сжигании
топлива с относительно легкоплавкой золой (t3 = 1150–
1300°С) и топлива с малым выходом летучих веществ
Vг = 10–12% (донецкие и кузнецкие угли, АШ, ПА, Т), так
как жидкий шлак повышает температурный уровень низа
топки, что приводит к улучшению условий воспламенения
и выгорания топлива, т. е. к снижению топочных потерь с
недожогом (q3, q4).
3.3. ВЫБОР СХЕМЫ
ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЯ
Для размольной характеристики топлива введено понятие лабораторного относительного коэффициента размолоспособности Кл. о, под которым понимают отношение расхода энергии ЭАШ на размол эталонного топлива, в качестве
которого принят антрацитовый штыб к расходу энергии на
размол испытуемого топлива ЭТ:
Кл.о =

Э АШ
.
ЭТ

(3.1)

Значения Кл. о приведены в таблице 2.1. В зависимости
от значения Кл. о выделяют группы топлив: трудноразмалываемые Кл. о < 1,15, средней сопротивляемости Кл. о = 1,15–
1,4, легкоразмалываемые Кл. о > 1,4.
В зависимости от значения Кл. о выбирается тип мельницы, используемой для размола топлива: шаровая барабанная — ШМБ, среднеходная (шаровая или валковая) —
СМ, мельница-вентилятор — М-В или молотковая — ММ
(табл. 3.1).
Схема пылеприготовления определяется с учетом вида
топлива, его приведенной влажности, количества влаги, которое необходимо испарить в процессе сушки, типа мельницы, типа топочного устройства, производительности котла и
характера его нагрузки.
Для подготовки и подачи топлива в котлы должна
применяться, как правило, замкнутая индивидуальная
система пылеприготовления. Система пылеприготовления с ШБМ должна, как правило, выполняться по схеме с

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Та блица 3.1

Рекомендации по выбору типа мельницы
Топливо

Коэффициент Кл. о

Антрациты
Полуантрациты
и каменный уголь
с S рк ≥ 6%

Без ограничений

Каменные угли
Бурые угли, торф

Тип мельницы
рекомендуемый

заменяющий

ШБМ

—

ШБМ
≤1

ШБМ

СМ

—
ММ1
ШБМ2

Без ограничений

М-В

ММ1
ШБМ3

Примечания: 1 ММ применяются для топлив с Vг > 28%. 2 ШБМ рекомендуется для топлив, требующих тонкости помола до R90 ≤ 10%
(тощие каменные угли). 3 ШБМ рекомендуются для бурых углей с
высокой абразивностью или с Кл. о < 0,9.

промежуточным бункером. Система пылеприготовления с
СМ, М-В и ММ, как правило, должна выполняться по схеме
с прямым вдуванием.
Применение схем, отличных от рекомендуемых, допускается при соответствующем технико-экономическом
обосновании.
Для сушки топлива используется горячий воздух с температурой 350–400°С (для углей начальной влажностью
< 40% и торфа влажностью < 50%). При более высокой
влажности топлива в качестве сушильного агента подаются
топочные газы или их смесь с воздухом.
3.4. ВЫБОР РАСЧЕТНОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ
ДЫМОВЫХ ГАЗОВ И ГОРЯЧЕГО ВОЗДУХА
Одним из ответственных этапов конструирования котельных агрегатов является выбор температуры продуктов
сгорания на выходе из топки.
Поскольку радиационный теплообмен эффективен в
области высоких температур, то экономически выгодной
является высокая температура за топкой (порядка 1200–
1250°С), однако эта температура почти всегда ограничивается условиями бесшлаковочной эксплуатации последующих
поверхностей нагрева (табл. 3.2).

3. Компоновка и расчетно-технологическая схема парового котла

Та блица 3.2

Допустимые средние значения температуры газов
в горизонтальном газоходе котлоагрегата
Топливо (бассейн,
месторождение)

Уголь:
Донецкий А, Т
Донецкий Г, Д
Канско-Ачинский:
Березовское
Назаровское
Кузнецкий Г
Кузнецкий СС
Подмосковный Б
Экибастузский
Росторф

Характер
первичных
отложений

Температура газов, °С перед
конвективным пароперегревателем
в горизонтальном газоходе

Рыхлые
Прочные

1000
950

Прочные
Прочные
Рыхлые
Рыхлые
Прочные
Прочные
Прочные

900
900
950
1000
1000
1100
900

Указанный уровень температуры (1200°С) возможен
лишь при сжигании природного газа, мазута и некоторых
видов твердого топлива с очень высокой температурой начала деформации золы.
Перед фестоном температура газов может быть выше
рекомендованной при условии сохранения температуры газов перед плотным пучком (пароперегревателем) на уровне,
указанном в таблице 3.2.
Для марок топлива, не приведенных в таблице 3.2, температура газов перед вертикальными плотными пучками
в горизонтальном газоходе принимается в зависимости от
загрязняющих свойств золы [1] или содержания СаО. При
СаО > 13% температура газов перед вертикальными плотными пучками принимается не выше 1050°С.
Температура уходящих газов ϑух оказывает решающее влияние на КПД котла, однако глубокое охлаждение
газов требует увеличения размеров конвективных поверхностей нагрева. Оптимальное значение ϑух выбирается на
основании технико-экономических расчетов путем сопоставления экономии топлива при снижении ϑух и капитальных затрат на сооружение дополнительной поверхности нагрева.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

При сжигании сернистого топлива снижение температуры уходящих газов может стать причиной низкотемпературной коррозии.
По мере отдачи теплоты продуктами сгорания поверхностям нагрева температура дымовых газов снижается, и
при значении температуры, соответствующем точке росы,
содержащиеся в них водяные пары конденсируются. Для
чистых водяных паров значение температуры точки росы
составляет 40–50°С.
При сгорании содержащейся в топливе серы образуется
как сернистый ангидрид SO2, практически безвредный для
воздухоподогревателя, так и (в том случае, если в зоне, где
сгорает сера, имеется избыточный кислород) серный ангидрид SO3, который, соединяясь с водяными парами, образует пары серной кислоты. Конденсация паров серной кислоты на поверхности нагрева вызывает интенсивную коррозию металла. При этом пары серной кислоты, имеющиеся в
продуктах сгорания, повышают температуру точки росы до
110–150°С.
Исходя из сказанного выше, значение температуры уходящих газов для котлов средней паропроизводительности
должно быть не ниже величин, указанных в таблице 3.3.
Скорость процесса низкотемпературной коррозии заметно снижается, если увеличить температуру воздуха, поступающего в воздухоподогреватель. С этой целью применяют рециркуляцию горячего воздуха или подогрев его перед
Та блица 3.3

Рекомендуемая температура уходящих газов за котлоагрегатом
Топливо

Температура уходящих
газов, °С

Угли с Wпр ≤ 0,7% кг/МДж и природный газ
Угли с Wпр = 1–5%⋅кг/МДж
Мазут, содержание серы Sр, %
>3
2,1–3
1,1–2
≤1
Торф

120–130
140–150
165
160
150
140
170–190

3. Компоновка и расчетно-технологическая схема парового котла

подачей в воздухоподогреватель не ниже, чем до температу′ , значение которой определяется видом топлива и соры tвп
держанием в нем серы (табл. 3.4).
Та блица 3.4

Температура воздуха на входе
в трубчатый воздухоподогреватель
Температура воздуха
′ , °С
tвп

Топливо

Бурые угли (Sпр ≤ 0,1%), торф

Бурые угли (Sпр > 0,1%)

Каменные угли (Sпр ≤ 0,1%), антрациты

Каменные угли (Sпр > 0,1%)

Мазут (Sр ≤ 0,5%)
Мазут (Sр > 0,5%)
Природный газ

90
110
30

Та блица 3.5

Температура подогрева воздуха
Топочное
устройство

Система
пылеприготовления

Топки с твердым шлакоудалением

Воздушная
сушка

Замкнутая

Газовая
сушка
Разомкнутая

Топливо

Температура
горячего
воздуха, °С

АШ

450–470

420–4501

Прочие каменные угли
Бурые угли,
фрезторф

300–4201
350–4002

Бурые угли

300–3503

Для всех
топлив
АШ

450–470

400–4501

≤350

Топки с жидким шлакоудалением (однокамерные)

Полуразомкнутая
и разомкнутая с подачей пыли горячим
воздухом

Слоевые топки

—

Для всех видов топлива

200–250

Топки для газа
и мазута

—

Газ, мазут

230–270

Примечания: Большие значения для окисленых углей второй группы и тощих 2Т. 2 При высоковлажном торфе (Wр > 50%) принимается
tг. в = 400°С. 3 Большие значения при высокой влажности топлива.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Температура подогрева воздуха в воздухоподогревателе tг. в определяется свойствами топлива, организацией его
сжигания, особенностями выбранной системы пылеприготовления (табл. 3.5). Недостаточный подогрев воздуха может затормозить процесс воспламенения топлива и привести к значительному недожогу.
При подогреве воздуха до 250–320°С возможна одноступенчатая компоновка низкотемпературных поверхностей
нагрева (воздухоподогревателя и экономайзера). Для подогрева воздуха до 350–400°С воздухоподогреватель выполняют двухступенчатым.
3.5. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВОСПРИЯТИЯ
ПО ПОВЕРХНОСТЯМ НАГРЕВА
Выделившаяся при сгорании топлива теплота используется для повышения энтальпии теплоносителя (воды, пара
и др.). Передача теплоты от нагретых продуктов сгорания
к теплоносителю может происходить радиацией (излучением), конвекцией (соприкосновением), а также может осуществляться совместно радиацией и конвекцией.
Источниками излучения в котлоагрегате является слой
или факел горящего топлива, нагретые продукты сгорания
топлива и ограждающие внутри топку поверхности (потолок, пол и стены), если их температура достаточно высока.
Кроме передачи теплоты излучением, в топочной камере и
газоходах происходит отдача теплоты конвекцией.
Распределение теплоты, переданной излучением и конвекцией, зависит от температурного уровня: чем выше температура продуктов сгорания, тем большее количество теплоты будет передано излучением.
Парообразующие поверхности нагрева котлов располагаются в основном в топочной камере и воспринимают теплоту радиацией (около 35–40% полного количества теплоты,
выделяемой в топочной камере). При этом при среднем давлении 4 МПа теплоты, получаемой радиацией, недостаточно для покрытия полной потребности на парообразование
(табл. 3.6). Поэтому в барабанных котлах среднего давления
для покрытия недостающей парообразующей поверхности

3. Компоновка и расчетно-технологическая схема парового котла

нагрева применяются экономайзеры кипящего типа, т. е.
такие, в которых питательная вода частично превращается
в пар, а также конвективные парообразующие поверхности
нагрева — кипятильные пучки.
Та блица 3.6

Распределение теплоты, расходуемой на подогрев воды
и пара между поверхностями нагрева
Давление
перегретого
пара, МПа

Температура
перегретого
пара, °С

Температура
питательной
воды, °С

4
10
14

440
540
570

145
215
230

Распределение теплоты между
поверхностями нагрева, %
парогенерирующие

пароперегревательные

экономайзер

62
49
39

19
30
36

19
21
25

4
В

РАСЧЕТ
КОЭ
КОЭФФИЦИЕНТА ИЗБЫТКА
ВОЗДУХА ПО ГАЗОХОДАМ
ВО
КОТЛОАГРЕГАТА

топку котельного агрегата для обеспечения полного
сжигания топлива вводят воздух в количестве, большем теоретически необходимого. Отношение действительного количества воздуха, вводимого в топку, к теоретически необходимому называют коэффициентом избытка воздуха α.
Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки α"т
для парового котла при камерном сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива принимается в зависимости от
паропроизводительности котла по таблице 4.1, при слоевом
сжигании твердого топлива по таблице 4.2.
По данным таблицы 4.3 принимаются значения присосов воздуха в газоходах для заданного парового котла,
определяются коэффициенты избытка воздуха за каждым
газоходом, а также их средние значения, которые заносятся
в таблицу 4.4, число и последовательность колонок которой
определяются количеством поверхностей нагрева заданного
котла и их компоновкой (по чертежу котла).

1,5–2
1,5–2
—
—
—

—

q3 %

1,1–1,15
1,15–1,2
—
—
—

α"т 1

—

0
0
—
—
—

q4,
%

1,2

1,1–1,15
1,1–1,15
1,25
1,2
1,2

α′′т 1
%

0,5–1

1,5–2
1,5–2
0
0,5–1
0,5–1

q32,

0
0
8
5
3

q4, %

1,2

1,1–1,15
1,1
1,25
1,25
1,2

α′′т 1

0,5–1

1,5–2
1,5–2
0
0,5–1
0,5–1

q3 %

Производительность котла, т/ч
25

1,5–2

0
0
8
3
1,5–2

q4, %

1,2

1,1–1,15
1,1
1,25
1,2
1,2

α′′т 1

0,5–1

1,5–2
1,5–2
0
0,5–1
0,5–1

q32, %

1–2

0
0
7
2–3
1–2

q4,
%

Т а бл ица 4.1

1
2

Меньшие значения α′′т — для топок с газоплотными экранами.
Меньшие значения q3 — при большем значении α′′т ; меньшие значения q4 — для малозольных видов топлива при
Апр < 1,43% кг/МДж.
3 Доля золы, уносимой в газоходы, для всех твердых топлив а
ун = 0,95.

Примечания.

Мазут
Природный газ
Антрацит
Каменные угли
Бурые угли
Фрезерный
торф

Топливо

< 25

Расчетные характеристики камерных топок котлов производительностью до 50 т/ч

4. Расчет коэффициента избытка воздуха по газоходам котлоагрегата

α′′т 1
q4 шл2, %

q4 ун2, %

0,5–1
0,5–1

1,3–1,4
1,3–1,4

4,5

2,5
1,5

3,0/1

2,5/1

3,5/1
4/1,5

Каменные угли:
типа донецких Д и Г, Апр = 3,2%⋅кг/МДж
типа кузнецкого 2СС, Апр = 1,7%⋅кг/МДж
типа кузнецких Д и Г, Апр = 1,4%⋅кг/МДж
типа сучанского, Апр = 5,7 %⋅кг/МДж
Бурые угли:
типа артемовского, Апр = 4,2,
Wпр = 7,4%⋅кг/МДж
типа веселовского, Апр = 6,5,
Wпр = 8,4%⋅кг/МДж
0,5–1
0,5–1
0,5–1
0,5–1

0,5–1
0,5–1

1,3–1,4
1,3–1,4
1,3–1,4
1,3–1,4

1,3–1,4
1,3–1,4

4,5

2,5
2
1,5
4,5

3/1

2,5/1

3,5/1
9/3
4/1,5
3/1

Топки с механическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода

Каменные угли:
типа донецких Д и Г, Апр = 3,2%⋅кг/МДж
типа кузнецких Д и Г, Апр = 1,4%⋅кг/МДж
Бурые угли:
типа артемовского, Апр = 4,2,
Wпр = 7,4%⋅кг/МДж
типа веселовского, Апр = 6,5,
Wпр = 8,4%⋅кг/МДж

7,5/6

5,5/4

15/7

19/8,5

17/7,5
20/9
20/9
11/5

15/7

7,5/6

6/3,5
11/5
5,5/3
7,5/5,5

19/8,5

17/7,5
20/9

аун3

Т а бл ица 4.2

5,5/4

6/3,5
5,5/3,9

q42, %

Расчетные характеристики топки
q3 , %

Топки с пневматическими забрасывателями и цепной решеткой прямого хода

Топливо

Расчетные характеристики слоевых топок для котлов производительностью ≥ 3,5 т/ч

28
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

α′′т 1
q4 шл2, %

q4 ун2, %

0,5–1
0,5–1

1,3–1,4
1,3–1,4
1,5–1,6

0,5

Топки с цепной решеткой

0,5–1

1,3–1,4

4,5

2,5

1,5

8,5/5

2,5/1

4,5/1,5

4,5/1,6

13,5/10

7/5,5

7/4

6/3

11/5

19/8,5

27/12

аун3

Примечания:
1 Большее значение
α"т — для котлов производительностью менее 10 т/ч.
2 В числителе — значение
потери при отсутствии средств уменьшения уноса, в знаменателе — значение потери
при наличии острого дутья и возврата уноса.
3 Цифры в знаменателе относятся к топкам с зольным помещением, в числителе — без зольного помещения.

Донецкий антрацит, Апр = 2%⋅кг/МДж

Бурые угли:
типа ирша-бородинского, Апр = 4,6,
Wпр = 8,8%⋅кг/МДж
типа харанорского, Апр = 2,9,
Wпр = 13,6%⋅кг/МДж
типа подмосковного, Апр = 8,9, Wпр = 12,8%⋅кг/
МДж

q42, %

Расчетные характеристики топки
q3 , %

Топки с механическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода

Топливо

П родол жение та бл . 4.2

4. Расчет коэффициента избытка воздуха по газоходам котлоагрегата

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Та блица 4.3

Присос воздуха в газоходах паровых котлов
при номинальной нагрузке
Элементы газового тракта котла

Камерная топка

Слоевая топка

Газоходы
конвективных
поверхностей
нагрева

Величина
присоса

Газоплотная

0,02

С металлической обшивкой труб экрана

0,05

С обмуровкой и металлической обшивкой

0,07

С обмуровкой и без обшивки

0,1

Механическая и полумеханическая

0,1

Ручная (немеханизированная)

0,3

Газоплотный газоход от топки до воздухоподогревателя (величина присоса
распределяется равномерно по расположенным в газоходе поверхностям
нагрева)

0,02

Негазоплотные газоходы:
Фестон

Первый котельный пучок котла
D ≤ 50 т/ч

0,05

Второй котельный пучок котла
D ≤ 50 т/ч

0,1

Пароперегреватель

0,03

Экономайзер котла D ≤ 50 т/ч
стальной

0,08

чугунный с обшивкой

0,1

чугунный без обшивки

0,2

Трубчатый воздухоподогреватель котла
D ≤ 50 т/ч (каждая ступень)

0,06

∆αпп I
∆αэк
∆αвзп

α пп
′′ I = α пп
′′ II + ∆α пп I

α эк
′′ = α ппI
′′ + ∆α эк
α взп
′′ = α эк
′′ + ∆α взп

Пароперегреватель (I ступень
по ходу пара)

Экономайзер

Воздухоподогреватель

∆αпп II

α т′′ + α пп
′′ II
2

α эк
′′ + α взп
′′
2

α пп
′′ II + α пп
′′ I
2

α взп =

α эк =

α пп I =

α пп II =

α т = α′′т

∆αт
∆αф

α′′т
α пп
′′ II = α т′′ + ∆α пп II

Средний коэффициент избытка
воздуха в газоходе

Величина
присоса

Т а бл ица 4.4
Коэффициент избытка
воздуха за газоходом

Пароперегреватель (II ступень по ходу пара)

Топка и фестон

Газоход

Избыток воздуха и присос в газоходах

4. Расчет коэффициента избытка воздуха по газоходам котлоагрегата

ТОПЛИВО
И ПРОДУКТЫ СГОРАНИЯ

5.1. ЭЛЕМЕНТАРНЫЙ СОСТАВ И ПРИВЕДЕННЫЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПЛИВА

лементарный состав рабочей массы твердого и жидкого топлива (содержание углерода Ср, водорода Нр,
серы Sр, азота Nр, кислорода Ор, золы Ар, влаги Wр, %),
объемный состав газообразного топлива (содержание
углеводородов СnНm и прочих горючих и негорючих газов, %) и основные характеристики (Qнр , кДж/кг, Vг,
м3/кг, Qнс , кДж/м3) твердого, жидкого и газообразного
топлива берутся из справочного материала [1, 2] или из
таблиц 2.1–2.3 данного учебного пособия.
Для твердого и жидкого топлива баланс элементарного
состава топлива, %, проверяется по формуле
Cp + Hp + Sp + Np + Op + Ap + Wp = 100;

(5.1)

для газообразного
CH4 + C2H6 + C3H8 + C4H10 +
+ C5H12 + N2 + CO2 + H2S = 100.

(5.2)

Приведенные влажность Wпр, %⋅кг/МДж, зольность Апр,
%⋅кг/МДж, и сернистость Sпр, %⋅кг/МДж, твердого и жидкого топлива определяются по формулам:
Wпр =

W р 103
;
Qнр

(5.3)

Апр =

A р 103
;
Q

(5.4)

Sпр =

Sр 103
.
Qнр

(5.5)

5. Топливо и продукты сгорания

5.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ОБЪЕМОВ
ВОЗДУХА И ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
Теоретический (минимальный) объем продуктов сгорания, полученный при полном сгорании топлива с теоретически необходимым количеством воздуха (α = 1), определяется по приведенным ниже формулам.
Объем воздуха, м3/кг, теоретически необходимый для
полного сгорания твердого и жидкого топлива:
V0 = 0,0889(Сp + 0,375Sр) + 0,265Нр – 0,0333Ор; (5.6)
теоретический объем азота, м3/кг:
VN02 = 0,79V 0 + 0,8

Nр
;
100

(5.7)

теоретический объем водяных паров, м3/кг:
VH02O = 0,111Н р + 0,0124W р + 0,0161V 0 ;
объем трехатомных газов,

(5.8)

м3/кг:

VRO2 = 1,866

Cр + 0,375S р
.
100

(5.9)

При сжигании газообразного топлива объем воздуха,
теоретически необходимый для его полного сгорания, м3/
м3, определяется:

(5.10)
теоретический объем азота, м3/м3:
VN02 = 0,79V 0 +

N2
;
100

(5.11)

теоретический объем водяных паров, м3/м3:

(5.12)

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

где dг. тл — влагосодержание газообразного топлива, г/м3,
которое при температуре природного газа 20°C составляет
19,4 г/м3;
объем трехатомных газов, м3/м3:
VRO2 = 0,01(CO2 + CO + H2S + ∑ mCm Hn ) .

(5.13)

Для твердого, жидкого и газообразного топлива действительные объемы продуктов полного сгорания, м3/кг, м3/м3,
при αт > 1 определяются по формулам:
• объем азота
VN2 = VN02 + (α ср − 1)V 0 ;

(5.14)

• объем водяных паров
VH2O = VH02O + 0,0161(α ср − 1)V 0 ;

(5.15)

• полный (суммарный) объем продуктов сгорания
V3 = VRO2 + VN2 + VH2O .

(5.16)

Содержание RO2 и Н2О в дымовых газах (объемные доли
соответствующих газов) при полном сгорании топлива определяется по формулам:
rRO2 =

VRO2
;
Vг

(5.17)

rH2O =

VH2O
.
Vг

(5.18)

Результаты расчетов рекомендуется представлять в виде
таблицы 5.1, число и последовательность колонок которой
определяются количеством поверхностей нагрева заданного
котла и их компоновкой (по чертежу котла).
В таблицу 5.1 заносятся также суммарная объемная
доля трехатомных газов и водяных паров rп, масса дымовых
газов Gг и концентрация золы в дымовых газах µзл (для твердых и жидких видов топлива) или удельный вес сухого газа
γ сг.тл (для газообразных видов топлива), плотность продуктов горения ρг, кг/м3.

5. Топливо и продукты сгорания

Для твердого и жидкого топлива:
• масса дымовых газов, кг/кг:
Gг = 1 −

Aр
+ 1,306α ср V 0 ,
100

(5.19)

где αср — коэффициент избытка воздуха средний по
газоходу;
• концентрация золы в дымовых газах, кг/кг:
µзл =

A р aун
,
100Gг

(5.20)

где аун — доля золы топлива, уносимой газами,
определяется по данным таблиц 4.1, 4.2.
Для газообразного топлива:
• удельный вес сухого газа, кг/м3:
γ сг.тл =0,01[1,96CO2 + 1,52H2 S +
+1,25N2 + 1,43H2 + 1,25N2 + 0,0899H2 + (5.21)
+ ∑ (0,536m + 0,045n)Cm Hn ⎤⎦
• масса дымовых газов, кг/м3:
Gг = γ сг.тл +

dг.тл
+ 1,306α ср V 0 .
1000

(5.22)

Плотность продуктов горения ρг, кг/м3, для разных видов топлива ориентировочно должна находиться в следующих интервалах: каменные угли — 1,31–1,33; бурые угли —
1,29–1,31; мазут — 1,29–1,31; природный газ — 1,24–1,25
(значительное отклонение от этих интервалов свидетельствует об ошибке).
Если ρг < 1,293 (1,293 кг/м3 — значение плотности воздуха при 0°С и 760 мм рт. ст.), то с ростом α значение ρг увеличивается и наоборот.
С ростом α значения VH2O , Vг, Gг увеличиваются, а значения rRO2 , rH2O , rn, µзл уменьшаются.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Та блица 5.1

Средние объемные характеристики продуктов сгорания
V0 = ...; VRO2 = ... VN02 = ...
VH02 O = ... аун = ...

Коэффициент избытка
воздуха:
за поверхностью нагрева α′′i
средний по газоходу
αср
Объем трехатомных газов VRO2 , м3/кг (м3/м3)
Объем азота VN2 , м3/кг
(м3/м3)
Объем водяных паров
VH2 O , м3/кг (м3/м3)
Суммарный объем газов
Vг, м3/кг (м3/м3)
Объемная доля:
трехатомных газов
rRO2
водяных паров rH2 O
Суммарная объемная
доля трехатомных
газов и водяных паров
rп = rRO2 + rH2 O
Масса дымовых газов Gг,
кг/кг (кг/м3)
Концентрация золы в
дымовых газах µзл, кг/кг
Удельный вес сухого газа
γ сг.л , кг/м3
Плотность продуктов
G
горения, кг/м3, ρг = г
Vг

воздухоподогреватель

экономайзер

пароперегреватель, I ступень
(по ходу пара)

пароперегреватель, II ступень
(по ходу пара)

топка и фестон

Газоходы котла
Характеристики
продуктов сгорания

5. Топливо и продукты сгорания

5.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНТАЛЬПИИ ВОЗДУХА
И ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
Энтальпия теоретически необходимого объема воздуха,
кДж/кг (кДж/м3), рассчитывается по формуле
Hв = V 0 (cϑ)в ,

(5.23)

где (cϑ)в — удельная энтальпия воздуха (табл. 5.2), кДж/м3.
Энтальпия теоретического объема продуктов сгорания,
кДж/кг (кДж/м3):
Та блица 5.2

Значения удельной энтальпии воздуха, газов и золы
при различных значениях температуры
Удельная энтальпия
Расчетная
температура ϑ, °С

воздуха
(cϑ)в,
кДж/м3

углекислого
газа(cϑ )CO ,
2
кДж/м3

кДж/м3

водяных
паров(cϑ ) H 2 O ,
кДж/м3

золы
(cϑ)зл,
кДж/кг

30
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200

38,5
132,7
267
403
542
685
830
979
1129
1283
1438
1595
1754
1914
2076
2239
2403
2567
2732
2899
3066
3234
3402

—
171,7
360
563
776
999
1231
1469
1712
1961
2213
2458
2717
2977
3239
2503
3769
4036
4305
4574
4844
5115
5386

—
130,1
261
394
529
667
808
952
1098
1247
1398
1551
1705
1853
2009
2166
2324
2484
2644
2804
2965
3127
3289

—
150,5
304
463
626
795
969
1149
1334
1526
1723
1925
2132
2344
2559
2779
3002
3229
3458
3690
3926
4163
4402

—
80,8
169,1
264
360
458
560
662
767
875
984
1097
1206
1361
1583
1759
1876
2064
2186
2387
2512
—
—

азота

(cϑ ) N ,
2

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

H30 = VRO2 (cϑ)CO2 + VN02 (cϑ)N2 + VH02O (cϑ)H2O ,

(5.24)

где (cϑ)CO2 , (cϑ)N2 , (cϑ)H2O — удельная энтальпия двух- и
трехатомных газов (табл. 5.2), кДж/м3.
Энтальпия золы в продуктах сгорания, кДж/кг:
Hзл = (сϑ)

Aр
a ,
100 ун

(5.25)

где (cϑ)зл — удельная энтальпия золы (табл. 5.2), кДж/кг.
Энтальпия действительного объема продуктов сгорания,
кДж/кг (кДж/м3):
Hг = Нг0 + (α ср − 1) Нв0 + Hзл .

(5.26)
aун A р ⋅ 103

≤
Qнр
≤ 1,43%⋅ кг/МДж, то энтальпией золы в формуле (5.26) для
расчета действительного объема продуктов сгорания можно
пренебречь.
Энтальпия воздуха и продуктов сгорания подсчитывается при различных значениях температуры в диапазоне
100–2200°С, а результаты расчетов оформляются в виде
таблицы 5.3, число и последовательность колонок которой
определяются количеством поверхностей нагрева заданного
котла и их компоновкой (по чертежу котла).
Используя данные таблицы 5.3, в тепловом расчете через известное значение температуры tx с помощью линейной
интерполяции определяют значение энтальпии продуктов
сгорания, кДж/кг (кДж/м3):
Если приведенное значение уноса золы

Hx =

Hб − Hм
(tx − tм ) + Hм ;
tб − tм

(5.27)

или, наоборот, по известному значению энтальпии Hx определяется температура продуктов сгорания, °С:
tx =

tб − tм
( Hx − Hм ) + tм ,
Hб − Hм

(5.28)

где Нб, Нм — значения энтальпии, соответствующие большему и меньшему значениям температуры tб и tм, между

H в0

H г0

Hзл

Теоретическая энтальпия,
кДж/кг (кДж/м3)

топка и
фестон
αт

Т а бл ица 5.3

пароперегреватель
(II ступень по ходу пара)
αпп II

пароперегреватель
(I ступень по ходу пара)
αпп I

экономайзер
αэк

воздухоподогреватель
αвзп

Энтальпия продуктов сгорания в газоходах котла Нг, кДж/кг (кДж/м3)

Примечание. Серым цветом выделены рекомендуемые для заполнения интервалы.

30
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200

Расчетная
температура ϑ, °С

Значения энтальпии воздуха и продуктов сгорания

5. Топливо и продукты сгорания

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

которыми находится значение температуры tx, кДж/кг
(кДж/м3); tx — значение температуры, для которого вычисляется значение энтальпии Hx, °С; tб, tм — значения температуры, соответствующие большему и меньшему значениям
энтальпии Нб и Нм, между которыми находится значение
энтальпии Hx, °С.

6
П

ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ПАРАМЕТРОВ ПАРА
И ВОДЫ

итательная вода, подаваемая в котел насосами, нагревается в экономайзере и подается в барабан, откуда по опускным трубам поступает в топочные экраны и
частично испаряется. Образовавшаяся пароводяная смесь
возвращается в барабан, при этом содержание пара в пароводяной смеси в котлах с естественной циркуляцией на
выходе из труб в барабан составляет 3...20%. В барабане
происходит отделение насыщенного пара из пароводяной
смеси. Неиспарившаяся вода возвращается в контур циркуляции, а насыщенный пар поступает в пароперегреватель или непосредственно к потребителю (при отсутствии
пароперегревателя). При двухступенчатой компоновке
пароперегревателя между ступенями размещается пароохладитель. Перегретый пар выходит из котла и подается
к потребителю.
При выполнении курсового проекта рекомендуется следующая последовательность определения параметров рабочего тела (полученные значения сводятся в таблицу 6.1) в
ключевых расчетных точках пароводяного тракта котельного агрегата (в качестве примера рассмотрен котел, вырабатывающий перегретый пар, с двухступенчатым пароперегревателем и одноступенчатым экономайзером).
1. Исходными данными являются значения давления
рп. п, МПа, и температуры tп. п, °С, перегретого пара, температуры питательной воды tп. в, °С, указанные в задании на
курсовой проект.
2. Определяются потери давления в элементах парового
котла.

вых
tпп
I
вх
tпп
II

вых
pпп
I
вх = p вых
pпп
II
пп I

рп. п

Перегретый пар
Перегретый пар
Перегретый пар

tп. п

tб

tб = tкип

рб

вых
tэк

вых = p
pэк
б

Насыщенный пар

Вода

В топочных экранах (фестоне)

tп. в

вх
pэк

рб

Вода

На выходе из экономайзера (на входе в
барабан)

Температура, °С

Т а бл ица 6.1

hп. п

вх
hпп
II

вых
hпп
I

вх
hбн.п = hпп
I

hпр = hбв

hбв

вых
hэк

hп. в

Энтальпия, кДж/
кг

Параметры рабочего тела
Давление, МПа

Вода

На входе в экономайзер (на входе в котел)

На выходе из барабана (непрерывная продувка)
На выходе из барабана (на входе в I ступень
пароперегревателя (по ходу пара))
На выходе из I ступени пароперегревателя
(по ходу пара)
На входе во II ступень пароперегревателя (по
ходу пара) (с учетом снижения температуры
пара в пароохладителе)
На выходе из пароперегревателя (на выходе
из котла)

Состояние рабочего
тела

Расчетная точка (в соответствии со схемой котла)

Параметры воды и пара

42
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

6. Определение параметров пара и воды

Общее сопротивление пароводяного тракта барабанного
котла, МПа, определяется:
а) гидравлическим сопротивлением при движении воды
в трубах экономайзера от входного коллектора до поступления воды в барабан котла:
• при рп. п < 14 МПа
∆pэк ≤ 0,09pп. п;

(6.1а)

• при рп. п ≥ 14 МПа
∆pэк: ≤ 0,06рп. п;

(6.1б)

б) гидравлическим сопротивлением тракта пароперегревателя от выхода насыщенного пара из барабана до выхода
перегретого пара из котла:
• при рп. п < 14 МПа
∆pпп ≤ 0,1рп. п;
(6.2а)
• при рп. п ≥ 14 МПа
∆pпп ≤ 0,15рп. п.

(6.2б)

В курсовом проекте по отдельным ступеням пароперегревателя может быть принято следующее распределение
сопротивлений: первая по ходу пара («холодная») ступень
конвективного пароперегревателя 0,4∆рп. п; вторая по ходу
пара («горячая») ступень конвективного пароперегревателя
0,6∆рп. п.
3. Определяется энтальпия перегретого пара на выходе
из котла hп. п, кДж/кг, по давлению рп. п и температуре tп. п
пара по справочнику [3].
4. Определяется давление питательной воды на входе в
экономайзер (на входе в котел), МПа,
вх = p
pэк
п.п + ( ∆pпп + ∆pэк ).

(6.3)

5. Определяется энтальпия питательной воды на входе в
вх и температуре питательэкономайзер hп. в по давлению pэк
ной воды tп. в по справочнику [3].
6. Определяется давление рабочего тела в барабане котла
и топочных экранах (фестоне), МПа:
pб = pп. п + ∆pпп.
(6.4)

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

7. Определяется давление котловой воды на выходе из
экономайзера, МПа:
вых = p = p вх − ∆p .
pэк
б
эк
эк

(6.5)

8. Определяется температура и энтальпия воды непрерывной продувки (в барабане) и воды в топочных экранах
(фестоне), соответственно, tб = tкип, °С, и hбв = hпр , кДж/кг,
по давлению рб в состоянии насыщения по справочнику [3].
9. Определяется энтальпия насыщенного пара на выходе из барабана котла (на входе в первую ступень паровх , кДж/кг, по давлению р по
перегревателя) hбн.п = hпп
б
I
справочнику [3].
10. Определяется температура котловой воды на выходе
из экономайзера, °С:
вых = t − ∆t ,
tэк
б
эк

(6.6)

где ∆tэк — «недогрев» воды в экономайзере, °С; в курсовом
проекте значение ∆tэк принимается для стального экономайзера равным 5°С, для чугунного — 20°С.
вых уточняется при выполнении теплового
Значение tэк
расчета экономайзера.
11. Определяется энтальпия котловой воды на выходе из
вых , кДж/кг, по давлению p вых , и темпераэкономайзера hэк
эк
вых по справочнику [3].
туре tэк
вых уточняется при выполнении теплового
Значение hп.п
расчета экономайзера.
12. Для двухступенчатого пароперегревателя определяется давление перегретого пара на выходе из первой (по ходу
пара) ступени пароперегревателя, МПа:
вых = p
pпп
п.п + ∆pпп II ,
I

(6.7)

где ∆рпп II — потеря давления во второй ступени пароперегревателя; значение принимается в соответствии с п. 2.
13. Определяется температура перегретого пара на выходе из первой (по ходу пара) ступени пароперегревателя, °С:
вых = t
tпп
н.п + ∆tпп I ,
I

(6.8)

где ∆tпп I — разница температур перегретого пара на выходе
из первой ступени двухступенчатого пароперегревателя и на

6. Определение параметров пара и воды

входе в нее; в курсовом проекте значение может быть принято равным ∆tпп I = 0,4(tп. п – tн. п), °С.
вых уточняется при выполнении теплового
Значение tпп
I
расчета пароперегревателя.
14. Определяется энтальпия перегретого пара на выходе
вых ,
из первой (по ходу пара) ступени пароперегревателя hпп
I
вых
вых
кДж/кг, по значениям pпп I и tпп I по справочнику [3].
15. Определяется энтальпия перегретого пара на входе
во вторую (по ходу пара) ступень пароперегревателя (после
пароохладителя), кДж/кг,
вх = hвых − ∆h ,
hпп
по
II
пп I

(6.9)

где ∆hпо — тепловосприятие пароохладителя, значение принимается равным 60–85 кДж/кг.
16. Определяется температура перегретого пара на входе
во вторую (по ходу пара) ступень пароперегревателя (после
вх , °С, по значениям p вх = p вых (попароохладителя) tпп
пп II
пп I
II
вх
терей давления в пароохладителе пренебрегаем) и hпп
II по
справочнику [3].

ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС
К
КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА
ОП
ТОПЛИВА

7.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСПОЛАГАЕМОЙ
ТЕПЛОТЫ ТОПЛИВА

ля оценки экономичности работы котлоагрегата составляется тепловой баланс, из которого видно, какова располагаемая теплота и как она расходуется на полезные нужды и неизбежные потери.
Для установившегося режима (когда котел разогрет)
уравнение теплового баланса включает в себя полезную
теплоту в виде пара, выработанного котлоагрегатом Q1,
кДж/кг, и теплоту, расходуемую на покрытие следующих
потерь, кДж/кг (кДж/м3): Q2 — с уходящими газами; Q3 —
от химической неполноты сгорания; Q4 — от механической
неполноты сгорания (со шлаком, провалом и уносом); Q5 —
от наружного охлаждения (потери теплоты в окружающую
среду); Q6 — с физической теплотой шлаков.
Уравнение теплового баланса для установившегося режима работы котла при номинальной нагрузке имеет следующий вид, кДж/кг (кДж/м3):
Qр + Qв. вн + Qф = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6,

(7.1)

Qр — располагаемая теплота топлива, кДж/кг (кДж/м3);
Qв. вн — теплота, вносимая в топку с воздухом, кДж/кг
(кДж/м3), подогреваемым вне котла; Qф — теплота, вносимая в топку с паровым дутьем, кДж/кг (кДж/м3), ее значение определяется только при сжигании жидкого топлива.
Разделив обе части уравнения (7.1) на (Qр + Qв. вн + Qф) и
умножив на 100, можно записать, %:
q1 + q2 + q3 + q4 + q5 + q6 = 100.

(7.2)

7. Тепловой баланс котельного агрегата. Определение расхода топлива

Располагаемая теплота топлива определяется
формулам:
• для твердого и жидкого топлива, кДж/кг,

по

Qр = Qнр + Qтл ;

(7.3)

• для газообразного, кДж/м3,
Qр = Qнс + Qтл ,

(7.4)

где Qтл — физическая теплота топлива, кДж/кг (кДж/м3).
Располагаемая теплота Qр на 1 кг (1 м3) рабочего топлива
состоит в основном из теплоты Qнр (Qнс ), выделившейся при
полном горении, так как количество теплоты, внесенной в
топку извне (Qв. вн, Qф, Qтл), обычно небольшое по сравнению
с количеством теплоты сгорания топлива.
Количество теплоты Qв. вн, кДж/кг, вносимой с воздухом, подогреваемым вне парового котла в калорифере (паром из отборов и т. п.), определяют по формуле
0 − H 0 ),
Qв.вн = β′( Hвзп
х.в

(7.5)

где β′ — отношение количества воздуха на входе в котлоагрегат (воздухоподогреватель) к теоретически необходимо0 — энтальпия воздуму, вычисляется по формуле (7.6); Hвзп
ха на входе в воздухоподогреватель после предварительного
подогрева в калорифере (при α = 1), кДж/кг; определяется
′ (принимается
по температуре воздуха после калорифера tвп
по заданию или по таблице 3.4) линейной интерполяцией
значений из таблицы 5.3 с использованием формулы (5.27);
0 — энтальпия холодного воздуха, кДж/кг (кДж/м3),
Hх.в
при tх. в = 30°С и α = 1, определяется по данным таблицы 5.3:
β ′ = α т′′ − ∆α т − ∆α пл ,
(7.6)
где ∆αпл — средняя величина присоса воздуха в системе пылеприготовления (табл. 7.1).
Теплота, внесенная в топку с паровым дутьем («форсуночным» паром), кДж/кг:
Qф = Gф(hф – 2400),

(7.7)

где Gф — расход пара на дутье или распыливание топлива, кг/кг; значение Gф для дутья принимается равным

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Та блица 7.1

Средние значения ∆αпл для систем пылеприготовления
Система пылеприготовления

С бункером пыли под разрежением:
с ШБМ при сушке горячим воздухом
с ШБМ при сушке смесью воздуха и дымовых
газов
с ММ при сушке смесью воздуха и дымовых газов
со СМ
С горячим вдуванием пыли в топку:
при работе под разрежением:
с ММ
со СМ
с М-В и устройством нисходящей сушки
при работе под давлением с ММ и СМ

Значение ∆αпл

0,1
0,12
0,06
0,06

0,04
0,04
0,20–0,251
0,00

Примечание. 1 Верхний предел — для высоковлажного топлива.

0,7–0,8 кг/кг; для распыливания паровыми форсунками —
0,35 кг/кг, паромеханическими — 0,03–0,035 кг/кг; hф —
энтальпия пара, подаваемого на дутье или распыливание
топлива, кДж/кг.
Физическая теплота топлива, как правило, учитывается
в тех случаях, когда топливо предварительно подогревается
посторонними источниками теплоты (паровой подогрев мазута), а также при сушке по разомкнутому циклу, и определяется по формуле, кДж/кг (кДж/м3),
Qтл = стлtтл,

(7.8)

где cтл — теплоемкость рабочего топлива, кДж/(кг⋅К),
кДж/(м3⋅К); tтл — температура топлива на входе в топку, °С.
Температура подогрева мазута марки М40 принимается
равной 80–100°С, марки М100 — 100–120°С.
Температура твердого и газообразного топлива принимается равной 20°С.
Теплоемкость топлива определяется по формулам:
а) для твердого топлива, кДж/(кг⋅К):
р
Wр
с ⎛1 − W ⎞ + c
cтл = cтл
⎝ 100 ⎠ H2O 100 ,

(7.9)

7. Тепловой баланс котельного агрегата. Определение расхода топлива

с — теплоемкость сухой массы твердого топлива,
где cтл
кДж/(кг⋅К), значение теплоемкости при температуре
tтл = 20°С для антрацитов и тощих углей принимается
равным 0,93, для бурых углей — 1,12, каменных — 0,99,
фрезерного торфа — 1,34; cH2O — теплоемкость воды,
кДж/(кг⋅К), ее значение принимается равным 4,19
кДж/(кг⋅К);
б) для мазута, кДж/(кг⋅К):
• при tтл < 100°С

cтл = 1,89 + 0,0053tтл;

(7.10а)

• при 100 ≤ tтл ≤ 150°С
cтл = 1,3 + 0,0112tтл,

(7.10б)

где tтл — температура мазута, °С;
в) для газообразного топлива, кДж/(м3⋅К):
cг.тл = 0,01(сH2 H2 + cCO CO + cCO2 CO2 +
(7.11)

+ ∑ cCn Hm Cn Hm ) + 0,00124cH2O dг.тл ,

где cH2 , cCO , cCO2 , cCn Hm , cH2O — теплоемкость горючих и негорючих составляющих топлива, кДж/(м3⋅К), значения теплоемкости при температуре tтл = 20°С приведены в таблицах 7.2, 7.3.
Та блица 7.2

Средняя теплоемкость горючих газов
Средняя теплоемкость газа, кДж/(м3⋅К)

Температура
газа, °С

СО

Н2

H2S

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

1,3

1,28

1,51

1,57

2,27

3,14

4,24

5,27

Та блица 7.3

Средняя теплоемкость негорючих газов
Средняя теплоемкость газа, кДж/(м3⋅К)

Температура
газа, °С

СО2

О2

Н2О

1,62

1,3

1,31

1,5

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

7.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ
КОТЛОАГРЕГАТА
Потери теплоты с уходящими газами, %, определяются
по формуле
0 )
( Hух − α ух Hх.в
q4 ⎞
⎛
q2 =
(7.12)
⎝1 − 100 ⎠ 100,
Qр
где Hух — энтальпия уходящих из котла газов, кДж/кг
(кДж/м3), при заданной температуре уходящих газов tух
(принимается по заданию или по таблице 3.3) определяется
по данным таблицы 5.3 с использованием формулы (5.27);
αух — коэффициент избытка воздуха в последнем газоходе,
0 — энтальпия хосредний по газоходу (см. табл. 4.4); Hх.в
лодного воздуха при tх. в = 30°С и α = 1, определяется по данным таблицы 5.3.
Потери теплоты с химическим q3 и механическим q4 недожогом топлива определяют по данным таблиц 4.1, 4.2.
Потери теплоты от наружного охлаждения котла q5 находят по данным таблицы 7.4.
Та блица 7.4

Потери теплоты от наружного охлаждения
парового котла
Производительность котлоагрегата, т/ч
Потери теплоты q5, %

25
1,2

35
1,1

50
0,92

75
0,75

120
0,7

Потери теплоты с физической теплотой шлаков, %,
определяются по формуле
q6 =

aшл (cϑ)шл A р
,
Qр

(7.13)

где ашл = 1 – аун — доля шлакоулавливания в топочной камере;
(сϑ)шл — удельная энтальпия шлака (золы), кДж/кг, рассчитывается по температуре шлакоудаления tшл (см. табл. 5.2);
при твердом шлакоудалении tшл принимается равной 600°С,
при жидком — t3 + 100°С (значение t3 приведено в справочной литературе [1]).
При сжигании малозольных видов топлива, когда
A р ≤ 0,0025Qрн , потери q6 можно не учитывать из-за их
незначительности.

7. Тепловой баланс котельного агрегата. Определение расхода топлива

7.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КПД КОТЛОАГРЕГАТА
И РАСХОДА ТОПЛИВА
Когда определены все потери котлоагрегата, можно вычислить его КПД (брутто) по обратному балансу:
ηк.а = 1 −

q2 + q3 + q4 + q5 + q6
q
= 1 .
100
100

(7.14)

Если известны все составляющие теплового баланса котла, то его КПД (брутто) можно найти из уравнения прямого
баланса:
• для котла, вырабатывающего перегретый пар,
Qк. а = В(Qрηк. а + Qв. вн + Qф) =
= Dп. п(hп. п – hп. в) + Dпр(hпр – hп. в);

(7.15а)

• для котла, вырабатывающего насыщенный пар,
Qк. а = В(Qрηк. а + Qв. вн + Qф) =
= Dн. п(hн. п – hп. в) + Dпр(hпр – hп. в);

(7.15б)

откуда
• для котла, вырабатывающего перегретый пар,
ηк.а =

Dп.п (hп.п − hп.в ) + Dпр (hпр − hп.в ) Qв.вн + Qф
−
; (7.16а)
BQр
Qр

• для котла, вырабатывающего насыщенный пар,
ηк.а =

Dн.п (hн.п − hп.в ) + Dпр (hпр − hп.в ) Qв.вн + Qф
−
, (7.16б)
BQр
Qр

где Dп. п, Dн. п — соответственно количество перегретого и насыщенного пара, т/ч; Dпр = рпрDп. п или Dпр = рпрDн. п — количество продувочной воды*, т/ч; рпр — величина продувки
(принимается по заданию); hп. п, hпр, hн. п, hп. в — энтальпия
перегретого пара, продувочной воды, насыщенного пара и
питательной воды, кДж/кг (см. табл. 6.1); В — расход топлива, т/ч (тыс. м3/ч).
* Посредством непрерывной продувки из котла (из верхнего барабана) непрерывно удаляется часть котловой воды с целью поддержания заданного
солесодержания.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Из формул (7.14а, б) определяется расход топлива, т/ч
(тыс. м3/ч), подаваемого в топку:
• для котла, вырабатывающего перегретый пар,
B=

Qк.а
=
Qр ηк.а + Qв.вн + Qф

Dп.п (hп.п − hп.в ) + Dпр (hпр − hп.в )
=
;
Qр ηк.а + Qв.вн + Qф

(7.17а)

• для котла, вырабатывающего насыщенный пар,
B=

Qр ηк.а

Qк.а
=
+ Qв.вн + Qф

Dн.п (hн.п − hп.в ) + Dпр (hпр − hп.в )
=
Qр ηк.а + Qв.вн + Qф

(7.17б)

или, кг/с (м3/с):
B=

Qр ηк.а

Qк.а
1000
.
+ Qв.вн + Qф 3600

(7.18)

Значение расхода топлива, найденное по формулам (7.17а, б), используют при выборе и расчетах элементов
системы пылеприготовления, числа и производительности
углеразмольных мельниц, числа и мощности горелочных
устройств.
Дальнейший тепловой расчет парового котла (определение объемов дымовых газов и воздуха и количества теплоты, отданной продуктами сгорания поверхностям нагрева)
производится по расчетному расходу фактически сгоревшего топлива с учетом механической неполноты сгорания, т/ч
(тыс. м3/ч):
q ⎞
⎛
Bр = B ⎝1 − 4 ⎠ ;
(7.19а)
100
или, кг/с (м3/с):
q ⎞ 1000
⎛
Bp = B ⎝1 − 4 ⎠
.
(7.19б)
100 3600
Рассчитанное значение КПД котлоагрегата рекомендуется сравнить с приведенным в характеристике котла

7. Тепловой баланс котельного агрегата. Определение расхода топлива

(в исходных данных). Значительное расхождение свидетельствует об ошибке в расчете.
При определении количества теплоты, отданной газами
в отдельных газоходах котла, потери от наружного охлаждения учитываются введением коэффициента сохранения
теплоты, значение которого рассчитывается по уравнению
ϕ =1−

q5
,
ηк.а + q5

(7.20)

где ηк. а — КПД (брутто) котельного агрегата, %; q5 — потери
теплоты от наружного охлаждения котла, %.

8
З

ТОПОЧНАЯ КАМЕРА
ПАРОГЕНЕРАТОРА

адание для курсового проекта предусматривает тепловой расчет котлоагрегатов с естественной циркуляцией с камерной топкой или с топкой для слоевого сжигания
топлива.
В топочной камере одновременно с процессом горения
происходит передача теплоты излучением от образующихся
высокотемпературных продуктов сгорания трубам, покрывающим стены топки (топочными экранами). В зависимости от вида сжигаемого топлива и параметров пара топочные
экраны воспринимают 40–60% полного количества теплоты, передаваемой рабочему телу в котле в целом.
Топочные экраны бывают:
а) гладкотрубными, в которых трубы расположены в
одной плоскости с зазором 4–6 мм;
б) газоплотными (газонепроницаемыми), состоящими из
плавниковых труб или из гладких труб с вваренными между
ними проставками (стальными полосами) прямоугольного
сечения шириной 6–12 мм.
Экраны барабанных котлов с естественной циркуляцией, в которых полезный движущий напор невелик, для
уменьшения сопротивления изготовляют из труб большого
диаметра с минимальным числом изгибов (у верхних и нижних сборных коллекторов, в месте расположения горелок, в
верхней части топки при наличии пережима) и располагают
без горизонтальных участков (только вертикальные или под
наклоном не менее 15°). Подъемные трубы имеют наружный диаметр 60–83 мм с толщиной стенки 3–5 мм (большая
толщина — для котлов большего давления) и располагаются

8. Топочная камера парогенератора

с шагом 80–110 мм. Опускные трубы выполняют диаметром
60–160 мм. При этом площадь сечения опускных труб составляет 40–50% сечения подъемных труб. Опускные трубы
экранов и коллекторы не обогреваются (вынесены за пределы обмуровки топки).
В месте выхода продуктов сгорания из топки экран,
расположенный на ее задней стенке, образует трехрядный
фестон.
При поверочном расчете топки по чертежам необходимо
определить площадь поверхностей стен и лучевоспринимающих поверхностей нагрева, конструктивные характеристики труб экранов, расстояние между осями труб, объем топочной камеры и степень ее экранирования. Далее по заданным
конструктивным размерам топки и экранов определяется
температура газов на выходе из топочной камеры.

9
Д

ОПРЕДЕЛЕНИЕ
КОНСТРУКТИВНЫХ
ХАРАКТЕРИСТИК
ТОПКИ

ля определения конструктивных характеристик топки необходимо составить ее эскиз (рис. 9.1). На эскизе следует указать геометрические размеры топки (в том
числе ширину а и глубину b), высоту расположения осей
горелок hг (от пода топки или середины холодной воронки), общую высоту топки Hт (от пода топки или середины
холодной воронки до середины выходного газового окна),
диаметр d и шаг экранных труб sэ, а также расстояние е от
осей экранных труб до ограждающих стен. Все величины,
перечисленные выше, берутся по чертежу и из конструктивных характеристик рассчитываемого котла.
Активный объем топочной камеры складывается из
объема верхней, средней (призматической) и нижней частей
топки.
Объем верхней части топки ограничивается поверхностью, проходящей через оси первого ряда труб фестона или
котельного пучка, и потолочным перекрытием. При этом
длина потолочного перекрытия bп (см. рис. 9.1) принимается равной 0,5 м.
Границами объема средней части топочной камеры являются осевые плоскости экранных труб или обращенные в
топку поверхности защитного огнеупорного слоя, а в местах,
не защищенных экранами, — стены топочной камеры.
Границей объема нижней части камерной топки служит
под топки или горизонтальная плоскость, отделяющая нижнюю половину холодной воронки (при наличии последней).
В слоевой топке объем нижней части ограничивается плоскостью колосниковой решетки и вертикальной

9. Определение конструктивных характеристик топки

Рис. 9.1
Эскиз топки:
a — продольное сечение; б — горизонтальное сечение на уровне
выходного газового окна; в — горизонтальное сечение в наиболее глубокой части топки.

плоскостью, проходящей через концы колосников, скребки
шлакоснимателя или элементы шлакового подпора. При расчете слоевой топки с цепными колосниковыми решетками
из объема, ограниченного снизу площадью колосникового
полотна, исключается объем слоя топлива и шлака, средняя
толщина которого для каменных углей принимается равной
150–200 мм, для бурых — 300 мм. В топке с механическими
забрасывателями толщина слоя топлива незначительна и
при определении объема топки не учитывается.
Общая площадь стен топочной камеры Fст, м2, определяется по геометрическим размерам топки как сумма площадей плоскостей, ограничивающих объем топки: фронтовой
стены Fф, задней стены Fз, потолка Fп, холодной воронки
(или пода) Fх. в (Fпод), двух боковых стен Fб и выходного газового окна Fг. о:
Fст = Fф + Fз + Fп + Fх. в + 2Fб + Fг. о.

(9.1)

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Например, для топки, эскиз которой приведен на рисунке 9.1, площадь фронтовой стены, м2, вычисляется по
формуле
Fф = (lск1 + hф + lск2)а;

(9.2)

площадь задней стены — по формуле
Fз = (lск1 + hз + lвыст)а;

(9.3)

площадь потолка — по формуле
Fп = bпа;

(9.4)

площадь холодной воронки — по формуле
Fх. в = bх. ва;

(9.5)

площадь боковой стены — по формуле
bх.в + b hх.в
b + b2
+ bhз +
hвыст +
2
2
2
b +b
+ b2 hг.о1 + 2 п hг.о2 ;
2

Fб =

(9.6)

площадь выходного газового окна — по формуле
Fг. о = hг. оа.

(9.7)

Далее определяются площадь стен, занятых экраном, и
площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева открытых экранов.
Площадь стены, занятой экраном, м2, в общем случае
рассчитывается по формуле
Fпл = bl,

(9.8)

где b — расстояние между осями крайних труб экрана, м;
l — освещенная длина труб экрана, м.
При вычислении Fпл не учитывается площадь горелок,
сопел и участков, не закрытых трубами, что при отсутствии
данных о размерах указанных участков, учитывается умножением расчетного значения площади каждого экрана (за
исключением выходного газового окна) на kэкр. Значение
kэкр, как правило, находится в пределах 0,8–0,9. Значение Fпл для каждого экрана определяется по формулам,

9. Определение конструктивных характеристик топки

аналогичным (9.2)–(9.7). Рассчитанное суммарное значение Fпл рекомендуется сравнить с приведенным в характеристике котла (в исходных данных). При незначительном
расхождении рекомендуется уточнить значение Fпл, приняв
новое значение коэффициента kэкр. Значительное расхождение расчетного и заводского значения Fпл свидетельствует
об ошибке в расчете.
Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева настенных экранов, м2, вычисляется как площадь непрерывной плоскости, эквивалентной по тепловосприятию экрану
из абсолютно черных незагрязненных труб, и в общем случае рассчитывается по уравнению
Hл = Fплх,

(9.9)

где х — угловой коэффициент экрана*, определяется для
гладкотрубных экранов по номограмме (прил. 2, рис. П2.1);
для ошипованных и плавниковых экранов, экранов, закрытых чугунными плитами, а также для первого ряда труб котельного пучка (фестона), расположенного в выходном газовом окне x = 1.
Результаты расчета записываются в таблицу 9.1.
В число геометрических характеристик топки также
входит объем топочной камеры, м3, значение которого принимается по конструкторским данным завода-изготовителя
или находится через расчетное значение площади боковой стенки и определенное по чертежу значение ширины
топки:
Vт = Fба;

(9.10)

эффективная толщина излучающего слоя объема топки, м:
s = 3,6

Vт
;
Fст

(9.11)

относительный уровень расположения горелок в топке:
* Угловым коэффициентом называется отношение количества энергии,
посылаемой на облучаемую поверхность, к количеству 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.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Та блица 9.1

Общая площадь, м2
Площадь, занятая лучевоспринимающими поверхностями, м2
Расстояние между осями
крайних труб, м
Освещенная длина труб, м
Наружный диаметр экранных труб, мм
Шаг экранных труб, мм
Расстояние от оси экранных
труб до кладки, мм
Отношение шага экранных
труб к их наружному диаметру
Отношение расстояния
от оси экранных труб до
кладки к их наружному
диаметру
Угловой коэффициент
экрана
Площадь лучевоспринимающей поверхности открытых
экранов, м2

Суммарная
площадь

холодная
воронка
(под)

выходное
окно

задняя

боковые

Стенка топки
фронт и
потолок

Наименование величины

Обозначение

Конструктивные характеристики топки

Fст
Fпл

—

s
d

—

e
d

—

Hл

—

хг =

hг
,
Hт

(9.12)

где hг — уровень расположения осей горелок в ярусе; определяется как расстояние от середины холодной воронки (или
пода топки) до оси горелки в ярусе, м (см. рис. 9.1); Hт —
высота топочной камеры, определяется как расстояние от
середины холодной воронки (или пода топки) до середины
выходного окна топочной камеры, м (см. рис. 9.1).
Для топок с подовым расположением горелок и слоевых
топок принимается xг = 0.

9. Определение конструктивных характеристик топки

При расположении горелок более чем в один ярус средний
уровень расположения настенных и угловых горелок, м:
m

hг =

∑ ni Bi hг i
i =1
m

∑ ni Bi

(9.13)

i =1

где m — число ярусов горелок; n — число горелок в ярусе;
Bi — расход топлива, подаваемого в горелку i-го яруса, т/ч;
hг i — высота расположения горелки i-го яруса, м.
Значения величин, найденные по формулам (9.10)–
(9.13), сводятся в таблицу 11.2.

ТЕПЛОВЫЕ
Х
ХАРАКТЕРИСТИКИ
ТОПКИ

тепловым характеристикам топки относятся: коэффициент тепловой эффективности топки ψ, теоретическая температура горения ϑа, средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания (Vc)ср, критерий поглощательной
способности Bu и параметр М, учитывающий относительное положение максимума температуры в топке.
Значения величин, найденные в разделе 10, сводятся в
таблицу 11.2.
10.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА
ТЕПЛОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ЭКРАНОВ ТОПКИ
Коэффициент тепловой эффективности отдельных поверхностей топки (экранов) определяется как произведение
углового коэффициента экрана на коэффициент загрязнения экранов ζ:
ψ = хζ.

(10.1)

Коэффициент ζ учитывает снижение тепловосприятия
экранных поверхностей нагрева вследствие их загрязнения
наружными отложениями или закрытия огнеупорной массой, его значения приведены в таблице 10.1.
Для ошипованных экранов, покрытых огнеупорной массой, в топках с жидким шлакоудалением величина ζ рассчитывается по формуле
t
(10.2)
ζ = 0,53 − 0,25 шл ,
1000

10. Тепловые характеристики топки

где tшл — температура плавления шлака; при отсутствии
данных ее значение принимается на 50°С ниже температуры жидкоплавкого состояния золы t3, °С.
Для выходного окна топки, отделяющего топку от расположенной за ним поверхности нагрева, коэффициент ζвых
определяется по формуле
ζвых = ζβ,

(10.3)

где ζ — коэффициент, значение которого принимается по
таблице 9.1 таким же, как для настенных экранов; β — коэффициент, учитывающий взаимный теплообмен между
Та блица 10.1

Значения коэффициента загрязнения экранов ζ в зависимости от вида
топлива
Тип экрана

Настенные гладкотрубные и мембранные
цельносварные экраны
в камерных топках

Настенные гладкотрубные и плавниковые
экраны в слоевых
топках
Ошипованные экраны,
покрытые огнеупорной
массой
Экраны, закрытые шамотным кирпичом

Топливо

Газообразное
Мазут
Пыль твердых топлив:
антрацитовый штыб, тощий уголь
каменные и бурые угли
средней шлакующей
способности (например,
кузнецкий ГСШ)1
каменные и бурые угли
высокой шлакующей
способности (например,
назаровский, березовский,
Канско-Ачинского месторождения)
Фрезерный торф

Значение ζ

0,65
0,55

0,45

0,35–0,42

0,45

Все топлива

0,6

Все топлива

0,2

Все топлива

0,1

Примечания:
1 При сжигании экибастузского угля с тонким размолом (R
90 ≤ 5%) в
котлах с qст ≥ 3 МВт/м2 (см. формулу (11.3)) ζ = 0,4.
2 Меньшее значение — для березовского угля.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

топкой и поверхностью нагрева; при размещении за окном
топки фестона коэффициент β принимается равным 0,9, котельного пучка — 1.
При отсутствии непосредственно за окном поверхности
нагрева ζвых = 0,5.
В том случае, если отдельные поверхности стен топочной
камеры имеют различную конструкцию экранов, а некоторые поверхности не экранируются вообще либо экраны закрываются теплоизоляционным покрытием (например, «зажигательный» пояс), при расчете топки необходимо определить коэффициент тепловой эффективности для каждого
топочного экрана ψi, полученные значения свести в таблицу 10.2, а затем вычислить среднее значение по формуле
n

ψ ср =

∑ ψi Fст i
i =1

Fст

(10.4)

где ψi — коэффициент тепловой эффективности i-й поверхности топки; Fст i — площадь i-й поверхности топки, м2
(см. табл. 9.1); Fст — полная (суммарная) площадь стен топки, м2 (см. табл. 9.1); n — количество топочных экранов.
Та блица 10.2

Значения коэффициента тепловой эффективности
Стенка топки
Наименование величины

фронт и
потолок

боковые

задняя

выходное
окно

Коэффициент тепловой эффективности ψ

Топки котлов, рассчитываемые при курсовом проектировании, чаще всего имеют экранирование стен испарительными поверхностями нагрева. В этом случае требуется
определить следующие коэффициенты тепловой эффективности: стен топочной камеры — ψст, выходного газового
окна — ψг. о, «зажигательного» пояса — ψз. п.
Для неэкранированных участков топочных стен (например, пода) коэффициент тепловой эффективности равен
нулю (ψ = 0).
При условии, что значение коэффициента загрязнения
экрана одинаково для всех поверхностей топки, среднее

10. Тепловые характеристики топки

значение коэффициента тепловой эффективности топочных
экранов может быть определено по уравнению
n

∑ xi Fпл i

ψ ср = ζ i =1

Fст

=ζ

Hл
,
Fст

(10.5)

где xi — угловой коэффициент i-й поверхности топки
(см. табл. 9.1); Hл — полная (суммарная) площадь лучевоспринимающей поверхности открытых экранов, м2
(см. табл. 9.1).
10.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКОЙ
ТЕМПЕРАТУРЫ ГОРЕНИЯ И СРЕДНЕЙ
СУММАРНОЙ ТЕПЛОЕМКОСТИ
ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
Теоретическая температура горения ϑa — это такая температура газов, которая была бы в топке, если бы в ней отсутствовал какой-либо теплообмен и вся выделяющаяся
теплота затрачивалась бы на нагрев дымовых газов, т. е. в
адиабатных условиях горения.
Теоретическая температура горения определяется по
таблице 5.3 с помощью выражения (5.28) в зависимости от
величины тепловыделения в топке Qт, которая в адиабатных условиях горения может быть приравнена к величине
энтальпии газов в топке.
Полезное тепловыделение в топке, кДж/кг (кДж/м3),
рассчитывается по формуле
Qт = Qр

100 − (q3 + q4 + q6 )
+ Qф + Qв + rHг.отб , (10.6)
100 − q4

где Qр — располагаемая теплота рабочей массы топлива,
определяемая при составлении теплового баланса (см. подразд. 7.1), кДж/кг (кДж/м3); Qф — теплота, вносимая в
топку паровым дутьем, кДж/кг; определяется по формуле (7.7); Qв — теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/кг
(кДж/м3); определяется по формуле (10.7); rHг. отб — теплота рециркуляционных газов, кДж/кг (кДж/м3), учитываемая в случае возврата части дымовых газов в нижнюю часть

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

топки (применяется в некоторых случаях для снижения
температуры в ядре горения); здесь r — коэффициент газовой рециркуляции; Hг. отб — энтальпия дымовых газов за
местом отбора.
Теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/кг (кДж/м3),
вычисляется по уравнению
0 + ( ∆α + ∆α ) H 0 , (10.7)
Qв = (α′′т − ∆α т − ∆α пл ) Hг.в
т
пл
х.в

где ∆αпл — средняя величина присоса воздуха в системе пы0 — энтальпия горячелеприготовления (см. табл. 7.1); Hг.в
го воздуха на входе в топку (при α = 1), кДж/кг (кДж/м3),
значение энтальпии определяется по данным таблицы 5.3 в
зависимости от температуры горячего воздуха за воздухоподогревателем, принимаемой по заданию (конструктивные
0 — энтальпия ходанные котла) или по таблице 3.5; Hг.в
лодного воздуха при tх. в = 30°С и α = 1, кДж/кг (кДж/м3),
определяется по данным таблицы 5.3.
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания,
кДж/(кг⋅К) [кДж/(м3⋅К)], рассчитывается по формуле
(Vc)ср =

Qт − Hт′′
,
ϑa − ϑ′′т

(10.8)

где Hт′′ — энтальпия продуктов сгорания, кДж/кг (кДж/м3),
определяется по данным таблицы 5.3 при принятой на выходе из топки температуре ϑ′′т ; ϑ′′т — температура на выходе
из топки, °С, принимаемая предварительно в соответствии с
данными таблицы 10.3.
Та блица 10.3

Температура газов на выходе из топочного устройства
Топливо

Антрацит
Каменный уголь
Бурый уголь
Торф
Мазут
Природный газ

Способ сжигания
слоевой

камерный

1050–1100
1000
900–1000
900–950
—
—

—
1100
900–1100
900–950
900–1000
900–1000

10. Тепловые характеристики топки

10.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАДИАЦИОННОЙ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТОВ
СГОРАНИЯ
При расчете излучения в топке учитывается различие
в составе излучающей среды, образующейся при сжигании
газообразного, жидкого и твердого топлива. Принимается,
что при сжигании твердого топлива основными излучающими компонентами являются газообразные продукты сгорания и взвешенные в их потоке частицы золы и кокса, при
сжигании мазута и газа — газообразные продукты сгорания
и взвешенные в их потоке сажевые частицы.
Основной радиационной характеристикой продуктов
сгорания служит критерий поглощательной способности
(критерий Бугера)
Bu = kps,

(10.9)

где k — коэффициент поглощения (ослабления) лучей топочной средой, 1/(м⋅МПа), рассчитывается по температуре
и составу газов на выходе из топки для твердого топлива по
формуле (10.10), для жидкого и газообразного — по формуле (10.13); р — давление дымовых газов в топочной камере,
МПа; для котлов, работающих без наддува (под разряжением), р = 0,1 МПа; s — эффективная толщина излучающего
слоя, м, для топки значение определяется по формуле (9.11).
При сжигании твердого топлива коэффициент поглощения лучей топочной средой, 1/(м⋅МПа):
k = kг + kзлµзл + kкоксµкокс,

(10.10)

где kг — коэффициент поглощения лучей газовой фазой
продуктов сгорания (трехатомными газами — RO2, Н2О),
1/(м⋅МПа), значение определяется по формуле (10.11);
kзлµзл — коэффициент поглощения лучей частицами золы,
1/(м⋅МПа), значение определяется по формуле (10.12);
kкоксµкокс — коэффициент поглощения лучей частицами
кокса, 1/(м⋅МПа), значение kкоксµкокс принимается равным
при сжигании в камерных топках: для антрацитового штыба и тощих углей — 0,25; каменных углей — 0,20; бурых
углей и торфа — 0,10; для слоевых топок принимается
kкоксµкокс = 0.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

При расчете значений kг и kзлµзл для поверхностей нагрева, расположенных за топкой (фестон, пароперегреватель
и т. д.), величины rп, rH2O , s, T ′′ = ϑ′′ + 273, µзл, входящие в
соответствующие формулы, принимаются для рассчитываемой поверхности.
Коэффициент поглощения лучей газовой фазой продуктов сгорания (трехатомными газами), 1/(м⋅МПа):
⎛ 7,8 + 16rH2O
⎞⎛
T ′′ ⎞
kг = kгo rп = ⎜
− 1⎟ ⎝1 − 0,37 т ⎠ rп , (10.11)
1000
10 prп s
⎝
⎠
где rп, rH2O — соответственно, суммарная объемная доля
трехатомных газов и объемная доля водяных паров в продуктах сгорания, значение принимается по данным таблицы 5.1; Tт′′ = ϑ′′т + 273— температура газов на выходе из топки, К, принимаемая предварительно (см. табл. 10.3).
Коэффициент поглощения лучей частицами золы,
1/(м⋅МПа):
kзл µзл =

Aзл 104
µзл
,
3 (T ′′)2 1 + 1,2µзл s
т

(10.12)

где µзл — концентрация золы в продуктах сгорания; значение принимается по данным таблицы 5.1; Азл — коэффициент, значение которого для топок с твердым шлакоудалением принимается в зависимости от вида топлива: антрацитовый штыб — 1; каменный и тощий угли — 0,8 (для
экибастузского угля при R90 ≤ 15% Азл = 1); бурый уголь —
0,75; торф — 0,6; для топок с жидким удалением значение
Азл принимается на 0,1 выше.
При сжигании мазута или газа коэффициент поглощения лучей топочной средой, 1/(м⋅МПа), рассчитывается с
учетом относительного заполнения топочной камеры светящимся пламенем (частицами сажи), характеризуемым коэффициентом m:
k = kг + mkс,

(10.13)

где kг — коэффициент поглощения лучей газовой фазой продуктов сгорания (трехатомными газами), 1/(м⋅МПа), значение kг определяется по формуле (10.11); m — коэффициент, значение которого при сжигании мазута в газоплотных

10. Тепловые характеристики топки

котлах принимается равным 0,3, негазоплотных — 0,6; при
сжигании природного газа — 0,1; kс — коэффициент поглощения лучей частицами сажи, 1/(м⋅МПа), значение kс определяется по формуле (10.14)
kc =

T ′′
1,2 ⎛
⎞ ⎛ Cр ⎞
1,6 т − 0,5⎠
2
⎝
⎝ HР ⎠
1000
1 + (α′′т )

0,4

(10.14)

Cр
— соотношение углерода и водорода в рабочей массе
Hр
топлива; для газообразного топлива

где

Cр
m
= 0,12∑ Cm Hn ,
n
Hр

(10.15)

где m и n — количество атомов углерода и водорода в
соединении.
Эффективное значение критерия Бургера определяется
по формуле
⎛ 1,4Bu2 + Bu + 2 ⎞
Bu = 1,6ln ⎜
(10.16)
⎟.
⎝ 1,4Bu2 − Bu + 2 ⎠
10.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРА,
УЧИТЫВАЮЩЕГО ХАРАКТЕР
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ
ПО ВЫСОТЕ ТОПКИ
Изменение положения ядра факела в топке существенно
сказывается на температуре в ее верхней части, этот факт
учитывается при тепловом расчете топочной камеры параметром М, учитывающим влияние на интенсивность теплообмена относительного уровня расположения горелок,
степени забалластированности топочных газов и других
факторов.
Параметр забалластированности топочных газов:
rv =

Vг (1 + r )
,
VN02 + VRO2

(10.17)

где Vг — суммарный действительный объем газов на выходе из топки, м3/кг (м3/м3), значение принимается по данным таблицы 5.1; r — коэффициент рециркуляции, значение рассчитывается по формуле (10.18), при отсутствии

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

рециркуляции значение r = 0; VN02 — теоретический объем
азота, м3/кг (м3/м3), значение принимается по данным таблицы 5.1; VRO2 — объем трехатомных газов, м3/кг (м3/м3),
значение принимается по данным таблицы 5.1.
Коэффициент рециркуляции:
r=

Vрц
Vг.отб

(10.18)

где Vрц, Vг. отб — объемы газов, отбираемых на рециркуляцию, и в сечении газохода за местом отбора, м3/кг (м3/м3).
Параметр М рассчитывается по формуле:
• для камерных топок
M = Mo (1 − 0,4xг ) 3 rv ;

(10.19а)

• для слоевых топок
M = Mo (1 + ρ) 3 rv ,

(10.19б)

где Мо — коэффициент, значение которого принимается
равным (для топок, оборудованных поворотными горелками, значение коэффициента Мо соответственно увеличивается или уменьшается на 0,01 на каждые 10° угла поворота
горелок вниз или вверх):
• для пылеугольных топок с твердым шлакоудалением: при тангенциальном и встречном расположении
горелок — 0,46; при однофронтовом расположении
горелок — 0,42;
• для пылеугольных топок с жидким шлакоудалением — 0,44;
• для слоевых топок — 0,46;
• для газомазутных топок при настенном расположении горелок — 0,4;
• для газомазутных топок при подовом расположении горелок — 0,36;
xг — относительный уровень расположения горелок в
топке, значение определяется по формуле (9.12);
ρ — соотношение между поверхностью зеркала горения
(слоя) и полной поверхностью стен топки:

10. Тепловые характеристики топки

ρ=

R
,
Fст

(10.20)

где R — площадь зеркала горения слоя топлива, расположенного на колосниковой решетке, м2; значение R принимается по конструктивным характеристикам котла.

РАСЧЕТ
ТЕМПЕРАТУРЫ
ТЕМ
ГАЗОВ
В
НА ВЫХОДЕ
ИЗ ТОПКИ

ля расчета действительной температуры газов на выходе из топки, °С, используется формула:
ϑ′′т =

Ta
⎛ 5,67 ⋅ 10−11 ψ ср FABTa3 ⎞
1 + MBu 0,3 ⎜
⎟
ϕBр (Vc)ср
⎝
⎠

0,6

− 273,

(11.1)

где Ta = ϑа + 273 — теоретическая температура горения, К;
порядок определения ϑа приведен в подразделе 10.2; ϕ — коэффициент сохранения теплоты, значение определяется по
формуле (7.20); Bр — расчетный расход сгоревшего топлива с учетом механической неполноты сгорания, кг/с (м3/с),
значение определяется по формуле (7.19).
Особенность расчета температуры газов на выходе из
топки состоит в том, что значение этой температуры приходится задавать предварительно, так как в выражение для
определения ϑ′′т входят критерий поглощательной способности (критерий Бургера) и средняя суммарная теплоемкость
продуктов сгорания, которые в свою очередь, как было сказано выше, могут быть определены лишь при известном значении температуры газов на выходе из топки.
Итак, рекомендуется следующий порядок расчета действительной температуры топочных газов на выходе из
топки.
Значение температуры газов на выходе из топки необходимо задать предварительно (см. п. 10.2), по этому значению рассчитывают критерий Bu и среднюю суммарную
теплоемкость (Vc)ср, затем по формуле (11.1) определяют

11. Расчет температуры газов на выходе из топки

температуру газов на выходе из топки. Если полученное таким путем значение температуры газов не будет отличаться
от предварительно заданного более чем на ±100°С, то расчет
на этом заканчивается и для последующих расчетов принимается значение температуры газов, определенное по
формуле (11.1).
В противном случае необходимо уточнить значение Bu и
(Vc)ср по найденному значению температуры газов на выходе
из топки и повторить расчет.
После расчета температуры газов на выходе из топки необходимо определить количество теплоты, передаваемое в
топке излучением, кДж/кг (кДж/м3):
Qл(т) = ϕ(Qт − Hт′′);

(11.2)

удельную тепловую нагрузку стен топки, кВт/м2:
qст =

Bр Qл(т)
;
Fст

(11.3)

удельное тепловое напряжение топочного объема, кВт/м3:
qV =

Bр Qл(т)
.
Vт

(11.4)

По значению удельного теплового напряжения топочного объема оценивается эффективность работы топки по
условиям обеспечения минимальных потерь теплоты. Это
значение должно быть не более рекомендуемого справочником [2], иначе в топке не будет обеспечиваться хороший
выжег топлива и действительные потери теплоты от химического и механического недожога будут больше принятых
по рекомендациям норм [1] при определении КПД котла.
Значения допускаемого теплового напряжения топочного
объема для разных видов топлива и котлов разной производительности приведены в таблице 11.1.
Полученное расчетом значение температуры газов на
выходе из топки необходимо сравнить с рекомендуемым
по условиям обеспечения отсутствия шлакования котельного пучка (фестона), расположенного на выходе из топки
(см. п. 3.4).

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Та блица 11.1

Максимально допустимое значение удельного теплового
напряжения объема топки, кВт/м3
Топливо

Мазут
Природный газ
Антрацит
Каменные угли
Бурые угли
Фрезерный торф

Производительность котла, т/ч
<25

407–465
291–465
—
—
—
—

349–407
465
145
186
291
256

349–407
465
145
186
244
210

349–419
465
145
186
210
186

Данные теплового расчета топки необходимо оформить в
виде таблицы 11.2.
Та блица 11.2

Сводная таблица результатов теплового расчета топки
Наименование величины

Полная площадь стен
топочной камеры, м2
Суммарная площадь
лучевоспринимающей
поверхности, м2
Площадь лучевоспринимающей поверхности
открытых экранов, м2
Объем топочной камеры,
м3
Эффективная толщина излучающего слоя пламени,
м
Полная высота топки, м

Высота расположения
горелок, м
Относительный уровень
расположения горелок

Коэффициент снижения тепловосприятия
экранных поверхностей
вследствие загрязнения

Обозначение

Способ определения величины или расчетная формула

Fст

Конструктивные размеры
(см. табл. 8.1)

Fпл

То же

Hл

То же

Vт

Fба

3,6

Vт
Fст

Hт

Конструктивные размеры
(по чертежу котлоагрегата)

hг

То же

xг

hг
— для камерных
Hт
топок;
xг = 0 — для слоевых
топок

Определяется по таблице 10.1

Расчет

11. Расчет температуры газов на выходе из топки

Пр одол жение та бл. 11.2
Наименование величины

Обозначение

Коэффициент тепловой
эффективности лучевоспринимающей поверхности

Способ определения величины или расчетная формула
n

∑ ψ i Fст i
i=1

ψср

— в случае
Fст
экранирования стен топки
экранами разных типов;
H
ζ л — в случае экраFст
нирования стен топки
экранами одного типа

Коэффициент избытка
воздуха на выходе из
топки

α′′т

Определяется по таблице 4.4

Присос воздуха в топку

∆αт

Определяется по таблице 4.3

Присос воздуха в системе
пылеприготовления

∆αпл

Определяется по таблице 7.1

Температура подогретого
воздуха перед воздухоподогревателем, °С

t′вп

Энтальпия подогретого
воздуха перед воздухоподогревателем, кДж/кг
(кДж/м3)

0
Hвп

Температура воздуха в
котельной (холодного
воздуха), °С

0
tх.в

Принимается по заданию
или определяется по
таблице 3.4
Определяется по таблице 5.3

Принимается по заданию

Энтальпия присосов воздуха, кДж/кг (кДж/м3)

0
Hх.в

Температура горячего
воздуха на входе в топку
(на выходе из воздухоподогревателя), °С

tг. в

Энтальпия горячего воздуха, кДж/кг (кДж/м3)

0
Hг.в

Определяется по таблице 5.3

Количество теплоты, вносимое в топку с воздухом,
кДж/кг (кДж/м3)

Qв

Определяется по формуле (10.7)

Полезное тепловыделение в топке, кДж/кг
(кДж/м3)

Qт

Определяется по формуле (10.6)

Теоретическая температура горения, °С

ϑa

Определяется по таблице 5.3

Определяется по таблице 5.3
Принимается по конструктивным данным или
по таблице 3.5

Расчет

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Пр одолжение та бл. 11.2
Наименование величины

Обозначение

Способ определения величины или расчетная формула

Температура газов на
выходе из топки, °С
(предварительно принятое значение)

ϑ′′т

Принимается по таблице 10.3

Энтальпия газов на выходе из топки, кДж/кг
(кДж/м3) (предварительно принятое значение)

H′′
т

Определяется по таблице 5.3

Средняя суммарная
теплоемкость продуктов
сгорания, кДж/(кг⋅К)
[кДж/(м3⋅К)]

(Vc)ср

Объемная доля водяных
паров

rH2 O

Qт − Hт′′
ϑа − ϑт
Определяется по таблице 5.1

Суммарная объемная
доля газов

rп

То же

Давление в газоходе,
МПа

0,1 МПа — для котлов
без наддува (под разряжением)

газовой фазой продуктов сгорания (для
всех видов топлива)

kг

Определяется по формуле (10.11)

золовыми частицами
(для твердого топлива)

kзлµзл

Определяется по формуле (10.12)

частицами кокса (для
твердого топлива)

kкоксµкокс

сажистыми частицами (для жидкого и газообразного топлива)

kс

Определяется по формуле (10.14)

Коэффициент m (для
жидкого и газообразного
топлива)

Значения m приведены в
подразделе 10.3

k3 + kзлµзл + kкоксµкокс —
для твердых видов
топлива; kг + mkс — для
жидких и газообразных
видов топлива

Коэффициент поглощения лучей, 1/(м⋅МПа):

Коэффициент поглощения лучей топочной
средой, 1/(м⋅МПа)

Критерий поглощательной способности (критерий Бургера)

Эффективное значение
критерия Бургера

Значения kкоксµкокс приведены в подразделе 10.3

kps
⎛ 1,4Bu2 + Bu + 2 ⎞
1,6ln ⎜
⎝ 1,4Bu2 − Bu + 2 ⎟⎠

Расчет

11. Расчет температуры газов на выходе из топки

Пр одол жение та бл. 11.2
Обозначение

Способ определения величины или расчетная формула

Коэффициент рециркуляции

Принимается по заданию
(в случае отсутствия
рециркуляции r = 0)

Параметр забалластированности топочных газов

Vг (1 + r )
VN02 + VRO2

R
Fст

Наименование величины

Соотношение между
поверхностью зеркала
горения (слоя) и полной
поверхностью стен топки
(для слоевых топок)
Коэффициент Мо

Мо

Параметр М

Mo (1 − 0,4xг ) 3 rv —
для камерных топок;
Mo (1 − 0,4xг ) 3 rv — для
слоевых топок
Определяется по формуле (7.20)

ϑ′′т

Определяется по формуле (11.1)

H′′
т

Определяется по таблице 5.3

Коэффициент сохранения теплоты
Температура газов на
выходе из топки, °С (расчетное значение)
Энтальпия газов на
выходе из топки, кДж/
кг (кДж/м3) (расчетное
значение)
Количество теплоты, воспринятой в топке, кДж/
кг (кДж/м3)
Тепловая нагрузка стен
топки, кВт/м2
Средняя тепловая нагрузка лучевоспринимающей
поверхности нагрева,
кВт/м2
Тепловое напряжение топочного объема, кВт/м3

Значения приведены в
подразделе 10.4

Q(т)
л

ϕ(Qт − Hт′′)

qст

Bр Qл(т)
Fст

qл

Bр Qл(т)
Hл

Bр Qл(т)
Vт

Расчет

КОНВЕКТИВНЫЕ
ПОВЕРХНОСТИ
ПОВЕР
НАГРЕВА
ПАРОГЕНЕРАТОРА

12.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
КОНВЕКТИВНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРЕВА

оверхности нагрева современных котлоагрегатов
представляют собой системы параллельно включенных труб, воспринимающих теплоту от газов излучением
и конвекцией. В топочной камере теплоотдача от газов к
поверхностям нагрева происходит почти исключительно
за счет излучения. В газоходах, расположенных за топочной камерой, бо´льшая часть теплоты передается поверхностям нагрева конвекцией.
В топке доля теплоты, воспринимаемой радиационными
поверхностями нагрева, всегда уменьшается с ростом нагрузки котла, а доля теплоты, воспринимаемой конвективными
поверхностями нагрева, увеличивается. В результате приращение энтальпии рабочего тела в области конвективных
поверхностей нагрева увеличивается. Однако для пароперегревателя, поверхность нагрева которого состоит, например, из радиационной и конвективной частей, зависимость
энтальпии рабочего тела от нагрузки котла незначительная,
т. е. можно получить почти постоянную температуру перегретого пара независимо от нагрузки котла.
Переход газов из топки в перегреватель осуществляется
по возможности плавно, без резко выраженного поворота.
В области поворота газов не следует располагать никаких
поверхностей нагрева, так как иначе поворот будет осуществляться при значительном коэффициенте сопротивления
и на высоких скоростях, что приведет к резкому увеличению сопротивления при повороте, омывание газами будет

12. Конвективные поверхности нагрева парогенератора

неполным, и поверхность будет использована недостаточно
эффективно.
После пароперегревателя целесообразно располагать
водяной экономайзер, а не парообразующую поверхность
нагрева. Воду в экономайзере следует подогревать до температуры кипения, при этом преимущество водяного экономайзера в отношении температурного напора используется
с наибольшей полнотой и суммарная поверхность нагрева
парогенератора получается наименьшей.
12.2. КОНСТРУКТИВНЫЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ КОНВЕКТИВНЫХ
ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
К конструктивным характеристикам рассчитываемой
конвективной поверхности относятся: площадь поверхности нагрева; характер расположения труб (шахматное или
коридорное); характер омывания труб греющей и нагреваемой рабочей средой (поперечное или продольное); диаметр,
длина и общее число труб; число рядов и число труб в ряду;
поперечный и продольный шаг труб (абсолютный и относительный); площадь живого сечения для прохода греющей и
нагреваемой рабочей среды.
При поверочном расчете указанные значения определяются, исходя из конструктивных данных (чертежа и описания котлоагрегата) и формул, приведенных в данном разделе, при конструктивном — исходя из значения площади
поверхности, полученного при расчете соответствующей
поверхности из уравнения теплового обмена (13.1), формул,
приведенных в данном разделе и рекомендаций, приведенных в разделах 14–19.
Площадь гладкотрубной конвективной поверхности нагрева, м2, расположенной в рассчитываемом газоходе, определяется по формуле
H = πdlz1z2 = πdlz,

(12.1)

где d — диаметр труб (наружный), м; l — средняя длина
труб, расположенных в газоходе, м; z1 — число труб в ряду

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

в сечении газохода; z2 — число рядов труб; z — общее число
труб, образующих поверхность нагрева.
Площадь живого сечения для прохода рабочей среды
снаружи труб, м2, при поперечном омывании гладкотрубной поверхности потоком рабочей среды:
F = ab – z1ld,

(12.2)

где а и b — линейные размеры газохода в рассматриваемом
сечении, м; l — длина трубы (при изогнутых трубах l вычисляется как проекция трубы на поперечное сечение газохода), м.
Если в сечении газохода имеется две или несколько параллельно установленных секций поверхности (например,
при шахматном расположении труб), то формула (12.2) запишется следующим образом:
z
(12.3)
F = ab − 1 ld = ab − z1′ ld,
n′
где z′1 — число труб в одной параллельной секции, шт.; n′ —
число параллельных секций в одном ряду (число рядов труб
с однонаправленным движением рабочей среды).
Например, для поверхности, схема расположения труб
которой приведена на рисунке 12.1б, z1 = 7; z2 = 4; n′ = 2;
z1′ = 4(3).
Площадь живого сечения для прохода рабочей среды
снаружи (между) труб, м2, при продольном омывании гладкотрубной поверхности потоком рабочей среды:
πd2z
(12.4)
= ab − 0,785d2z,
F = ab −
4
где z — число труб в сечении газохода; в общем случае значение совпадает с общим числом труб, образующих поверхность нагрева, шт.
Площадь живого сечения для прохода рабочей среды
внутри труб, м2:
πd2 z
2 z,
f = вн = 0,785dвн
(12.5)
4
где dвн — внутренний диаметр трубы, м.
Порядок определения площадей поверхности и живых
сечений для прочих типов поверхностей (не гладкотрубных)
приведен в литературе [1].

12. Конвективные поверхности нагрева парогенератора

В случае плавного изменения площади сечения от
входного F′ до выходного F″ средняя площадь живого сечения, м2:
Fср =

2F ′F ′′
.
F ′ + F ′′

(12.6а)

При расхождении площади (высоты) сечений газохода
F′ и F″ не более чем на 25% допускается производить усреднение по формуле
Fср =

F ′ + F ′′
.
2

(12.6б)

Поперечный s1 и продольный s2 шаги труб, м, определяются по формулам:
• при коридорном расположении (рис. 12.1а)
L
s1 =
;
(12.7а)
z1 − 1
s2 =

M
;
z2 − 1

Рис. 12.1
Схемы расположения труб в гладкотрубных пучках
(стрелкой показано направление движения рабочей среды):
а — коридорное; б — шахматное.

(12.7б)

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

• при шахматном расположении (рис. 12.1б)
L
s1 = n′
;
(12.8а)
z1 − 1
s2 =

M
,
n′(z2 − 1)

(12.8б)

где L — расстояние между осями крайних труб, м; M — расстояние между осями крайних рядов, м.
Относительные шаги труб определяются по отношению
к наружному диаметру:
s
(12.9а)
σ1 = 1 ;
d
σ2 =

s2
.
d

(12.9б)

Для гладкотрубных пучков эффективная толщина излучающего газового слоя, м, определяется по формуле
(12.10)

ОСНО
ОСНОВНЫЕ
УРАВНЕНИЯ
ТЕП
ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА
КОНВЕКТИВНЫХ
ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
ПОВЕРХ

13.1. УРАВНЕНИЯ ТЕПЛООБМЕНА
И ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА

онвективными элементами парогенератора являются: фестон, кипятильный пучок, пароперегреватель,
водяной экономайзер и воздухоподогреватель.
Для расчета конвективных поверхностей нагрева используются два уравнения — теплообмена и теплового
баланса. Расчет выполняется для 1 кг сжигаемого твердого, жидкого топлива или 1 м3 газа при нормальных
условиях.
Теплота, воспринятая рассчитываемой поверхностью
конвекцией и излучением, кДж/кг (кДж/м3), определяется
по уравнению теплообмена
Qт =

kт H ∆t
,
Bp ⋅ 103

(13.1)

где kт — коэффициент теплопередачи, отнесенный к расчетной поверхности нагрева, Вт/(м2°С); общий порядок
расчета kт приведен в подразделе 13.2; Н — расчетная поверхность нагрева, м2; для гладкотрубных конвективных
пучков расчетная поверхностей принимается равной полной поверхности труб с наружной стороны; ∆t — температурный напор, °С; общий порядок расчета ∆t приведен в подразделе 13.3; Bр — расчетный расход топлива, кг/с (м3/с),
определяется по формуле (7.19б).
Теплота, отданная газами обогреваемой среде (пару,
воде или воздуху), кДж/кг (кДж/м3), рассчитывается по
уравнению теплового баланса

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

0 ),
Qб = ϕ( H ′ − H ′′ + ∆αHх.в

(13.2)

где ϕ — коэффициент сохранения теплоты, учитывающий
потери в окружающую среду, определяется по формуле (7.20); H′, H″ — энтальпия продуктов сгорания на входе
в поверхность нагрева и выходе из нее, кДж/кг (кДж/м3);
0 — количество теплоты, вносимое присасываемым в
∆αHх.в
газоход воздухом, кДж/кг (кДж/м3); ∆α — присос воздуха
0 — энтальпия холодного
в рассчитываемом газоходе; Hх.в
воздуха при tх. в = 30°С и α = 1, кДж/кг (кДж/м3).
Для вычисления значений температуры и энтальпии нагреваемой среды используются уравнения для расчета количества теплоты, воспринятой обогреваемой средой вследствие охлаждения газов, кДж/кг (кДж/м3):
• для пароперегревателя, получающего излучение из
топки
D ′′ ′
Q=
(h − h ) − Qл ;
(13.3а)
Bp
• для пароперегревателя и экономайзера, расположенных в конвективном газоходе
Q=

D ′′ ′
(h − h ),
Bp

(13.3б)

где D — расход пара (воды) через рассчитываемую поверхность, т/ч; Bр — расчетный расход топлива, т/ч (тыс. м3/ч);
h″, h′ — энтальпия пара (воды) на выходе из поверхности
нагрева и на входе в нее, кДж/кг (кДж/м3); Qл — теплота,
полученная излучением из топки поверхностью нагрева,
примыкающей к выходному окну топки, кДж/кг; порядок
расчета Qл приведен в [1];
• для воздухоподогревателя
∆α взп ⎞
⎛
Q = ⎝ βвзп
( H ′′ − Hв′ ),
′′ +
2 ⎠ в

(13.3в)

где β′′взп — отношение количества воздуха за воздухоподогревателем к теоретически необходимому, порядок определения β′′взп приведен в разделе 19; ∆αвзп — присос воздуха
в воздухоподогревателе; Hв′′ и Hв′ — энтальпия воздуха,
теоретически необходимого для сгорания, определяемая в

13. Основные уравнения теплового расчета конвективных поверхностей нагрева

зависимости от температуры воздуха на выходе из воздухоподогревателя и на входе в него, кДж/кг.
При расчете котельных пучков с постоянной температурой внутренней среды (например, фестон) уравнение тепловосприятия обогреваемой среды не составляется.
При поверочном расчете конвективных поверхностей нагрева количество теплоты, отданное продуктами сгорания,
приравнивается к теплоте, воспринятой поверхностью.
Для расчета задаются температурой продуктов сгорания
после рассчитываемой поверхности нагрева и затем уточняют ее последовательными приближениями.
13.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА
ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ
В общем случае коэффициент теплопередачи для многослойной плоской стенки, Вт/(м2⋅К), рассчитывается по
формуле
kт =

1
,
δ
δ
δ
1
1
+ з + м + н +
α1 λ з λ м λ н α 2

(13.4)

где α1 и α2 — коэффициент теплоотдачи от греющей среды
к стенке и от стенки к обогреваемой среде соответственно,
Вт/(м2⋅К); δз и λз — толщина, м, и коэффициент теплопроводности, Вт/(м⋅К), слоя золы или сажи на наружной поверхδ
ности трубы; з = ε — тепловое сопротивление загрязняюλз
щего слоя, называемое коэффициентом загрязнения, м2⋅К/
Вт; δм и λм — толщина, м, и коэффициент теплопроводности,
Вт/(м⋅К), металлической стенки трубы; δн и λн — толщина,
м, и коэффициент теплопроводности, Вт/(м⋅К), слоя накипи
на внутренней поверхности трубы.
Если одна или обе теплообменивающие среды представляют собой дымовые газы или воздух, то термическое сопро1
1
тивление по газовой ⎛⎜ ⎞⎟ и воздушной ⎛⎜ ⎞⎟ сторонам глад⎝ α1 ⎠
⎝ α2 ⎠
котрубной поверхности нагрева будет значительно больше

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

термического сопротивления металла труб и последним в
⎛δ
⎞
этом случае пренебрегают ⎜ м = 0 ⎟.
λ
⎝ м
⎠
При нормальной эксплуатации отложение накипи не
должно достигать толщины, вызывающей существенное повышение термического сопротивления и температуры стенки трубы, поэтому термическое сопротивление слоя накипи
⎛δ
⎞
в тепловом расчете не учитывают ⎜ н = 0 ⎟. В расчетах гладλ
⎝ н
⎠
котрубных экономайзеров и испарительных поверхностей
(фестон, кипятильный пучок) также пренебрегают тепловым сопротивлением с внутренней стороны труб, так как ве1
1
личина ⎛⎜ ⎞⎟ значительно меньше величины ⎛⎜ ⎞⎟.
⎝ α2 ⎠
⎝ α1 ⎠
Тепловое сопротивление загрязнения зависит от большого числа факторов: рода топлива, скорости газов, диаметра труб и их расположения, крупности золы и др. При
выполнении курсового проекта оценка степени загрязнения
производится с помощью коэффициента эффективности ψ,
представляющего собой отношение коэффициентов теплопередачи загрязненных и чистых труб.
Расчет значений коэффициентов теплоотдачи α1 и α2 ведется с использованием значений коэффициентов теплоотдачи конвекцией αк и излучением αл. Формулы для расчета
значений αк и αл и построенные по ним номограммы приведены в приложених 3 и 4. При выполнении курсового проекта в расчете рекомендуется использовать номограммы.
Формулы для определения коэффициентов теплоотдачи
и теплопередачи применительно к конкретным поверхностям теплообмена приведены в соответствующих разделах
учебного пособия.
13.3. РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРНОГО НАПОРА
Температурный напор ∆t, т. е. усредненная по всей поверхности нагрева разность температур обогревающей и
обогреваемой сред, зависит от их взаимного направления
движения. Если температура одной среды в пределах поверхности нагрева не изменяется, то этой зависимости нет.

13. Основные уравнения теплового расчета конвективных поверхностей нагрева

Схема включения, при которой обе среды на всем пути
движутся параллельно навстречу друг другу, называется
противоточной, а в одну сторону — прямоточной (рис. 13.1а,
б). Температурный напор, °С, для обеих схем, а также при
постоянной температуре одной из сред определяется как
среднелогарифмическая разность значений температур по
формуле
∆t =

∆tб − ∆tм
,
∆t
ln б
∆tм

(13.5)

где ∆tб и ∆tм — бо´льшая и меньшая разность температуры
продуктов сгорания и температуры нагреваемого рабочего
тела, °С (рис. 13.2):
• при (ϑ″ – t′) > (ϑ′ – t″) значения ∆tб = (ϑ″ – t′) и
∆tм = (ϑ′ – t″);
• при (ϑ″ – t′) ≤ (ϑ′ – t″) значения ∆tб = (ϑ′ – t″) и
∆tм = (ϑ″ – t′).
Для испарительной конвективной поверхности нагрева, °С:
ϑ′ − ϑ′′
∆t =
,
(13.6)
ϑ′ − tкип
ln
ϑ′′ − tкип
где ϑ′ и ϑ″ — температура обогревающей среды (продуктов
сгорания) на входе и на выходе из поверхности нагрева соответственно, °С; tкип — температура насыщения при давлении
в паровом котле, °С, определяется по таблицам насыщенных
водяных паров справочника
[3].
В тех случаях, когда
∆tб
≤ 1,7, температурный на∆
tм
Рис. 13.1
пор можно с достаточной точПринципиальные схемы
омывания продуктами сгорания
ностью определить как средконвективных поверхностей
неарифметическую разность
нагрева:
значений температуры, °С:
а — прямоток; б — противоток;
в — одноходовой перекрестный
ток; г — двухходовой перекрестный ток; д — четырехходовой перекрестный ток.

∆t =

∆tб + ∆tм
= ϑ − t, (13.7)
2

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Рис. 13.2
Изменение температуры среды вдоль поверхности нагрева:
а — противоток; б — прямоток.

где ϑ и t — средняя температура обогревающей и нагреваемой сред соответственно, °С.
Для схем с перекрестным током теплообменивающихся
сред (рис. 13.1в–д) температурный напор, °С, определяется
по формуле
∆t = ψп∆tпрт,

(13.8)

где ψп — коэффициент пересчета от противоточной схемы к
более сложной, определяемый по номограмме (рис. П6.1);
∆tпрт — температурный напор при противотоке, °С.
При числе ходов больше четырех схема с перекрестным
током рассматривается как противо- или прямоточная, и
температурный напор вычисляется как среднелогарифмическая разность значений температуры по формуле (13.5),
т. е. без учета коэффициента ψп.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
Т
ФЕСТОНА

естон представляет собой пучок труб, образуемый
путем разводки труб заднего экрана топки в верхней ее части в несколько рядов (обычно три или четыре)
для того, чтобы получить окно для отвода газов из топки
(рис. 14.1). Рассчитывается фестон как обычный конвективный пучок с шахматным расположением труб.
Известными параметрами для теплового расчета фестона являются:

Рис. 14.1
Эскиз фестонированных труб заднего экрана:
a — продольное сечение: 1 — задний экран, 2 — фестон, 3 — барабан; б — горизонтальное сечение.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

1) температура продуктов сгорания на входе в фестон
(равна температуре продуктов сгорания на выходе из топки,
определенной по формуле (10.1));
2) температура пароводяной смеси (равна температуре
насыщения при давлении в барабане).
Тепловой расчет выполняется в следующем порядке.
1. По имеющемуся чертежу и описанию парогенератора
определяются конструктивные характеристики фестона:
площадь поверхности, диаметр и длина труб, расположение
и характер омывания труб, число труб, шаг труб, размеры
газохода и площадь живого сечения для прохода газов, полученные значения сводятся в таблицу 14.1.
2. Задается температура продуктов сгорания за фестоном, исходя из того, что в фестоне дымовые газы должны
охлаждаться не менее чем на 50°С, и по таблице 5.3 определяется энтальпия продуктов сгорания.
3. Определяется количество теплоты, отдаваемое в фестоне газами, кДж/кг (кДж/м3), по уравнению теплового
баланса
Qб(ф) = ϕ( Hф′ − Hф′′ ).

(14.1)

4. Рассчитывается температурный напор.
Так как температура нагреваемой среды в фестоне постоянна и равна температуре ее кипения при давлении в
барабане котла, температурный напор рассчитывается по
уравнению
∆t = ϑ (ср)
− tкип ,
ф

(14.2)

ϑ (ср)
ф

где
— средняя температура греющей среды (дымовых
газов), °С; tкип — средняя температура нагреваемой среды
(пароводяной смеси), °С.
5. Определяется средняя скорость продуктов сгорания,
м/с, по формуле
Bр Vг (ϑ (ср)
ф + 273)
ωг =
,
(14.3)
273Fф
где Bр — расчетный расход сгоревшего топлива с учетом механической неполноты сгорания, кг/с (м3/с); Vг — суммарный объем дымовых газов в фестоне, м3/кг (см. табл. 5.1).

14. Тепловой расчет фестона

Та блица 14.1

Конструктивные характеристики фестона
Наименование величины

Полная площадь поверхности
нагрева, м2

Площадь поверхности труб боковых экранов, находящихся в зоне
фестона, м2

Обозначение

Способ определения величины или расчетная
формула

Нф

Конструктивные
размеры (берутся по
чертежу или из описания котлоагрегата)

Ндоп

0,1Hф

Диаметр труб наружный, м

Средняя длина труб фестона, м
Расположение труб (в графе «расчет» указать — коридорное или
шахматное)
Характер омывания труб потоком воздуха (в графе «расчет»
указать — поперечное или продольное)

l
—

То же

—

То же

Общее число труб в фестоне, шт.

Число рядов труб в фестоне по
ходу газов, шт.

Число труб в ряду, шт.

Шаг фестонных труб, м:
поперечный
s1
продольный

Конструктивные
размеры
То же

Hф
πdl
Конструктивные
размеры
z
z2
z2sз. э, где sз. э — шаг
заднего экрана топки
(см. табл. 9.1)
Конструктивные
размеры

Относительный шаг фестонных
труб:
поперечный

σ1

продольный

σ2

s1
d
s2
d

Размеры газохода в поперечном
сечении, м:
ширина газохода
средняя высота газового окна
Высота труб фестона, м
Площадь живого сечения для
прохода газов, м2

a
b
hф
Fф

Конструктивные
размеры
То же
То же
ab – z1hфd

Расчет

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

6. По номограммам (прил. 3, рис. П3.1, П3.2, П3.3) (в зависимости от характера омывания и расположения труб),
определяется коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева αк, Вт/(м2⋅К):
• при поперечном омывании коридорных и шахматных пучков труб
αк = αнСzСsСф;

(14.4а)

• при продольном омывании
αк = αнСфСl,

(14.4б)

где αн — коэффициент теплоотдачи, при поперечном омывании коридорных гладкотрубных пучков αн определяется
по рисунку П3.1а, шахматных гладкотрубных пучков —
по рисунку П3.2а, при продольном омывании — по рисунку П3.3а; Сz — поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, при поперечном омывании коридорных
гладкотрубных пучков определяется по рисунку П3.1б,
шахматных гладкотрубных пучков — по рисунку П3.2б;
Сs — поправка на компоновку пучка, при поперечном омывании коридорных гладкотрубных пучков определяется по
рисунку П3.1а, шахматных гладкотрубных пучков — по
рисунку П3.2г; Сф — коэффициент, учитывающий влияние
изменения физических параметров потока, при поперечном
омывании коридорных гладкотрубных пучков определяется по рисунку П3.1г, шахматных гладкотрубных пучков —
по рисунку П3.2в, при продольном омывании — по рисунку П3.3а; Сl — поправка на относительную длину, вводится
l
при < 50 l в случае прямого входа в трубу (без закруглеd
ния), определяется по рисунку П3.3в.
7. Определяется суммарная оптическая толщина газового потока:
kps = (kг + kзлµзл)ps,

(14.5)

где p — давление в газоходе, МПа; для котлов, работающих
без наддува (под разряжением), р = 0,1 МПа; s — толщина
излучающего слоя, м; для гладкотрубных пучков рассчитывается по формуле (12.10).

14. Тепловой расчет фестона

В формуле (14.5) для незапыленного потока (сжигание
мазута, газа, а также слоевое сжигание твердого топлива)
второе слагаемое равно нулю.
Значения kг и kзлµзл находятся соответственно по формулам (10.11) и (10.12) при значениях rп, rH2O , Tф′′ = ϑ′′ф + 273,
µзл, определенных для рассчитываемой поверхности
нагрева.
8. Определяется степень черноты потока газов (излучающей среды):
0 = 1 – e–kps.

(14.6)

9. Рассчитывается температура загрязненной стенки фестона, °С:
tст = tкип + ∆tз,

(14.7)

где ∆tз — разница между значениями температуры незагрязненной стенки трубы и температуры наружного слоя золовых отложений на трубах, °С, для твердого и жидкого топлива принимается равной 50°С, для газообразного — 25°С.
10. Вычисляется коэффициент теплоотдачи излучением
от продуктов сгорания к стенке трубы фестона αл, Вт/(м2⋅К),
по номограмме (прил. 4, рис. П4.1) с учетом степени черноты газов:
• для запыленного газового потока (при учете излучения золы), т. е. при камерном сжигании твердого
топлива
αл = αна,

(14.8а)

где αн — коэффициент теплоотдачи излучением без учета
поправочных коэффициентов;
• для незапыленного газового потока, т. е. при сжигании жидкого и газообразного топлива, а также при
слоевом сжигании твердого топлива
αл = αнасг,

(14.8б)

где сг — поправочный коэффициент для незапыленного газового потока.
11. Рассчитывается коэффициент теплоотдачи от газов к
стенке труб фестона, Вт/(м2⋅К), по формуле

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

α1 = ξ(αк + αл),

(14.9)

где ξ — коэффициент использования поверхности нагрева;
значение коэффициента ξ принимается в зависимости от
полноты омывания поверхности газами: в случае, если обеспечивается прохождение через поверхность всего газового потока ξ принимается равным единице, при смешанном
омывании пучков — 0,95.
12. Определяется коэффициент теплопередачи, Вт/
(м2⋅К), в соответствии с условиями, изложенными в подразделе 13.2 для испарительных поверхностей, к которым относится фестон:
kт = ψα1,

(14.10)

где ψ — коэффициент тепловой эффективности, представляющий собой отношение коэффициентов теплопередачи для
загрязненных и чистых труб.
Коэффициент тепловой эффективности ψ коридорных и
шахматных конвективных поверхностей нагрева при сжигании твердых топлив, определяется по рисунку 14.2 в зависимости от средней температуры газов в пучке при номинальной нагрузке котла и загрязняющих свойств топлива.
Критерием загрязняющих свойств топлива является содержание СаО в минеральной части топлива (табл. 14.2). Топлива с содержанием СаО < 13%, образующие при сжигании

Рис. 14.2
Коэффициент тепловой эффективности конвективных поверхностей
при сжигании твердого топлива:
1 — умеренно загрязняющие и сильно загрязняющие виды топлива с очисткой; 2 — сильно загрязняющие без очистки.

14. Тепловой расчет фестона

рыхлый первичный слой загрязнений на трубах (например,
экибастузский и кузнецкий угли), считаются умеренно загрязняющими. Топлива с содержанием СаО ≥ 13%, образующие прочный первичный слой (например, канско-ачинские),
считаются сильно загрязняющими.
Та блица 14.2

3,8
3,5
2,1
4

2Б
2Б
К
1СС
Г

35
42
7,2
4,1
5,8

Содержание
СаО, %

КанскоАчинский:
Назаровское
Березовское
Карагандинский
Кузнецкий

АШ
Г
Д
Т

Марка
топлива

Донецкий

Содержание
СаО, %

Бассейн,
месторождение

Марка
топлива

Содержание СаО в минеральной части (золе) топлива

Печерский:
Воркутинское
Подмосковный
Урал:

Ж
2Б

3
4,1

Волчанское

3Б

6,4

3Б
СС

3
1,1

3СС
Фрезторф

5
32

Бассейн,
месторождение

Челябинское
Экибастузский
Южно-Якутский:
Нерюнгринское
Росторф

Коэффициент тепловой эффективности ψ для всех конвективных гладкотрубных поверхностей нагрева при сжигании мазута в зависимости от значения коэффициента
Та блица 14.3

Значение коэффициента тепловой эффективности ψ
для конвективных поверхностей нагрева при сжигании
жидкого топлива
Поверхность нагрева

Конвективная поверхность нагрева (пароперегреватель, котельный пучок, фестон):
с коридорным расположением труб
с шахматным расположением труб
Экономайзер:
при температуре воды на входе >100°С
при температуре воды на входе ≤100°С

ψ
αт ≤ 1,03

αт > 1,03

0,65

0,6

0,55

0,65

0,6

0,45–0,5

0,4–0,45

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Та блица 14.4

Значение коэффициента тепловой эффективности ψ
для конвективных поверхностей нагрева при сжигании
газообразного топлива
Поверхность нагрева

Пароперегреватель, котельный пучок, фестон, горячая
ступень двухступенчатого экономайзера
Холодная ступень двухступенчатого и одноступенчатого
экономайзера

0,8
0,85

избытка воздуха αт принимается по таблице 14.3, при сжигании газа — по таблице 14.4.
13. Вычисляется количество теплоты, воспринятое
фестоном, кДж/кг (кДж/м3), по уравнению теплообмена
(см. формулу (13.1))
Qт(ф) =

kт Hф ∆t
;
Bp ⋅ 103

(14.11)

количество теплоты, воспринятое настенными трубами в
зоне фестона, кДж/кг (кДж/м3):
Qдоп =

kт Hдоп ∆t
;
Bp ⋅ 103

(14.12)

суммарное тепловосприятие, кДж/кг (кДж/м3):
Qт(ф)′ = Qт(ф) + Qдоп .
Qт(ф)′

(14.13)

Если значение
будет отличаться от значения Q(ф)
б ,
определенного по формуле (14.1), менее чем на 5%, то расчет температуры газов за фестоном считается законченным,
в противном случае нужно задать новое значение температуры газов за фестоном и повторить расчет, начиная с п. 2
данного раздела.
Для второго приближения целесообразно выбирать значение температуры, отличающееся от принятого при первом
приближении не более чем на 50°С. В этом случае коэффициент теплопередачи не пересчитывается, однако следует
вычислить значения температурного напора и тепловосприятия и заново решить уравнения теплового баланса (14.1) и
теплообмена (14.11)–(14.13).
Если после второго приближения расхождение между значениями Qт(ф)′ и Q(ф)
окажется больше указанного
б

14. Тепловой расчет фестона

предела, то истинное значение температуры газов за поверхностью нагрева далее определяется при помощи аналитической или графической линейной интерполяции (прил. 5).
Результаты теплового расчета фестона необходимо представить в виде таблицы 14.5.
Та блица 14.5

Сводная таблица результатов теплового расчета фестона
Наименование величины

Температура газов на входе в фестон, °С
Энтальпия газов на входе в
фестон, кДж/кг (кДж/м3)
Температура газов на выходе из фестона, °С
Энтальпия газов на выходе
из фестона, кДж/кг (кДж/
м3)
Коэффициент сохранения
теплоты

Обозначение

Способ определения величины
или расчетная формула

ϑ′ф

Из расчета топки

H′ф

Определяется по таблице 5.3
Выбирается предварительно (перепад температур на
входе в фестон и выходе из
него не менее 50°С)
Определяется по таблице 5.3

ϑ′′
ф

H′′
ф

1−

q5
ηк.а + q5

Количество теплоты,
отданное фестону по уравнению баланса, кДж/кг
(кДж/м3)
Температура котловой
воды в фестоне, °С
Средняя температура
газов, °С

ϑ (ср)
ф

Температурный напор, °С

∆t

ϑ (ср)
− tкип
ф

Средняя скорость газов,
м/с

ωг

Вр Vг (ϑ (ср)
+ 273)
ф
273Fф

Объемная доля водяных
паров
Коэффициент теплоотдачи
конвекцией (при поперечном омывании), Вт/(м2⋅К)
Эффективная толщина излучающего слоя, м
Давление в газоходе, МПа

Q(ф)
б
tкип

rH2 O

αк

ϕ( Hф′ − Hф′′ )
Принимается по данным
таблицы 6.1
ϑ ф′ + ϑ ф′′
2

Определяется по таблице 5.1
Определяется по номограмме (прил. 3, рис. П.3.2)
αнСzСsСф

⎛ 4s s
⎞
0,9d ⎝ 1 22 − 1⎠
πd

0,1 МПа — для котлов без
наддува (под разряжением)

Расчет

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Пр одолжение та бл. 14.5
Наименование величины

Обозначение

Суммарная объемная доля
газов

rп

Суммарная поглощающая
способность трехатомных
газов, м⋅МПа

prпs

Способ определения величины
или расчетная формула

Определяется по таблице 5.1
prпs

Коэффициент поглощения
лучей, 1/(м⋅МПа):
kг

Порядок определения kг
приведен в подразделе 10.3

kзлµзл

Порядок определения kзлµзл
приведен в подразделе 10.3.
Для незапыленного потока
дымовых газов значение
kзлµзл = 0

Суммарная оптическая
толщина газового потока

kps

(kг + kзлµзл)ps

Степень черноты потока
газов

1 – e–kps

газовой фазой продуктов сгорания
золовыми частицами

tст

tкип + ∆tз, ∆tз = 50°С —
для твердого и жидкого
топлива, ∆tз = 25°С — для
газообразного топлива

αл

Определяется по номограмме (прил. 4, рис. П.4.1):
αна — для запыленного
газового потока; αнаСг —
для незапыленного газового
потока

Коэффициент использования поверхности нагрева

Для поперечно омываемых
пучков ξ равен единице, для
сложно омываемых — 0,95

Коэффициент
теплоотдачи от газов
к стенке, Вт/(м2⋅К)

α1

ξ(αк + αл)

Температура загрязненной
стенки трубы, °С

Коэффициент теплоотдачи
излучением, Вт/(м2⋅К)

Коэффициент тепловой
эффективности

Определяется по данным
рисунка 14.2, таблиц 14.3,
14.4 в зависимости от вида
топлива

Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2⋅К)

kт

ψα1

Количество теплоты,
воспринятое фестоном по
уравнению теплообмена,
кДж/кг (кДж/м3)

Qт(ф)

kт Hф ∆t
Bp ⋅ 103

Расчет

14. Тепловой расчет фестона

Пр одол жение та бл. 14.5
Наименование величины

Количество теплоты,
воспринятое настенными
трубами в зоне фестона,
кДж/кг (кДж/м3)
Суммарное тепловосприятие фестона, кДж/кг
(кДж/м3)
Расхождение расчетных
значений тепловосприятий по уравнениям баланса и теплообмена, %

Обозначение

Способ определения величины
или расчетная формула

Qдоп

kт Hдоп ∆t
Bp ⋅ 103

Qт(ф) ′

(ф)
Qдоп
+ Qдоп

∆Q

Qт(ф) − Qб(ф)
100
Qт(ф) ′

Расчет

15
П

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
Т
КОНВЕКТИВНОГО
ПАР
ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯ

ароперегреватель предназначен для перегрева поступающего в него насыщенного пара до заданной температуры и является одним из наиболее ответственных элементов установки, температура пара в нем достигает наибольших значений. Пароперегреватели котлов среднего
давления выполняют из углеродистой стали марки 20, допускающей максимальную рабочую температуру 450°С.
В парогенераторах среднего давления пароперегреватель
воспринимает около 20% полного тепловыделения в топке.
По характеру процесса теплообмена пароперегреватели
котлов средней производительности являются конвективными, однако небольшая часть теплоты (10–15%) воспринимается ими за счет излучения топки и межтрубных объемов газов.
Влияние на работу пароперегревателя эксплуатационных и некоторых других факторов (изменение избытка воздуха в топке, температуры питательной воды, влажности
топлива, догорание газов в фестоне или в пароперегревателе
и др.) устраняется с помощью пароохладителей, устанавливаемых обычно в пароперегревателе «в рассечку». Паровые
котлы низкого давления обычно вырабатывают пар с температурой около 250°С и не имеют регулятора перегрева.
При поверочном расчете пароперегревателя необходимо:
1) определить температуру продуктов сгорания после
пароперегревателя;
2) выяснить, есть ли возможность при имеющейся поверхности нагрева пароперегревателя получить необходимую температуру перегретого пара.

15. Тепловой расчет конвективного пароперегревателя

101

Если в результате расчета выявится, что существующая
поверхность нагрева пароперегревателя не обеспечит необходимой температуры перегретого пара, то должны быть
разработаны соответствующие мероприятия и, после выполнения конструктивного расчета, внесены коррективы в
чертежи поверхности нагрева пароперегревателя.
15.1. РАЗМЕЩЕНИЕ КОНВЕКТИВНОГО
ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯ В ГАЗОХОДЕ
ПАРОГЕНЕРАТОРА
В зависимости от места размещения в газоходе и преобладающего вида тепловосприятия пароперегреватели бывают конвективные, полурадиационные и радиационные.
Пароперегреватели котлов среднего давления (рп. п = 4 МПа;
tп. п = 440°С) выполняют конвективными и обычно размещают непосредственно за фестоном.
Для конвективных пароперегревателей используются
в основном гладкие трубы с наружным диаметром d = 28–
42 мм (сортимент 28, 32, 38, 42) с толщиной стенки 3–6 мм,
применяются шаги труб: поперечный s1 = (2,3–6,5)d, продольный s2 = (1,5–2,5)d.
При сжигании твердого топлива расположение труб пароперегревателя в целях уменьшения заноса золой принимается коридорным.
В зависимости от направления потоков пара и продуктов
сгорания различают прямоточные, противоточные и смешанные пароперегреватели (рис. 15.1).
В прямоточной схеме газы с наиболее высокой температурой находятся в области насыщенного пара с наиболее
низкой температурой, что, с одной стороны, должно обеспечить снижение температуры металла пароперегревателя. С другой стороны, при наличии в насыщенном паре
капелек котловой воды, соли, содержащиеся в них, будут осаждаться в первых рядах змеевиков, что приведет
к резкому повышению температуры металла. Кроме того,
при такой схеме движения теплоносителей температурный напор (усредненная по поверхности разность температур между греющей и нагреваемой средой) минимален,

102

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Рис. 15.1
Схемы пароперегревателей:
а — противоточный без пароохладителя; б — прямоточный без пароохладителя; в — с последовательно смешанным током без пароохладителя; г — с
последовательно смешанным током и пароохладителем, установленным
«в рассечку»; I и II — ступени пароперегревателя по ходу продуктов сгорания. 1 — барабан; 2 — коллектор перегретого пара; 3 — змеевики пароперегревателя; 4 — поверхностный или впрыскивающий пароохладитель; стрелками на рисунке показано направление движения дымовых газов.

следовательно, увеличивается площадь необходимой поверхности пароперегревателя.
При противоточной схеме движения в змеевиках, обогреваемых продуктами сгорания с наиболее высокой температурой, движется перегретый пар, следовательно, они
охлаждаются недостаточно и температура металла змеевиков повышается. Вместе с тем температурный напор в этой
схеме максимален и необходимая площадь поверхности теплообмена минимальна.
При смешанном взаимном движении продуктов сгорания и пара используется как прямоток, так и противоток в

15. Тепловой расчет конвективного пароперегревателя

103

различных соотношениях. Наиболее оптимальной по условиям надежности работы является смешанная схема, при
которой первая по ходу пара часть пароперегревателя выполняется противоточной, а вторая — прямоточной. При
этом в часть змеевиков, расположенных в области наибольшей тепловой нагрузки пароперегревателя в начале газохода будет умеренная температура пара, а завершение перегрева происходит при меньшей тепловой нагрузке. Соотношение противоточной и прямоточной частей выбирается из
условия одинаковых температур металла в начале и в конце
змеевика — его прямоточной части.
В котлоагрегатах среднего давления регулирование температуры перегретого пара осуществляется в поверхностных
пароохладителях, которые
могут быть установлены на
входе или в промежуточном
сечении пароперегревателя.
Для защиты металла выходных змеевиков от чрезмерно высокой температуры
пароперегреватель выполняют по смешанной схеме с пароохладителем «в рассечку»
(рис. 15.2).
Рис. 15.2
Расположение труб паСхема расположения
роперегревателя
в газоходе
конвективного пароперегревателя:
1 — барабан котла; 2 — фестон; 3 —
котла может быть горизонконвективный
пароперегреватель;
тальным или вертикальным.
4 — пароохладитель; 5 — выходной
Например, в некоторых котпаровой коллектор.
лах Белгородского котельного завода применяется
компоновка с горизонтальным расположением труб (парогенератор К-35-40). Вертикальные пароперегреватели более
удобны в конструктивном отношении, их крепление проще
и надежнее, они меньше подвержены шлакованию, но не
дренируемы.
Пароперегреватели котлов с давлением пара 1,4
и 2,4 МПа выполняют одноходовыми, а с давлением
4 МПа — двухходовыми.

104

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

15.2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯ
Порядок расчета для конвективного пароперегревателя
показан на примере одного из распространенных вариантов
компоновки двухступенчатого перегревателя барабанного
котлоагрегата «в рассечку» (см. рис. 15.1г, 15.2).
Следует обратить внимание на то, что нумерация ступеней элементов поверхности нагрева осуществляется по
ходу нагреваемого рабочего тела, а поверочный тепловой
расчет — по ходу дымовых газов.
Таким образом, для пароперегревателя, состоящего из
двух ступеней с включенным «в рассечку» пароохладителем, I ступень по ходу газов является II ступенью по ходу
пара, а II ступень по ходу газов — I ступенью по ходу пара.
Таким образом, первым выполняется расчет II ступени по
ходу пара (с учетом работы пароохладителя), затем — I ступени по ходу пара.
При поверочном расчете конвективного пароперегревателя заданными величинами являются:
1) температура газов перед пароперегревателем ϑ′пп , °С,
которая равна температуре газа за предыдущей поверхностью нагрева (например, за фестоном, т. е. ϑ′пп = ϑ′′ф );
2) параметры перегретого пара рп. п, МПа, tп. п, °С (принимается по заданию).
Расчет производится в следующем порядке.
1. По чертежу и характеристикам парогенератора, прилагаемым к заданию на курсовое проектирование, определяются конструктивные характеристики каждой ступени
пароперегревателя, полученные значения записываются в
таблицу 15.1.
Ориентировочно площадь поверхности нагрева каждой
отдельной ступени принимается равной, м2:
• для II ступени (по ходу пара) — Hпп II = (0,4–0,6)
Нпп;
• для I ступени (по ходу пара) — Hпп I = Нпп – Hпп II.
2. Выбираются основные расчетные параметры:
а) температура продуктов сгорания на входе в пароперегреватель (берется из расчета предыдущей поверхности
нагрева);

105

15. Тепловой расчет конвективного пароперегревателя

Та блица 15.1

Конструктивные характеристики пароперегревателя
Обозначение

Способ определения величины или расчетная
формула

Нпп

Конструктивные
размеры (берутся по
чертежу или из описания котлоагрегата)

Нпп i

То же

наружный

То же

внутренний

dвн

То же

Средняя длина труб пароперегревателя, м

То же

Расположение труб (в графе «расчет» указать — коридорное или
шахматное)

—

Характер омывания труб потоком
пара (в графе «расчет» указать —
поперечное или продольное)

—

То же

Характер омывания труб потоком
дымовых газов (в графе «расчет»
указать — поперечное или продольное)

—

То же

То же
Hппi
ndz2l

Наименование величины

Общая площадь поверхности нагрева, м2

Площадь поверхности нагрева
рассчитываемой ступени, м2
Диаметр труб, м:

Число рядов труб, шт.
Число труб в ряду, шт.

Конструктивные
размеры

Число параллельных секций в
одном ряду, шт.

n′

Число труб в одной параллельной
секции, шт.

z′1

Конструктивные
размеры
z1
n′

поперечный

См. подраздел 12.2

продольный

То же

поперечный

σ1

продольный

σ2

s1
d
s2
d

Шаг труб, м:

Относительный шаг труб:

Размеры газохода в расчетном
сечении, м:
ширина
глубина

а
b

Конструктивные
размеры
То же

Расчет

106

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Пр одолжение та бл. 15.1
Наименование величины

Обозначение

Способ определения величины или расчетная
формула

Fпп

ab – z1ld — для коридорного расположения труб; ab − z1′ld —
для шахматного
расположения труб

fпп

2 z
0,785dвн
1

Площадь живого сечения газохода для прохода газов, м2

Площадь живого сечения для
прохода пара, м2

Расчет

б) давление, температура и энтальпия перегретого пара
на входе в ступень и на выходе из ступени (см. табл. 6.1).
3. Задается температура продуктов сгорания ϑ′пп после
II ступени пароперегревателя (по ходу пара) и по таблице 5.3
′′ , кДж/кг (кДж/м3).
определяется энтальпия Hпп
4. Для выбранной температуры продуктов сгорания
определяется теплота, отданная продуктами сгорания,
кДж/кг (кДж/м3), по формуле
0 ).
Qб(пп) = ϕ( Hпп
′ − Hпп
′′ + ∆α пп Hх.в

(15.1)

5. Значение энтальпии пара на выходе из пароохладителя
вх , кДж/кг, принимается по данным таблицы 6.1.
hпо
′ = hпп
II
6. Значение температуры пара после пароохладителя
вх , °С, принимается по данным таблицы 6.1.
′′ = tпп
tпо
II
7. Рассчитывается температурный напор ∆t, °С, по
формуле (13.5).
8. Рассчитывается средняя скорость продуктов сгорания
в газоходе пароперегревателя, м/с, по формуле
ωг =

Bр Vг (ϑ (ср)
пп + 273)
,
273Fпп

(15.2)

где ϑ (ср)
пп — средняя температура греющей среды, °С.
При сжигании твердого топлива скорость газов в конвективных трубных пучках должна быть не выше предельно допустимой по условиям золового износа ωи или равна
экономической ωэк (оптимальной скорости, определенной
при минимальных значениях капитальных и эксплуатационных затрат без учета ограничений по золовому износу).

107

15. Тепловой расчет конвективного пароперегревателя

Кроме того, для предотвращения заноса труб золой скорость газов при номинальной нагрузке котла должна быть
больше 6 м/с при поперечном омывании труб и больше
8 м/с — при продольном.
В таблице 15.2 приведены значения предельно допустимых скоростей дымовых газов ωи, относящиеся к условиям:
σ1 = 2,5; температура продуктов сгорания равна 550–850°С.
Та блица 15.2

Предельно допустимые скорости газов
Топливо (бассейн,
месторождение)

Экибастузский
Подмосковный
Челябинское

Скорость
ωи, м/с

7
9
10

Топливо (бассейн,
месторождение)

Скорость
ωи, м/с

Кизеловский
Донецкий, АШ
Донецкий, Т

10,5
11
12

Для беззольных топлив скорости газов могут быть подняты до экономически целесообразных значений (табл. 15.3).
Т абл ица 15.3

Экономически выгодные скорости газов
Материал труб

Скорость
ωэк, м/с

Перлитная сталь (пароперегреватель)
Аустенитная сталь (пароперегреватель)
Сталь 20 (экономайзер)

14±2
19±2
13±2

Если полученное значение скорости газов значительно
(более чем на 50%) отличается от рекомендуемых для заданного топлива значений, то надо соответствующим образом
изменить габаритные размеры газохода или компоновку
трубного пучка конвективного пароперегревателя.
9. Подсчитывается коэффициент теплоотдачи конвекцией αк по номограммам, приведенным в приложении 3
(рис. П3.1, П3.2, П3.3) (в зависимости от характера омывания и расположения труб).
10. Вычисляется расчетная скорость пара в змеевиках
пароперегревателя, м/с, по уравнению
ωп =

Dvср
,
fпп

(15.3)

108

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

где D — расход пара, кг/с; vср — средний удельный объем
пара, м3/кг, определяется по данным таблиц воды и водяного пара [3] при среднеарифметических значениях давления
и температуры пара в рассчитываемой ступени пароперегревателя; fпп — площадь живого сечения для прохода пара, м2
(см. табл. 15.1).
Оптимальное значение скорости пара не должно быть
ниже 25 м/с, в противном случае снижается значение коэффициента теплоотдачи от стенок к перегретому пару, что
может привести к повышению температуры стенок выше
допустимых пределов и разрушению трубок.
Допустимое значение скорости пара, м/с, может быть
найдено из выражения
ωпд = ωм vср ,

(15.4)

где ωм — массовая скорость пара, кг/(м2⋅с); рекомендуемое
значение ωм = 500–1000 кг/(м2⋅с).
11. Рассчитывается коэффициент теплоотдачи от стенки
к пару, Вт/(м2⋅К):
α2 = αнСd,

(15.5)

где αн — коэффициент теплоотдачи конвекцией при продольном омывании для перегретого пара, определяется по
номограмме, приведенной в приложении 3 (рис. П3.4а);
Сd — поправочный коэффициент, определяется при течении
среды в кольцевых каналах по номограмме, приведенной
в приложении 3 (рис. П3.4б); при движении среды внутри
трубы принимается равным единице.
12. Определяется толщина излучающего слоя s по формуле (12.10), суммарная оптическая толщина газового потока kps по формуле (14.5) и степень черноты газового потока
а по формуле (14.6).
13. Рассчитывается температура стенки труб пароперегревателя, которая принимается при сжигании твердого и
жидкого топлива равной температуре наружного слоя золовых отложений на трубах, °С:
1 ⎞ 1 ⎤ Bр
⎡1 1
3
tст = tср + ⎢ ⎛⎜
+
⎟ − α ⎥ H Qб ⋅ 10 ,
ψ
α
α
2⎠
1⎦
⎣ ⎝ 1

(15.6)

15. Тепловой расчет конвективного пароперегревателя

109

где tср — среднеарифметическое значение температуры пара в рассчитываемой ступени пароперегревателя,
°С; ψ — коэффициент тепловой эффективности, значение ψ при сжигании твердого топлива определятся по
рисунку 13.2, при сжигании жидкого — таблица 13.3,
газообразного — таблица 13.4.
При сжигании газообразного топлива температура загрязненной стенки труб пароперегревателя, °С:
tст = tср + ∆tз,

(15.7)

где ∆tз = 25°С.
Максимально допустимое значение tст для пароперегревателей среднего давления не должно превышать 450°С в целях обеспечения надежной работы поверхности нагрева.
14. Определяется коэффициент теплоотдачи излучением αл, Вт/(м2⋅К), по номограмме, приведенной в приложении 4 (рис. П4.1) в зависимости от вида топлива по формуле (14.8а) или (14.8б).
15. Подсчитывается коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке труб пароперегревателя α1, Вт/
(м2⋅К), по формуле (14.9).
16. Вычисляется коэффициент теплопередачи, Вт/
(м2⋅К). В соответствии с условиями, приведенными в подразделе 13.2, для конвективных гладкотрубных пучков, не
получающих прямого излучения из топки, к которым относится пароперегреватель, значение коэффициента теплопередачи находится по формуле
kт =

ψα1
,
α
1+ 1
α2

(15.8)

где ψ — коэффициент тепловой эффективности, значение ψ
определяется по рисунку 14.2, таблицам 14.3, 14.4 в зависимости от вида топлива.
17. Определяется количество теплоты, воспринятое пароперегревателем, кДж/кг (кДж/м3), по формуле
Qт(пп) =

kт Hпп ∆t
,
Bp ⋅ 103

(15.9)

110

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

18. Если расхождение расчетных значений тепловосприятий по уравнениям баланса Qб(пп) и теплообмена Qт(пп)
не превышает 2%, то поверочный расчет считается законченным. В противном случае надо задать новую температуру газов за рассматриваемой ступенью пароперегревателя и
повторить расчет.
Для второго приближения целесообразно выбирать
значение температуры, отличающееся от принятого при
первом приближении не более чем на 50°С. В этом случае
коэффициент теплопередачи не пересчитывается, необходимо пересчитать только значения температурного напора
и тепловосприятия и заново решить уравнения теплового баланса (15.1) и теплообмена (15.9). Если после второго
приближения расхождение между значениями Qб(пп) и Qт(пп)
окажется больше указанного предела, истинная температура далее находится при помощи аналитической или графической линейной интерполяции (прил. 5).
Расчет I ступени пароперегревателя выполняется в той
же последовательности, что и расчет II ступени, но без учета влияния работы пароохладителя на энтальпию и температуру перегретого пара и связанные с этими значениями
величины.
Результаты теплового расчета II и I ступеней пароперегревателя (по ходу пара) необходимо оформить в виде таблицы 15.4 (отдельно для каждой ступени).
Та блица 15.4

Сводная таблица результатов теплового расчета
пароперегревателя
Наименование величины

Температура газов на
входе в пароперегреватель, °С
Энтальпия газов на
входе в пароперегреватель, кДж/кг (кДж/м3)
Температура пара, °С:
на входе в пароперегреватель (без учета
пароохладителя), °С

Обозначение

Способ определения величины или
расчетная формула

ϑ′пп

Принимается из расчета предыдущей поверхности нагрева

H′пп

Определяется по данным
таблицы 5.3

t′

Принимается по данным
вых — для II стутаблицы 6.1 tпп
I
пени (по ходу пара); tб — для I
ступени (по ходу пара)

Расчет

111

15. Тепловой расчет конвективного пароперегревателя

Пр одол жение та бл. 15.4
Обозначение

Способ определения величины или
расчетная формула

Температура пара на
выходе из пароперегревателя, °С

t″

Принимается по данным
таблицы 6.1 tп. п — для II
вх —
ступени (по ходу пара); tпп
I
для I ступени (по ходу пара)

Температура пара после пароохладителя, °С
(для II ступени по ходу
пара)

t′′
по

вх
tпп
II (по данным таблицы 6.1)

Наименование величины

Давление пара, МПа:
на входе в пароперегреватель
р1

Принимается по данным таблицы 6.1 равным
вых = p вх —
pпп
для II ступени
II
пп I
(по ходу пара); рб — для I ступени (по ходу пара)

р2

Принимается по данным
таблицы 6.1 равным рп. п —
для II ступени (по ходу пара);
вых = p вх — для I ступени
pпп
I
пп II
(по ходу пара)

ϑ′′пп

Выбирается предварительно
(перепад температур на входе
в пароперегреватель и выходе
из него составляет порядка
150–200°С)

на выходе из пароперегревателя

Температура газов на
выходе из пароперегревателя, °С

Энтальпия газов на выходе из пароперегревателя, кДж/кг (кДж/м3)

H′′
пп

Коэффициент сохранения теплоты

Присос воздуха в пароперегреватель (ступень
пароперегревателя)

∆αпп II

Энтальпия присосов воздуха, кДж/кг
(кДж/м3)

Определяется по таблице 5.3

1−

q5
ηк.а + q5

Определяется по таблице 4.3

См. таблицу 11.2
0
Hх.в

Теплота, отданная
продуктами сгорания,
кДж/кг (кДж/м3)

Qб(пп)

ϕ( Hпп
′ − Hпп
′′ + ∆α пп Hх0.в )

Средняя температура
газов, °С

ϑ (ср)
б

ϑ пп
′ + ϑ пп
′′
2

∆tб

ϑ′ – t″

Разность температур
между дымовыми газами и паром, °С
наибольшая

Расчет

112

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Пр одолжение та бл. 15.4
Наименование величины

Разность температур
между дымовыми газами и паром, °С
наименьшая

Температурный напор,
°С
Средняя скорость газов
в пароперегревателе,
м/с
Объемная доля водяных паров
Коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/
(м2⋅К)
Среднее давление пара,
МПа

Обозначение

Способ определения величины или
расчетная формула

∆tм

ϑ ′′ − tпо
′′ — для I ступени пароперегревателя; ϑ″– t′ — для II
ступени пароперегревателя

∆t

∆tб − ∆tм
∆t
ln б
∆tм

ωг

Bр Vг (ϑ (ср)
пп + 273)
273F

rH2 O

Определяется по таблице 5.1

αк

Определяется по номограмме
(прил. 3, рис. П.3.1) αнCzCsCф

pср

tпо
′′ + t ′′
— для I ступени паро2
перегревателя;

Средняя температура
пара, °С
tср

Удельный объем пара
при средних параметрах, м3/кг
Средняя скорость пара
в пароперегревателе,
м/с
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару,
Вт/(м2⋅К)
Эффективная толщина
излучающего слоя, м
Давление в газоходе,
МПа
Суммарная объемная
доля газов
Суммарная поглощающая способность
трехатомных газов,
м⋅МПа

p1 + p2
2

vср
ωп
α2
s
p
rп
prпs

t ′ + t ′′
— для II ступени паро2
перегревателя
Определяется по данным справочника [3]
Dvср
fпп
Определяется по номограмме
(прил. 3, рис. П.3.4) αнCd
⎛ 4s s
⎞
0,9d ⎝ 1 22 − 1⎠
πd
0,1 МПа — для котлов без наддува (под разряжением)
Определяется по таблице 5.1

prпs

Расчет

113

15. Тепловой расчет конвективного пароперегревателя

Пр одол жение та бл. 15.4
Наименование величины

Обозначение

Способ определения величины или
расчетная формула

Коэффициент поглощения лучей, 1/(м⋅МПа):
газовой фазой продуктов сгорания
золовыми частицами

Суммарная оптическая
толщина газового потока
Степень черноты потока газов
Температура загрязненной стенки трубы,
°С
Коэффициент теплоотдачи излучением, Вт/
(м2⋅К)

Коэффициент использования поверхности
нагрева
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке,
Вт/(м2⋅К)
Коэффициент тепловой
эффективности
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2⋅К)
Количество теплоты,
воспринятое пароперегревателем, кДж/кг
(кДж/м3)
Расхождение расчетных значений
тепловосприятий по
уравнениям баланса и
теплообмена, %

kг

kзлµзл

Порядок определения kг приведен в подразделе 10.3
Порядок определения kзлµзл
приведен в подразделе 10.3.
Для незапыленного потока
дымовых газов значение
kзлµзл = 0

kps

(kг + kзлµзл)ps

1 – e–kps

tст

αл

ξ
α1
ψ

kт

Определяется по формуле (15.6) или (15.7) в зависимости от вида топлива
Определяется по номограмме
(прил. 4, рис. П.4.1) αна — для
запыленного газового потока;
αнаСг — для незапыленного
газового потока
Для поперечно омываемых
пучков ξ равен единице, для
сложно омываемых — 0,95
ξ(αк + αл)
Определяется по рисунку 14.2
или таблицам 14.3, 14.4 в зависимости от вида топлива
ψα1
α
1+ 1
α2

Q(пп)
т

kт Hпп ∆t
Bp ⋅ 103

∆Q

Qт(пп) − Qб(пп)
100
Qт(пп)

Расчет

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
Т
КИПЯ
КИПЯТИЛЬНОГО ПУЧКА

ипятильный пучок (пучок испарительных труб, котельный или трубный пучок) является конвективной
поверхностью нагрева и выполняется в виде ряда труб с
коридорным или шахматным расположением, омываемых продуктами сгорания топлива. Движение газов в
трубном пучке может быть продольным или поперечным.
Возможная схема размещения кипятильного пучка в газоходе парового котла с поперечным омыванием дымовыми газами приведена на рисунке 3.3.
Известными параметрами для теплового расчета кипятильного пучка являются:
1) температура продуктов сгорания на входе в кипятильный пучок (равна температуре продуктов сгорания на выходе из предыдущей поверхности нагрева);
2) температура пароводяной смеси (равна температуре
насыщения при давлении в барабане).
Расчет кипятильного пучка рекомендуется производить
в следующем порядке.
1. По чертежу, прилагаемому к заданию на курсовое
проектирование, определяются конструктивные характеристики кипятильного пучка, полученные значения записываются в таблице 16.1.
2. Предварительно принимается значение температуры
продуктов сгорания за рассчитываемым газоходом.
3. Определяется теплота, отданная продуктами сгорания, кДж/кг (кДж/м3), по формуле
0 ).
Qб(к.п) = ϕ( H ′ − H ′′ + ∆α исп Hх.в

(16.1)

115

16. Тепловой расчет кипятильного пучка

Та блица 16.1

Конструктивные характеристики кипятильного пучка
Наименование величины

Полная площадь поверхности нагрева, м2
Диаметр труб, м
Средняя длина труб кипятильного пучка, м
Расположение труб (в графе
«расчет» указать — шахматное или коридорное)
Характер омывания труб
потоком дымовых газов
(в графе «расчет» указать —
поперечное или продольное)
Число рядов труб по ходу
дымовых газов, шт.
Число труб в ряду поперек
движения дымовых газов,
шт.
Число параллельных секций в одном ряду, шт.
Число труб в одной параллельной секции, шт.
Суммарное число труб
Шаг труб, м:
поперечный
продольный
Относительный шаг труб:
поперечный
продольный
Размеры газохода в поперечном сечении, м:
ширина
глубина
Площадь живого сечения
газохода, м2

Обо- Способ определения величины Расзнаили расчетная формула
чет
чение

Конструктивные размеры
(берутся по чертежу или
из описания котлоагрегата)
То же

То же

—

То же

—

То же

Hк.п
πdz2l

n′

Конструктивные размеры

Нк. п

z1
z
s1
s2
σ1
σ2

а
b

Fк. п

z1
n′
z1z2
См. подраздел 12.2
То же
s1
d
s2
d

Конструктивные размеры
То же
ab – z1dl — для поперечно
омываемых коридорных
пучков; ab − z1′ld — для
поперечно омываемых
шахматных пучков;
ab – 0,785d2z — для
продольно омываемых
пучков

116

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

4. Вычисляется значение расчетной температуры
потока.
Расчетная температура потока газов равна сумме среднего значения температуры обогреваемой среды и температурного напора. При охлаждении газов не более чем на 300°С
расчетная температура потока с достаточной точностью
определяется как полусумма значений температуры газов
на входе в поверхность нагрева ϑ″, °С:
ϑ ′ + ϑ ′′
ϑ (ср)
.
к.п =
(16.2)
2
5. Рассчитывается температурный напор, °С.
Так как температура нагреваемой среды в кипятильном
пучке постоянна и равна температуре ее кипения при давлении в барабане котла, температурный напор, °С, может быть
определен по формуле
∆t = ϑ (ср)
к.п − tкип ,

(16.3)

где tкип — температура кипения в барабане котла, °С.
6. Подсчитывается средняя скорость продуктов сгорания в кипятильном пучке, м/с:
ωг =

Bp Vг (ϑ (ср)
к.п + 273)
.
273Fк.п

(16.4)

7. По номограммам, приведенным в приложении 3
(рис. П3.1, П3.2, П3.3), в зависимости от характера омывания и расположения труб определяется коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности
нагрева αк, Вт/(м2⋅К).
8. Определяется толщина излучающего слоя s по формуле (12.10), суммарная оптическая толщина газового потока
kps по формуле (14.5) и степень черноты газового потока а по
формуле (14.6).
9. Вычисляется температура загрязненной стенки, °С:
tст = tср + ∆tз,

(16.5)

где tср — средняя температура среды, протекающей в трубах, °С, принимается равной температуре насыщения; ∆tз —
разница между значениями температуры загрязненной
стенки трубы и средней температуры среды, протекающей в

16. Тепловой расчет кипятильного пучка

117

трубах; для кипятильных пучков при сжигании твердого и
жидкого топлива принимается равной 60°С, при сжигании
газа — 25°С.
10. Рассчитывается коэффициент теплоотдачи αл, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных
поверхностях нагрева, Вт/(м2⋅К), по номограмме, приведенной в приложении 4 (рис. П4.1).
11. Подсчитывается суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева α1, Вт/
(м2⋅К), по формуле (14.9).
12. Вычисляется коэффициент теплопередачи kт, Вт/
(м2⋅К) в соответствии с условиями, приведенными в подразделе 13.2, для испарительной поверхности нагрева, к которой относится кипятильный пучок, по формуле (14.10).
13. Рассчитывается количество теплоты, воспринятое
поверхностью нагрева, на 1 кг сжигаемого твердого, жидкого топлива или на 1 м3 газа, кДж/кг (кДж/м3), по формуле
kт Hк.п ∆t
.
(16.6)
Bp ⋅ 103
Если расхождение значений тепловосприятий по уравнениям баланса Qб(к.п) и теплообмена Qт(к.п) не превышает
2%, то поверочный расчет конвективной поверхности можно считать законченным. В противном случае следует задать
иную температуру продуктов сгорания за конвективной поверхностью нагрева и повторно произвести расчет.
Для второго приближения целесообразно выбирать значение температуры, отличающееся от принятого при первом
приближении не более чем на 50°С. В этом случае коэффициент теплопередачи не пересчитывается, следует пересчитать
только значения температурного напора и тепловосприятия
и заново решить уравнения теплового баланса (16.1) и теплообмена (16.6). Если после второго приближения расхождение между значениями Qб(к.п) и Qт(к.п) окажется больше
указанного предела, истинная температура далее находится
при помощи аналитической или графической линейной интерполяции (прил. 5).
Результаты теплового расчета кипятильного пучка необходимо оформить в виде таблицы 16.2.
Qт(к.п) =

118

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Та блица 16.2

Сводная таблица результатов теплового расчета
кипятильного пучка
Наименование величины

Обозначение

Температура газов перед
кипятильным пучком, °С

ϑ′к.п

Энтальпия газов перед
кипятильным пучком,
кДж/кг (кДж/м3)
Температура газов за кипятильным пучком, °С
Энтальпия газов за кипятильным пучком, кДж/
кг (кДж/м3)
Коэффициент сохранения теплоты
Присос воздуха в кипятильный пучок
Энтальпия присосов воздуха, кДж/кг (кДж/м3)
Количество теплоты,
отданное кипятильному
пучку, кДж/кг
Температура кипения в
промежуточном барабане, °С
Средняя температура
газов, °С

H′к.п

ϑ′′к.п

H′′
к.п

Способ определения величины
или расчетная формула

Принимается из расчета
предыдущей поверхности
нагрева
Определяется по данным
таблицы 5.3
Выбирается предварительно
(перепад температур на входе
в пучок и выходе из него составляет порядка 200°С)
Определяется по данным
таблицы 5.3
1−

q5
ηк.а + q5

∆αк.п

Определяется по таблице 4.3

0
Hх.в

См. таблицу 11.2

Qб(к.п)
tкип

0 )
ϕ( Hк.п
′ − Hк.п
′′ + ∆α исп Hх.в

Принимается по данным
таблицы 6.1

ϑ (ср)
к.п

ϑ ′ + ϑ ′′
2

Температурный напор, °С

∆t

ϑ (ср)
к.п − tкип

Средняя скорость газов,
м/с

ωг

Bp Vг (ϑ (ср)
к.п + 273)
273Fк.п

Коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/(м2⋅К)

Эффективная толщина
излучающего слоя, м

αк

Определяется по номограмме
(прил. 3, рис. П.3.1, П.3.2
или П.3.3) (в зависимости от
характера омывания и расположения труб)
αнCzCsCф — при поперечном
омывании коридорных и
шахматных пучков труб;
αнCфCl — при продольном
омывании
⎛ 4s s
⎞
0,9d ⎝ 1 22 − 1⎠
πd

Расчет

119

16. Тепловой расчет кипятильного пучка

Пр одол жение та бл. 16.2
Наименование величины

Давление в газоходе,
МПа
Суммарная объемная
доля газов
Суммарная поглощающая способность трехатомных газов, м⋅МПа
Коэффициент поглощения лучей, 1/(м⋅МПа):
газовой фазой продуктов сгорания
золовыми частицами

Обозначение

p
rп
prпs

kг

kзлµзл

Суммарная оптическая
толщина газового потока kps
Степень черноты потока
a
газов
Температура загрязненtст
ной стенки трубы, °С
Коэффициент теплоотдачи излучением, Вт/(м2⋅К)
αл
Коэффициент использования поверхности
нагрева
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке,
Вт/(м2⋅К)
Коэффициент тепловой
эффективности

Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2⋅К)
Тепловосприятие кипятильного пучка, кДж/кг
(кДж/м3)
Расхождение расчетных
значений тепловосприятий по уравнениям баланса и теплообмена, %

ξ
α1

ψ
k

Способ определения величины
или расчетная формула

0,1 МПа — для котлов без
наддува (под разряжением)
Определяется по таблице 5.1

prпs

Порядок определения kг приведен в подразделе 10.3
Порядок определения kзлµзл
приведен в подразделе 10.3.
Для незапыленного потока
дымовых газов значение
kзлµзл = 0
(kг + kзлµзл)ps
1 – e–kps
Определяется по формуле (16.5)
Определяется по номограмме
(прил. 4, рис. П.4.1), αна —
для запыленного газового
потока; αнаСг — для незапыленного газового потока
Для поперечно омываемых
пучков ξ равен единице, для
сложно омываемых — 0,95
ξ(αк + αл)
Определяется по данным
рисунка 14.2, таблиц 14.3,
14.4 в зависимости от вида
топлива
ψα1

Qт(к.п)

kт Hк.п ∆t
Bp × 103

∆Q

Qт(к.п) − Qб(к.п)
100
Qт(к.п)

Расчет

НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ
НИЗКО
КОНВЕКТИВНЫЕ
ПОВЕРХНОСТИ
НАГРЕВА
ПОВЕР
ПАРОГЕНЕРАТОРА

17.1. РАЗМЕЩЕНИЕ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ КОНВЕКТИВНЫХ
ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА В ГАЗОХОДЕ
ПАРОГЕНЕРАТОРА

востовыми (низкотемпературными) поверхностями
нагрева называют экономайзеры, предназначенные
для нагрева питательной воды, и воздухоподогреватели,
предназначенные для нагрева дутьевого воздуха. Эти поверхности расположены в конце конвективного газохода и
омываются газами со сравнительно низкой температурой.
Установка воздухоподогревателя увеличивает экономичность котла за счет снижения потерь с уходящими газами,
а также позволяет значительно улучшить процесс горения
топлива, особенно при сжигании малореакционных видов
топлива. Обычно увеличение температуры нагрева воздуха
на 100°С повышает температуру горения топлива примерно на 35–40°С. Снижение температуры уходящих газов на
каждые 10°С за счет установки хвостовых поверхностей нагрева повышает КПД парогенератора примерно на 0,5%.
По мере отдачи теплоты продуктами сгорания поверхностям нагрева температура дымовых газов снижается, и
при значении температуры, соответствующем точке росы,
содержащиеся в них водяные пары конденсируются. Для
чистых водяных паров значение температуры точки росы
составляет 40–50°С.
При сгорании содержащейся в топливе серы возникает
сернистый ангидрид SO2, практически безвредный для воздухоподогревателя, но если в зоне, где сгорает сера, имеется
избыточный кислород, то происходит окисление сернистого
ангидрида в серный ангидрид SO3, который, соединяясь с

17. Низкотемпературные конвективные поверхности нагрева парогенератора

121

водяными парами, образует пары серной кислоты. Пары серной кислоты, имеющиеся в продуктах сгорания, повышают
температуру точки росы до 110–150°С. Конденсация паров
серной кислоты на поверхности нагрева вызывает интенсивную коррозию металла, называемую низкотемпературной.
В пылеугольных котлах скорость коррозии воздухоподогревателя несколько меньше, чем при сжигании сернистого
мазута, при сжигании которого образуется большое количество серного ангидрида.
Процесс коррозии заметно снижается, если увеличить
температуру воздуха, поступающего в воздухоподогреватель, поэтому у отдельных котлов имеется трубопровод рециркуляции воздуха, по которому часть выходящего из воздухоподогревателя горячего воздуха возвращается к дутьевому вентилятору для подмешивания к холодному воздуху
(рис. 17.1а). В других случаях, особенно когда в качестве топлива на котле используется сернистый мазут, воздух перед
подачей в воздухоподогреватель нагревается в калориферах
за счет пара низкого давления, температура которого около
180°С (рис. 17.1б).

Рис. 17.1
Схемы подогрева воздуха на входе в воздухоподогреватель:
а — рециркуляция горячего воздуха; б — подогрев в калорифере. 1 — трубчатый воздухоподогреватель; 2 — вентилятор рециркуляции; 3 — калорифер.

122

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Применяют две основные схемы взаимного расположения экономайзера и воздухоподогревателя. При одноступенчатой компоновке первым по ходу дымовых газов находится
экономайзер, а за ним — воздухоподогреватель (рис. 17.2а),
при двухступенчатой дымовые газы проходят сначала через верхние ступени экономайзера и воздухоподогревателя
(вторые ступени по ходу рабочей среды), а затем — через их
нижние (первые) ступени (рис. 17.2б).
Двухступенчатое размещение хвостовых поверхностей,
называемое «в рассечку», несколько усложняет конструкцию котла: требуются длинные перепускные короба для
воздуха, дополнительные коллекторы и перепускные трубы
экономайзера, может возрасти присос наружного воздуха в
газоходы. Однако при двухступенчатом расположении повышается температура воздуха и тем самым улучшаются
условия подсушки и воспламенения топлива.
При двухступенчатом размещении низкотемпературных поверхностей нагрева расчет выполняется в следующем
порядке (нумерация выполняется по ходу обогреваемого рабочего тела): вторая ступень экономайзера; вторая ступень
воздухоподогревателя; первая ступень экономайзера; первая ступень воздухоподогревателя.
17.2. ЭКОНОМАЙЗЕР
Водяной экономайзер представляет собой теплообменник, в котором горячими дымовыми газами подогревается
вода, выполненный из стальных или чугунных гладких или
оребренных труб, расположенных горизонтально.
Чугунные экономайзеры используют при давлении в барабане котла не более 2,4 МПа, а стальные — при любых давлениях. Чугунные экономайзеры применяются в основном
в котлах небольшой паропроизводительности, а также при
сжигании сернистых топлив, поскольку они более устойчивы к коррозии.
В чугунных экономайзерах поверхность нагрева образована из оребренных чугунных труб, соединенных в
змеевики с помощью гладкотрубных U-образных калачей
для перепуска воды. Обычно калачи выносятся из зоны

17. Низкотемпературные конвективные поверхности нагрева парогенератора

123

Рис. 17.2
Схемы компоновки низкотемпературных поверхностей нагрева:
а — одноступенчатая: 1 — экономайзер; 2 — воздухоподогреватель
(двухходовой); б — двухступенчатая: 1 и 3 — соответственно вторая и
первая ступени экономайзера; 2 и 4 — соответственно вторая и первая
ступени воздухоподогревателя (одно- и двухходовая).

непосредственного обогрева продуктами сгорания за обмуровку, что улучшает условия ремонта экономайзера и повышает надежность его работы.
В стальных гладкотрубных экономайзерах поверхность
нагрева выполнена из расположенных в шахматном порядке гладких стальных труб, согнутых в виде змеевиков.
С целью повышения эффективности экономайзерных поверхностей нагрева (за счет снижения габаритов и
массы металла на единицу воспринятой теплоты) вместо

124

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

гладкотрубных используются стальные экономайзеры из
оребренных труб (плавниковые или мембранные).
Плоскость расположения змеевиков может быть перпендикулярна задней стенке газохода (рис. 17.3а) или параллельна ей (рис. 17.3б, в, г). В первом случае длина змеевиков
невелика, что облегчает их крепление. Но такое размещение
применяется только при сжигании топлив, не содержащих
золу, так как при движении газов зола за счет сил инерции
прижимается в поворотной камере к задней стенке конвективной шахты, что приводит к эрозии летучей золой одновременно всех змеевиков.
Схема расположения змеевиков выбирается, исходя
из условия обеспечения требуемой скорости воды. При

Рис. 17.3
Схемы расположения змеевиков экономайзера в газоходе котла:
а — перпендикулярно фронтальной стенке котла; б — параллельно фронтальной стенке; в, г — двусторонне-параллельно фронтальной стенке. 1 —
барабан; 2 — водоперепускные трубы; 3 — экономайзер; 4 — входные коллекторы; 5 — перекидные трубы; I — дымовые газы; II — питательная вода.

17. Низкотемпературные конвективные поверхности нагрева парогенератора

125

одинаковых размерах газохода, шаге и диаметре труб
наибольшее количество змеевиков потребуется в схеме, представленной на рисунке 17.3б, наименьшее — на
рисунке 17.3в.
Для удобства ремонта и эксплуатации экономайзер делится на отдельные пакеты высотой 1–1,5 м, между которыми имеются проемы высотой 550–600 мм.
Входные и выходные концы змеевиков экономайзера
присоединяются к входным (распределяющим) и выходным
(собирающим) коллекторам, расположенным, как правило,
за пределами газохода в теплоизолирующих камерах. Для
улучшения теплопередачи в экономайзерах применяют противоток воды и газов. Питательная вода проходит последовательно по всем трубами снизу вверх, а продукты сгорания
проходят через зазоры между трубами (ребрами труб) сверху
вниз. Нагретая вода из коллекторов отводится в барабан трубами, равномерно распределенными по длине коллектора.
По уровню нагрева воды экономайзеры бывают кипящего и некипящего типа. В экономайзерах некипящего типа
вода подогревается до кипения. Если наряду с подогревом
воды образуется пар, экономайзер называется кипящим.
Обычно в экономайзере испаряется не более 20–25% всей
воды. В экономайзерах некипящего типа закипание воды
недопустимо, так как это может привести к образованию
паровых пробок, поэтому скорость входа воды в змеевики
экономайзера должна быть не менее 0,5 м/с при полной нагрузке котла. При меньшей скорости вода распределяется
по змеевикам неравномерно, вследствие чего в отдельных
трубах могут возникнуть паровые пробки.
17.3. ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЬ
По принципу работы воздухоподогреватели делят на рекуперативные и регенеративные (вращающиеся).
В рекуперативных воздухоподогревателях передача теплоты от потока продуктов сгорания к нагреваемому воздуху происходит непрерывно через разделяющие эти потоки металлические стенки поверхностей нагрева (труб или
пластин).

126

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Рис. 17.4
Трубчатый воздухоподогреватель:
1 — вход холодного воздуха; 2 — выход горячего воздуха; 3 — вход горячих газов; 4 — верхняя трубная доска; 5 — перепускной короб горячего
воздуха между секциями; 6 — перегородка; 7 — нижняя трубная доска;
8 — выход газов.

В регенеративных воздухоподогревателях имеющаяся
металлическая набивка (пластины, шары и т. п.) попеременно то нагревается в потоке дымовых газов, то охлаждается
в воздушном потоке, отдавая ему полученную аккумулированную теплоту.
Рекуперативные воздухоподогреватели по конструктивному оформлению подразделяют на пластинчатые и
трубчатые.
Одной из первых конструкций стальных воздухоподогревателей была пластинчатая (в настоящее время не
применяется).
Трубчатые воздухоподогреватели являются наиболее
распространенными для котлов малой и средней мощности
(рис. 17.4). Для их изготовления применяют трубы из стали 20 диаметром 51×1,5; 40×1,5 или 25×1,5 мм. Трубчатый
воздухоподогреватель состоит из пучка параллельных труб,
расположенных в шахматном порядке, присоединенных к
трубным доскам (сверху и снизу) и составляющих секцию
или «куб». При сборке секции воздухоподогревателя устанавливают рядом, чтобы заполнить все сечение газохода.

17. Низкотемпературные конвективные поверхности нагрева парогенератора

127

Рис. 17.5
Схемы компоновки воздухоподогревателя:
а, б — многоходовый и одноходовый однопоточные; в, г — многоходовые
двухпоточные.

В зависимости от скорости воздуха и размеров поверхности нагрева воздухоподогреватели выполняют одно- и
многоходовыми (рис. 17.5).
В зависимости от значения температуры подогретого
воздуха воздухоподогреватели делят на низко- (150–200°С),
средне- (200–350°С) и высокотемпературные (350–450°С).

18
И

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
Т
ЭКОНОМАЙЗЕРА

звестными параметрами для теплового расчета экономайзера являются:
1) температура продуктов сгорания на входе в экономайзер (равна температуре продуктов сгорания на выходе из
предыдущей поверхности нагрева);
2) для одноступенчатого экономайзера и первой ступени
двухступенчатого — температура (указана в задании) и энтальпия питательной воды на входе в экономайзер;
3) для одноступенчатого экономайзера и второй ступени
двухступенчатого — температура котловой воды на выходе
из экономайзера (см. табл. 6.1).
1. По имеющимся чертежу и описанию парогенератора
определяются конструктивные характеристики экономайзера и заносятся в таблицу 18.1.
2. Задается температура продуктов сгорания после
экономайзера и по таблице 5.3 определяется энтальпия.
Температура дымовых газов на выходе из экономайзера
выбирается исходя из следующих условий: температура
дымовых газов на входе в воздухоподогреватель должна
быть ниже 580°С (при температуре подогрева воздуха до
420°С) и должна превышать температуру горячего воздуха на выходе из воздухоподогревателя не менее чем на
50–70°С.
Для котлов производительностью менее 75 т/ч температуру уходящих газов рекомендуется определять в зависимости от температурных напоров на «холодном» конце экономайзера ∆tэк = 30–80°С и на «горячем» конце воздухоподогревателя ∆tвп = 50–140°С.

129

18. Тепловой расчет экономайзера

Та блица 18.1

Конструктивные характеристики экономайзера
Наименование величины

Площадь поверхности нагрева, м2

Обо- Способ определения величины Расзнаили расчетная формула
чет
чение

Нэк

Конструктивные размеры
(берутся по чертежу и из
описания котлоагрегата)

наружный

Конструктивные размеры

внутренний

dвн

То же

Расположение труб (в графе
«расчет» указать — шахматное или коридорное)

—

То же

Характер омывания труб
потоком дымовых газов (в
графе «расчет» указать —
поперечное или продольное)

—

То же

Число труб в горизонтальном ряду, шт.

То же

Число секций в одном ряду,
шт.

n′

То же

Число труб в одной параллельной секции, шт.

z′1

z1
n′

Число горизонтальных
рядов труб, шт.

Hэк
πdlz1

Суммарное число труб, шт.

z1z2

Диаметр труб, м:

Длина труб, м

Шаг труб, м:
См. подраздел 12.2

по ширине

по высоте

То же

поперечный

σ1

продольный

σ2

s1
d
s2
d

ширина

Конструктивные размеры

глубина

Относительный шаг труб:

Размеры газохода в поперечном сечении, м:

Площадь живого сечения
для прохода газа, м2

Fэк

То же
ab – z1ld — при коридорном расположении труб;
ab − z1′ld — при шахматном расположении труб

130

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Задается температура воды на входе во вторую ступень
двухступенчатого экономайзера из условия минимального
температурного напора за экономайзером (разница между
значениями температуры газового потока и питательной
воды), равного 40°С.
3. Для выбранной температуры продуктов сгорания
определяется теплота, отданная дымовыми газами воде,
кДж/кг (кДж/м3):
0 ).
Qб(эк) = ϕ( Hэк
′ − Hэк
′′ + ∆α эк Hх.в

(18.1)

4. Уточняется значение энтальпии воды (или пароводяной смеси — для «кипящего» экономайзера) на выходе из
экономайзера, кДж/кг:
h ′′ =

Bр Qб(эк)
+ h ′,
D + Dпр

(18.2)

где Bр — расчетный расход фактически сгоревшего топлива
с учетом механической неполноты сгорания, т/ч (тыс. м3/ч)
(см. формулу (7.19а)); D, Dпр — количество пара (насыщенного или перегретого), отпускаемого от котла, и продувочной воды, т/ч (см. формулу (7.15а, б)); h′ — энтальпия воды
на входе в экономайзер, кДж/кг, принимается по данным
таблицы 6.1.
Определяется паросодержание среды по формуле
x=

h′′ − hкип
,
r

(18.3)

где hкип — энтальпия кипящей воды при давлении в барабане (на выходе из экономайзера), кДж/кг, принимается по
данным таблицы 6.1; r — скрытая теплота парообразования
при давлении в барабане (на выходе из экономайзера), определяется по справочнику [3], кДж/кг.
5. Рассчитывается температурный напор ∆t, °С, как
среднелогарифмическая разность температур по формуле
(13.5).
При частичном испарении воды в экономайзере расчет
температурного напора ведется по условной температуре
воды на выходе.

131

18. Тепловой расчет экономайзера

Для «кипящих» экономайзеров, включенных по противотоку, при паросодержании среды на выходе из экономайзера х ≤ 30% достаточная точность определения температурного напора получается при подстановке вместо конечной
температуры воды условной температуры, °С:
tусл = tкип +

h ′′ − hкип
,
2cв

(18.4)

где tкип — температура кипения воды при давлении в барабане, °С (см. табл. 6.1); св — теплоемкость воды, кДж/(кг⋅К),
определяется по справочнику [3].
6. Определяется средняя скорость продуктов сгорания,
м/с, по формуле
ωг =

Bр Vг (ϑ (эк)
ср + 273)
.
273Fэк

(18.5)

Рекомендуемая скорость при сжигании газа, мазута и
неабразивных углей — 9–14 м/с, при сжигании абразивных
углей (экибастузского и т. п.) — не более 7 м/с (см. табл. 15.2,
15.3).
7. По номограмме, которая приведена в приложении 3
(рис. П3.2), определяется коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к стенке трубы экономайзера αк, Вт/(м2⋅К).
8. Толщина излучающего слоя s рассчитывается по формуле (12.8), суммарная оптическая толщина газового потока kps — по формуле (14.5) и степень черноты газового потока а — по формуле (14.6).
9. Вычисляется температура загрязненной стенки экономайзера, °С:
tст = tср + ∆tз,

(18.6)

где tср — среднеарифметическое значение температуры
воды в рассчитываемой ступени экономайзера, °С (для «кипящих» экономайзеров определяется по условной температуре на выходе); ∆tз — разница между температурой незагрязненной стенки трубы и температурой наружного слоя
золовых отложений на трубах, °С:

132

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

• для одноступенчатых экономайзеров при ϑ′ > 400°С
и вторых ступеней двухступенчатых экономайзеров при сжигании твердого и жидкого топлива
при шахматном и коридорном расположении труб
∆tз = 60°С;
• для одноступенчатых экономайзеров при ϑ′ ≤ 400°С
и первых ступеней двухступенчатых экономайзеров при сжигании твердого и жидкого топлива для
шахматных и коридорных пучков ∆tз = 25°С;
• при сжигании газа для всех поверхностей нагрева
∆tз = 25°С.
10. Определяется коэффициент теплоотдачи излучением
от продуктов сгорания к стенке трубы экономайзера αл, Вт/
(м2⋅К), по номограмме, приведенной в приложении 4.
11. Определяется коэффициент теплоотдачи от газов к
стенке труб экономайзера α1, Вт/(м2⋅К), по формуле (14.9).
12. Определяется коэффициент теплопередачи, Вт/
(м2⋅К). В соответствии с условиями, изложенными в подразделе 13.2, для гладкотрубных экономайзеров тепловым
сопротивлением с внутренней стороны труб можно пренебречь, и значение kт вычисляется по формуле (14.10).
13. Определяется количество теплоты, воспринятое экономайзером, кДж/кг (кДж/м3), по формуле
Qт(эк) =

kт Hэк ∆t
.
Bр ⋅ 103

(18.7)

Если расхождение расчетных значений количеств теплоты, отданной дымовыми газами — Qб(эк) и воспринятой
экономайзером — Qт(эк) , не превышает 2%, то поверочный
расчет можно считать законченным. В противном случае необходимо задать новое значение температуры газов за рассматриваемой ступенью экономайзера и повторить расчет,
начиная с п. 2.
После завершения теплового расчета экономайзера для
проверки правильности вычислений в курсовом проекте
рекомендуется определить предварительное значение величины расчетной невязки теплового баланса котлоагрегата
(см. раздел 20).

133

18. Тепловой расчет экономайзера

Та блица 18.2

Сводная таблица результатов теплового расчета экономайзера
Обозначение

Способ определения величины или расчетная
формула

Температура газов на входе в
экономайзер, °C

ϑ′эк

Из расчета предыдущей поверхности

Энтальпия газов на входе в экономайзер, кДж/кг (кДж/м3)

H′эк

То же

Температура газов на выходе из
экономайзера, °С

ϑ′′эк

Выбирается предварительно

Энтальпия газов на выходе из
экономайзера, кДж/кг (кДж/м3)

H′′
эк

Коэффициент сохранения теплоты

Определяется по
таблице 5.3
q5
1−
ηк.а + q5

Присос воздуха в экономайзер

∆αэк

Определяется по
таблице 4.3

Энтальпия присосов воздуха,
кДж/кг (кДж/м3)

0
Hх.в

См. таблицу 11.2

Количество теплоты, отданной
экономайзеру продуктами сгорания, кДж/кг (кДж/м3)

0 )
Qб(эк) ϕ( Hэк
′ − Hэк
′′ + ∆α эк Hх.в

Наименование величины

Температура воды на входе в
экономайзер, °С
t′

Для второй ступени
выбирается предварительно (см. раздел 17, п. 2); для
первой ступени принимается по заданию

Энтальпия воды на входе в экономайзер, кДж/кг

h′

Принимается по данным таблицы 6.1

Энтальпия воды на выходе из
экономайзера, кДж/кг

h″

Bр Qбэк
+ h′
D + Dпр

Давление воды на выходе из экономайзера, МПа

вых
pэк

Температура воды на выходе из
экономайзера (уточненное значение), °С

t″

См. таблицу 6.1
Определяется по
справочнику [3]

Температура кипения воды при
давлении на выходе из экономайзера, °С (определяется для
экономайзера кипящего типа)

tкип

То же

Энтальпия кипящей воды при
давлении на выходе из экономайзера, кДж/кг (определяется для
экономайзера кипящего типа)

hкип

То же

Скрытая теплота пароообразования, кДж/кг (определяется для
экономайзера кипящего типа)

То же

Расчет

134

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Пр одолжение та бл. 18.2
Наименование величины

Обозначение

Способ определения величины или расчетная
формула

Паросодержание среды на выходе
из экономайзера, % (определяется для экономайзера кипящего
типа)

h ′′ − hкип
r

Условная температура на выходе,
°С (определяется для экономайзера кипящего типа)

tусл

Средняя температура воды, °С

tкип +

h ′′ − hкип
2cв

tср

t ′ + t ′′
— для первой
2
ступени двухступенчатого и одноступенчатого эконоt ′ + tусл
майзера;
—
2
для второй ступени
двухступенчатого
экономайзера

ϑ (эк)
ср

ϑ эк
′ + ϑ эк
′′
2

наибольшая

∆tб

ϑ′ – t″

наименьшая

∆tм

ϑ″ – t′
∆tб − ∆tм
∆t
ln б
∆tм

Средняя температура газов, °С
Разность температур между дымовыми газами и водой, °С:

Температурный напор, °С
∆t
Средняя скорость газов в экономайзере, м/с
Объемная доля водяных паров
Коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/(м2⋅К)

Эффективная толщина излучающего слоя, м

ωг
rH2 O

Суммарная поглощающая способность трехатомных газов, м⋅МПа

Определяется по
таблице 5.1

αк

Определяется по
номограмме приложения 3 (рис. П.3.2)
αнСzСsСф

⎛ 4s s
⎞
0,9d ⎝ 1 22 − 1⎠
πd

0,1 МПа — для котлов без наддува (под
разряжением)

rп

Определяется по
таблице 5.1

Давление в газоходе, МПа

Суммарная объемная доля газов

Bр Vг (ϑ (эк)
ср + 273)
273Fэк

prпs

Расчет

135

18. Тепловой расчет экономайзера

Пр одол жение та бл. 18.2
Наименование величины

Коэффициент поглощения лучей, 1/м⋅МПа:
газовой фазой продуктов
сгорания

Обозначение

kг

золовыми частицами
kзлµзл

Суммарная оптическая толщина
газового потока
Степень черноты потока газов
Температура загрязненной стенки трубы, °С

(kг + kзлµзл)ps

1 – e–kps
tср + ∆tз, значения
∆tз приведены в разделе 18, п. 8
Определяется по
номограмме приложения 4 (рис. П.4.1
αна — для запыленного газового потока;
αнаСг — для незапыленного газового
потока
Для поперечно
омываемых пучков
ξ равен единице,
для сложно омываемых — 0,95

tст

αл

Коэффициент теплоотдачи от
газов к стенке, Вт/(м2⋅К)
Коэффициент тепловой эффективности

Коэффициент теплопередачи,
Вт/(м2⋅К)
Количество теплоты, воспринятое экономайзером по уравнению
теплообмена, кДж/кг (кДж/м3)
Расхождение расчетных значений тепловосприятий по уравнениям баланса и теплообмена, %

Порядок определения kг приведен в
подразделе 10.3
Порядок определения kзлµзл приведен в
подразделе 10.3. Для
незапыленного потока дымовых газов
значение kзлµзл = 0

kps

Коэффициент теплоотдачи излучением, Вт/(м2⋅К)

Коэффициент использования
поверхности нагрева

Способ определения величины или расчетная
формула

α1

ξ(αк + αл)

Определяется по
рисунку 14.2, таблицам 14.3, 14.4 в
зависимости от вида
топлива

kт

ψα1

Qт(эк)

kт Hэк ∆t
Bр ⋅ 103

∆Q

Qт(эк) − Qб(эк)
100
Qт(эк)

Расчет

19
И

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
Т
ВОЗДУХО
ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЯ

звестными параметрами для теплового расчета воздухоподогревателя являются:
1) температура продуктов сгорания на входе в воздухоподогреватель (равна температуре продуктов сгорания на
выходе из предыдущей поверхности нагрева);
2) для одноступенчатого воздухоподогревателя и первой ступени двухступенчатого — температура и энтальпия воздуха на входе в воздухоподогреватель; температура воздуха в котельной (для твердого и газообразного
видов топлива) и температура воздуха, подогретого в калорифере перед котлом (для жидкого топлива), указаны
в задании;
3) для одноступенчатого воздухоподогревателя и второй
ступени двухступенчатого — температура горячего воздуха на выходе из воздухоподогревателя (принята в расчете
топки); эта температура может отличаться от принятой при
расчете топки не более чем на ±40°С;
4) для одноступенчатого воздухоподогревателя и второй
ступени двухступенчатого — температура уходящих газов
(указана в задании).
1. По имеющимся чертежу и описанию парогенератора
определяются конструктивные характеристики воздухоподогревателя, составляется таблица 19.1.
2. Задается температура воздуха на выходе из второй
ступени воздухоподогревателя (на основании данных таблицы 3.5 или конструктивных характеристик котла,
указанных в задании) и определяется его энтальпия по
таблице 5.3.

137

19. Тепловой расчет воздухоподогревателя

Та блица 19.1

Конструктивные характеристики воздухоподогревателя
Наименование величины

Площадь поверхности нагрева, м2

Обо- Способ определения величины Расзнаили расчетная формула
чет
чение

Нвзп

Конструктивные размеры
(по чертежу и описанию
котлоагрегата)

наружный

То же

внутренний

dвн

То же

Расположение труб (в графе
«расчет» указать — коридорное или шахматное)

—

То же

Характер омывания труб потоком воздуха (в графе «расчет» указать — поперечное
или продольное)

—

То же

Характер омывания труб
потоком дымовых газов
(в графе «расчет» указать —
поперечное или продольное)

—

То же

Число ходов по воздуху, шт.

Диаметр труб, м:

Длина труб, м

То же

Число рядов труб вдоль
движения воздуха, шт.

Число труб в ряду поперек
движения воздуха, шт.

Hвзп
πdlz2

Число параллельных секций в одном ряду, шт.

Конструктивные размеры

Число труб в одной параллельной секции, шт.

z′1

z1
n′

Суммарное число труб

z1z2

Конструктивные размеры

Шаг труб, м:
по ширине

по глубине

См. подраздел 12.2
То же

поперечный

σ1

продольный

σ2

s1
d
s2
d

ширина

Конструктивные размеры

средняя высота

То же

Относительный шаг труб:

Размеры сечения воздушного канала, м:

138

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Пр одолжение та бл. 19.1
Наименование величины

Площадь живого сечения
для прохода газов, м2
Площадь живого сечения
для прохода воздуха, м2

Обо- Способ определения величины Расзнаили расчетная формула
чет
чение

Fвзп

0,785zdн2

Fв

ah – z1dh — для коридорного расположения труб;
ab − z1′ld — для шахматного расположения труб

3. Определяется количество теплоты, кДж/кг (кДж/м3),
воспринятое обогреваемой средой (воздухом) в воздухоподогревателе (см. формулу (13.3в)):
• для одноступенчатого и второй ступени двухступенчатого воздухоподогревателя
∆α взп ⎞
⎛
Qвзп = ⎝ βвзп
( H ′′ − Hв′ );
′′ +
2 ⎠ в

(19.1)

• для первой ступени двухступенчатого воздухоподогревателя
∆α взп ⎞
⎛
Qвзп = ⎝ βвзп
( H ′′ − Hв′ ),
′′ I +
2 ⎠ в

(19.2)

где β′′взп и β′′взп I — отношение количества воздуха за воздухоподогревателем к теоретически необходимому; ∆αвзп —
присос воздуха в воздухоподогревателе (см. табл. 4.3);
Hв′′ и Hв′ — энтальпия воздуха, теоретически необходимого для сгорания, при температуре на выходе из воздухоподогревателя и на входе в него соответственно, кДж/кг
(кДж/м3).
Величина β′′взп для одноступенчатого и второй ступени
двухступенчатого воздухоподогревателя определяется по
формуле
β′′взп = α т − ∆α т − ∆α пл .

(19.3)

Величина β′′взп I для первой ступени двухступенчатого
воздухоподогревателя определяется по формуле
β′′взп = β′′взп + ∆α II ,

(19.4)

19. Тепловой расчет воздухоподогревателя

139

где ∆αII — утечка воздуха из второй ступени воздухоподогревателя, принимаемая равной присосу воздуха по газовой
стороне.
4. Определяется среднее значение температуры воздуха
tвср , °С, как полусумма значений его температуры на входе и
выходе из воздухоподогревателя и соответствующее значение энтальпии Hвср , кДж/кг (кДж/м3).
5. Рассчитывается энтальпия газов на выходе из воздухоподогревателя, кДж/кг (кДж/м3), по формуле
Hвзп
′′ = Hвзп
′ −

Qв
+ ∆α взп Hв(ср) ,
ϕ

(19.5)

и по данным таблицы 5.3 определяется расчетное значение
температуры дымовых газов на выходе из ступени.
Расчетное значение температуры дымовых газов сравнивается с заданным значением температуры уходящих газов
за котлом (для одноступенчатого и первой ступени двухступенчатого воздухоподогревателя).
Если полученная в результате расчета температура уходящих газов отличается от принятой в начале расчета не более чем на ±10°С, а температура горячего воздуха — не более
чем на ±40°С, то найденные значения температуры считаются окончательными, так как следующее приближение
может уточнить их только на 2–3°С (при ошибке в оценке
температуры подогретого воздуха до 40°С температура на
выходе из топки изменится не более чем на ±10°С, что практически не скажется на расчете последующих поверхностей
нагрева).
Если определенная в результате расчета температура
уходящих газов отличается от принятой в начале расчета
более чем на ±10°С или расхождение между принятым и
расчетным значениями температуры горячего воздуха больше ±40°С, то расчет необходимо повторить, начиная с раздела 7. Для этого задаются новыми значениями температуры
уходящих газов и горячего воздуха, равными найденным из
первого расчета или близкими к ним, в зависимости от полученного при первом расчете расхождения этих величин.
Если расхождение значений температуры уходящих
газов, принятых при первом и втором приближениях,

140

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

приводит к изменению расчетного расхода топлива не более
чем на 2%, то коэффициенты теплопередачи конвективных
поверхностей нагрева при втором приближении не пересчитываются, уточняются только значения температуры, температурного напора и тепловосприятия по всему тракту.
6. Рассчитывается скорость газов, м/с, по формуле
ωг =

Bр Vг (ϑ (ср)
взп + 273)
.
273Fвзп

(19.6)

Из условия обеспечения минимума расчетных затрат с
учетом эффекта самоочистки труб скорость газов в трубчатых воздухоподогревателях должна быть для неабразивных
видов топлива 9–13 м/с, для абразивных — 6,5–7 м/с, скорость воздуха — 4,5–6 м/с при относительном поперечном
шаге труб σ1 = 1,5–1,2 (меньшая скорость — при большем
значении σ1).
7. По номограмме, приведенной в приложении 3
(рис. П3.3), определяется коэффициент теплоотдачи конвекцией при продольном омывании от газов к стенке α1,
Вт/(м2⋅К).
8. Рассчитывается средняя скорость воздуха, м/с:
ωв =

Bр βвзп V 0 (t2(ср) + 273)
;
273Fв

(19.7)

∆α взп
(19.8)
,
2
где V0 — объем воздуха, теоретически необходимый для полного сгорания топлива, м3/кг (м3/м3), (см. подраздел 5.2).
9. По номограмме, приведенной в приложении 3
(рис. П3.2), определяется коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании с воздушной стороны
α2, Вт/(м2⋅К).
10. Определяется коэффициент теплопередачи, Вт/
(м2⋅К), в соответствии с условиями, приведенными в
подразделе 13.2:
βвзп = β′′взп +

kт =

ψα1
,
α
1+ 1
α2

(19.9)

141

19. Тепловой расчет воздухоподогревателя

где ψ — коэффициент тепловой эффективности; значение ψ
трубчатых воздухоподогревателей при движении продуктов
сгорания в трубах и выполнении ходов из отдельных кубов
(а не за счет установки промежуточных трубных досок в
пределах куба) определяется по таблице 19.2.
Та блица 19.2

Коэффициент эффективности трубчатых воздухоподогревателей
Значение коэффициента эффективности
С-перекрест
Вид топлива

холодная ступень двухступенчатого ВЗП,
одноступенчатый ВЗП

горячая ступень двухступенчатого ВЗП

Z-перекрест

0,90

0,75

0,85

0,85
0,95

0,9
0,95

0,85
0,9

0,9

0,85

Антрацитовый штыб,
фрезерный торф,
канско-ачинские угли
Мазут
Газ
Все остальные виды
топлива

При наличии в С-перекрестных трубчатых воздухоподогревателях межходовых трубных досок в пределах секции,
из-за которых имеют место перетоки воздуха между ходами, коэффициент эффективности снижается по отношению
к значениям, приведенным в таблице, следующим образом:
на 0,15 — в двухходовой ступени с одной и в трехходовой
ступени с двумя промежуточными трубными досками; на
0,05 — в трехходовой при одной промежуточной трубной
доске между любыми ходами и в четырехходовой при двух
промежуточных трубных досках между любыми ходами.
11. С учетом взаимного направления потоков газов и воздуха определяется температурный напор ∆t, °С. Для схем с
перекрестным током температурный напор определяется по
формуле (13.8).
12. Определяется количество теплоты, воспринятое
воздухоподогревателем, кДж/кг (кДж/м3), по уравнению
теплообмена
Qт(взп) =

kт Hвзп ∆t
.
Bр ⋅ 103

(19.10)

142

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Если расхождение расчетных значений количеств теплоты, переданной воздуху Qвзп и воспринятой воздухоподогревателем Qт(взп) , не превышает 2%, то поверочный расчет
можно считать законченным.
Иначе следует уточнить значение температуры уходящих газов tух, задаваясь новым значением температуры
горячего воздуха tг. в (в допустимых пределах ±40°С); либо
рассчитать новое значение площади воздухоподогревателя
Hвзп, выразив ее из формулы (19.10) и подставив вместо величины Qвзп
найденное значение Qвзп, уточнить конструкт
тивные характеристики воздухоподогревателя, связанные с
Hвзп, и повторить расчет, начиная с п. 6.
Результаты расчета оформляются в виде таблицы 19.3.
Та блица 19.3

Сводная таблица результатов теплового расчета
воздухоподогревателя
Наименование величины

Температура газов на входе
в воздухоподогреватель, °C
Энтальпия газов на входе
в воздухоподогреватель,
кДж/кг (кДж/м3)
Температура воздуха на
выходе из воздухоподогревателя, °С
Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя, кДж/кг (кДж/м3)
Температура воздуха на
входе в воздухоподогреватель, °С
Энтальпия воздуха на входе
в воздухоподогреватель,
кДж/кг (кДж/м3)
Отношение количества воздуха на выходе из ступени
к теоретически необходимому:
для одноступенчатого и
второй ступени двухступенчатого ВЗП

Обозначение

ϑ′взп
H′взп

t′в

H′′в

Способ определения величины
или расчетная формула

Из расчета предыдущей
поверхности
То же
Из расчета топки для
второй ступени; из расчета
второй ступени ВЗП — для
первой ступени
Определяется по таблице 5.3

H′в

Принимается предварительно для второй ступени;
по заданию — для первой
ступени
Определяется по таблице 5.3

β′взп

αт – ∆αт – ∆αпл

t′в

Расчет

143

19. Тепловой расчет воздухоподогревателя

Пр одол жение та бл. 19.3
Наименование величины

для первой ступени двухступенчатого ВЗП
Количество теплоты, воспринятое воздухом, кДж/
кг (кДж/м3):
для одноступенчатого и
второй ступени двухступенчатого ВЗП
для первой ступени
двухступенчатого ВЗП

Обозначение

Способ определения величины
или расчетная формула

β′′взп I

βвзп
′′ + ∆α II

Qвзп

Средняя температура воздуха, °С

tвср

Средняя энтальпия воздуха, кДж/кг
Коэффициент сохранения
теплоты

Hвср
ϕ

tв′ + tв′′
2
Определяется по таблице 5.3
q5
1−
ηк.а + q5

Энтальпия газов на выходе
Q
Hвзп
′ − взп + ∆α взп Hвср
H′′
из воздухоподогревателя,
взп
ϕ
кДж/кг (кДж/м3)
Температура газов на выхоОпределяется по таблиде из воздухоподогревателя ϑ′′взп(р) це 5.3
(расчетная), °С
Температура газов на выхоПринимается по заданию
де из воздухоподогревателя ϑ′′взп(з)
(заданная), °С
ϑ взп
′ + ϑ взп(р)
′′
Средняя температура газов,
ϑ (ср)
взп
°С
2
Разность температур между
дымовыми газами и воздухом, °С:
наибольшая
наименьшая
Температурный напор, °С

Поправочный коэффициент

Температурный напор для
схемы с перекрестным
током, °С

∆tб
∆tм
∆t′
ψп
∆t

ϑ″ – t′ (по расчетной температуре дымовых газов)
ϑ′ – t″
∆tб − ∆tм
∆t
ln б
∆tм
Определяется по номограмме приложения 6
(рис. П.6.1)
ψп∆t′

Расчет

144

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Пр одолжение та бл. 19.3
Наименование величины

Средняя скорость газов, м/с
Объемная доля водяных
паров
Коэффициент теплоотдачи
конвекцией от дымовых
газов к стенке, Вт/(м2⋅К)
Средняя скорость воздуха,
м/с

Коэффициент теплоотдачи
конвекцией с воздушной
стороны, Вт/(м2⋅К)

Обозначение

Способ определения величины
или расчетная формула

ωг

Bр Vг (ϑ (ср)
взп + 273)
273Fвзп

rH2 O

α1

ωв

α2

Коэффициент тепловой
эффективности
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2⋅К)

kт

Количество теплоты, воспринятое воздухоподогревателем, кДж/кг (кДж/м3)

Qт(взп)

Расхождение расчетных
значений теплоты, воспринятой обогреваемой средой
и переданной поверхности
нагрева, %

∆Q

Определяется по таблице 5.1
Определяется по номограмме приложения 3
(рис. П.3.3) (при продольном омывании) αнСфСl
Bрβвзп V 0 (tвср + 273)
;
273Fв
∆α взп
βвзп = βвзп
′′ +
2
Определяется по номограмме приложения 3
(рис. П.3.2) (при поперечном омывании) αнСsСzСф
Определяется по таблице 19.2
ψα1
α
1+ 1
α2
kт Hвзп ∆t
Bр ⋅ 103
Qвзп − Qт(взп)
100
Qвзп

Расчет

ОПРЕДЕЛЕНИЕ
РАСЧЕТНОЙ
РАС
НЕВЯЗКИ
ТЕП
ТЕПЛОВОГО
БАЛАНСА
КОТЛОАГРЕГАТА

ля окончания расчета с учетом полученного значения температуры уходящих газов уточняют потерю
теплоты с уходящими газами, КПД агрегата и расход топлива. Далее по расчетному значению температуры горячего воздуха и полученному ранее значению температуры
газов на выходе из топки уточняют тепловосприятие лучевоспринимающих поверхностей, отнесенное к 1 кг топлива.
После уточнения балансовых величин определяется
окончательное значение расчетной невязки теплового баланса агрегата ∆Q, кДж/кг (кДж/м3) и ∆q, %:
q ⎞
⎛
∆Q = Qр ηк.а − (Qл + Qк + Qпп I + Qпп II + Qэк ) ⎝1 − 4 ⎠ , (20.1)
100
∆q =

∆Q
100,
Qрр

(20.2)

где Qр — это располагаемая теплота топлива, кДж/кг
(кДж/м3) (см. подраздел 7.1); ηк. а — КПД котлоагрегата
(см. подраздел 7.3); Qл, Qк, Qпп I, Qпп II, Qэк — количество теплоты, воспринятое соответственно лучевоспринимающими поверхностями топки, котельными пучками (в том числе
фестоном), первой и второй ступенью пароперегревателя и
экономайзером, кДж/кг (кДж/м3); в формулу подставляются значения, рассчитанные по уравнению баланса (13.2);
q4 — потери теплоты с механическим недожогом топлива, %
(см. подраздел 7.2).
При правильном выполнении расчета значение невязки
∆q не должно превышать 0,5%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

учебном пособии приведены методические указания,
справочные материалы, расчетные формулы и номограммы, необходимые для выполнения поверочного и
конструктивного (проектного) теплового расчета котлов
средней паропроизводительности.
В поверочном тепловом расчете по принятой конструкции и размерам котла для заданных нагрузки и вида топлива определяют температуру воды, пара, воздуха и газов на
границах между отдельными поверхностями нагрева, коэффициент полезного действия, расход топлива, расход и скорость пара, воздуха и дымовых газов. Данные, полученные
в результате поверочного расчета, могут быть использованы
для оценки показателей экономичности и надежности котла
при работе на заданном топливе, выявления необходимых
реконструктивных мероприятий, выбора вспомогательного
оборудования и являются исходными для проведения дальнейших расчетов: аэродинамического, гидравлического,
температуры металла и прочности труб, интенсивности золового износа труб, коррозии и др.
В конструктивном тепловом расчете при номинальных
величинах параметров пара и питательной воды, принятых
показателях экономичности и характеристиках топлива
определяют размеры топки и поверхностей нагрева котла,
необходимые для обеспечения номинальной (наибольшей)
производительности в длительной эксплуатации.
Результаты конструктивного расчета могут быть использованы при выборе вспомогательного оборудования и
для оценки аэродинамических, гидравлических, прочностных и других характеристик надежности котлоагрегата.

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Та блица П1.1

Сводная таблица основных расчетных величин
Наименование величины

Коэффициент избытка воздуха в последнем газоходе
КПД котельного агрегата, %
Расчетный расход топлива, т/ч (кг/с) или тыс. м3/ч
(м3/с)

Обозначение

αух
ηк. а
Bр

Топочная камера

Полезное тепловыделение в топке, кДж/кг (кДж/м3)
Теоретическая температура горения, °С
Температура дымовых газов на выходе из топки, °С

Qт
ϑa
ϑ′′т

значение предварительно принятое
значение расчетное
Энтальпия газов на выходе из топки, кДж/кг (кДж/
м3)
Количество теплоты, передаваемое в топке излучением, кДж/кг (кДж/м3)

H′′
т
Qл(т)

Фестон

Температура газов на входе в фестон, °С

ϑ′ф

Энтальпия газов на входе в фестон, кДж/кг
(кДж/м3)
Температура газов на выходе из фестона, °С

H′ф

Энтальпия газов на выходе из фестона, кДж/кг
(кДж/м3)
Количество теплоты, отданное фестону продуктами
сгорания по уравнению баланса, кДж/кг (кДж/м3)
Температурный напор, °С
Средняя скорость газов в фестоне, м/с
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2⋅К)
Суммарное тепловосприятие фестона по уравнению
теплообмена, кДж/кг (кДж/м3)
Расхождение расчетных значений тепловосприятий,
%

H′′
ф

ϑ′′ф

Qб(ф)
∆t
ωг
kт
Qт(ф) ′
∆Q

Пароперегреватель I ступень (по ходу продуктов сгорания)

Температура газов на входе в пароперегреватель, °С

ϑ′пп I

Энтальпия газов на входе в пароперегреватель,
кДж/кг (кДж/м3)

H′пп I

Значение величины

149

Приложение 1

Пр одол жение та бл. П1.1
Наименование величины

Обозначение

Температура газов на выходе из пароперегревателя,
°С

ϑ пп I

Количество теплоты, отданной пароперегревателю
продуктами сгорания по уравнению баланса, кДж/
кг (кДж/м3)

Qб(пп I)

Температурный напор, °С

∆t

Средняя скорость газов в пароперегревателе, м/с

ωг

Средняя скорость пара в пароперегревателе, м/с

ωп

Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2⋅К)

kт

Количество теплоты, воспринятое пароперегревателем по уравнению теплообмена, кДж/кг (кДж/м3)

Qт(пп I)

Расхождение расчетных значений тепловосприятий,
%

∆Q

Пароперегреватель II ступень (по ходу продуктов сгорания)

Температура газов на входе в пароперегреватель, °С

ϑ′пп II

Энтальпия газов на входе в пароперегреватель,
кДж/кг (кДж/м3)

H′пп II

Температура газов на выходе из пароперегревателя,
°С

ϑ′′пп II

Энтальпия газов на выходе из пароперегревателя,
кДж/кг (кДж/м3)

H′′
пп II

Количество теплоты, отданной пароперегревателю
продуктами сгорания по уравнению баланса,
кДж/кг (кДж/м3)

Qт(пп II)

Температурный напор, °С

∆t

Средняя скорость газов в пароперегревателе, м/с

ωг

Средняя скорость пара в пароперегревателе, м/с

ωп

Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2⋅К)

kт

Количество теплоты, воспринятое пароперегревателем по уравнению теплообмена, кДж/кг (кДж/м3)

Qт(пп II)

Расхождение расчетных значений тепловосприятий,
%

∆Q

Экономайзер

Температура газов на входе в экономайзер, °C

ϑ′эк

Энтальпия газов на входе в экономайзер, кДж/кг
(кДж/м3)

H′эк

Температура газов на выходе из экономайзера, °С

ϑ′′эк

Энтальпия газов на выходе из экономайзера,
кДж/кг (кДж/м3)

H′′
эк

Значение величины

150

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Пр одол жение та бл. П1.1
Наименование величины

Количество теплоты, отданной экономайзеру продуктами сгорания по уравнению баланса, кДж/кг
(кДж/м3)

Обозначение

Qб(эк)

Температурный напор, °С

∆t

Средняя скорость газов, м/с

ωг

Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2⋅К)

kт

Количество теплоты, воспринятое экономайзером по
уравнению теплообмена, кДж/кг (кДж/м3)

Qт(эк)

Расхождение расчетных значений тепловосприятий,
%

∆Q

Воздухоподогреватель

Температура газов на входе в воздухоподогреватель,
°C

ϑ′взп

Энтальпия газов на входе в воздухоподогреватель,
кДж/кг (кДж/м3)

H′взп

Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя, °С:
значение по заданию

t′′
в (з)

значение расчетное

t′′
в (р)

Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя, кДж/кг (кДж/м3)

H′′
в

Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель, °С

t′в

Энтальпия воздуха на входе в воздухоподогреватель,
кДж/кг (кДж/м3)

H′в

Количество теплоты, воспринятое воздухом,
кДж/кг (кДж/м3)

Qвзп

Энтальпия газов на выходе из воздухоподогревателя, кДж/кг (кДж/м3)

H′′
взп

Температура газов на выходе из воздухоподогревателя, °С:
значение по заданию

ϑ′′взп (з)

значение расчетное

ϑ′′взп (p)

Температурный напор, °С

∆t

Средняя скорость газов, м/с

ωг

Средняя скорость воздуха, м/с

ωв

Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2⋅К)

kт

Значение величины

151

Приложение 1

Пр одол жение та бл. П1.1
Наименование величины

Тепловосприятие воздухоподогревателя, кДж/кг
(кДж/м3)

Обозначение

Qт(взп)

Расхождение расчетных значений тепловосприятий,
%

∆Q

Расчетная невязка теплового баланса котельного
агрегата, %

∆q

Значение величины

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Номограмма для определения углового
коэффициента экрана

Рис. П2.1
Схема однорядного гладкотрубного
экрана (а) и номограмма для определения
углового коэффициента однорядного
гладкотрубного экрана (б):
1 — при расстоянии от стенки e ≥ 1,4d; 2 — при
e = 0,8d; 3 — при e = 0,5d; 4 — при e = 0; 5 —
без учета излучения обмуровки при e ≥ 0,5d.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛООТДАЧИ
КОНВЕКЦИЕЙ
Коэффициент теплоотдачи конвекцией зависит от скорости и температуры потока, определяющего линейного
размера канала, вида поверхности (гладкая, волнистая, ребристая), расположения труб в пучке и характера его омывания (продольное, поперечное, косое), физических свойств
омывающей среды и, в отдельных случаях, от температуры
стенки.
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном
омывании коридорных гладкотрубных пучков, Вт/(м2⋅К),
отнесенный к полной наружной поверхности труб, рассчитывается по формуле
(П3.1)
где Cs — поправка на геометрическую компоновку пучка;
определяется в зависимости от относительных шагов труб
по формуле (П3.2); Cz — поправка на число рядов труб по
ходу газов; определяется в зависимости от среднего числа
рядов в отдельных пакетах рассчитываемого пучка z2: при
z2 ≥ 10 Cz = 1; при z2 < 10 — по формуле (П3.3); λ — коэффициент теплопроводности среды при средней температуре потока, Вт/(м⋅К); порядок определения приведен в приложении 7; d — наружный диаметр труб, образующих пучок, м;
ω — расчетная скорость потока, м/с; ν — коэффициент кинематической вязкости среды при средней температуре потока, м2/с; порядок определения приведен в приложении 7;
Pr — критерий Прандтля при средней температуре потока;
порядок определения приведен в приложении 7.

154

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Поправка на геометрическую компоновку пучка:
−2

3
⎡
⎛ σ ⎞ ⎤
Cs = ⎢1 + (2σ1 − 3) ⎝1 − 2 ⎠ ⎥ ,
(П3.2)
2 ⎦
⎣
где σ1, σ2 — соответственно относительный поперечный и
относительный продольный шаги труб; при σ2 ≥ 2, а также
при σ1 ≤ 1,5 – Cs = 1; при σ2 < 2 и σ1 > 3 в формуле принимается значение σ1 = 3.
Поправка на число рядов труб по ходу газов:

Cz = 0,91 + 0,0125(z2 – 2).

(П3.3)

По формулам (П3.1)–(П3.3) построена номограмма (прил. 3, рис. П3.1). Влияние изменения физических характеристик на коэффициент теплоотдачи в зависимости от температуры и состава газов учитывается
коэффициентом Сф.
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном
омывании шахматных гладкотрубных пучков, Вт/(м2⋅К),
рассчитывается по формуле
(П3.4)
где Cs — поправка на геометрическую компоновку пучка,
определяемая по формулам (П3.7а)–(П3.7в); Cz — поправка
на число рядов труб по ходу газов; определяется в зависимости от среднего числа рядов в отдельных пакетах рассчитываемого пучка z2: при z2 ≥ 10 Cz = 1; при z2 < 10 — по формулам (П3.8а), (П3.8б).
Остальные обозначения в формуле (П3.4) те же, что и
для формулы (П3.1).
Поправка на геометрическую компоновку пучка определяется в зависимости от относительного поперечного шага
σ1, среднего относительного диагонального шага труб σ′2 и
значения ϕσ:
σ′2 =
ϕσ =

σ12
+ σ22 ;
4

(П3.5)

σ1 − 1
;
σ2′ − 1

(П3.6)

155

Приложение 3

при 0,1 ≤ ϕσ ≤ 1,7 и всех σ1
Cs = 0,95ϕ0,1
σ ;

(П3.7а)

при 0,7 < ϕσ ≤ 4,5 и σ1 < 3
Cs = 0,77ϕ0,5
σ ;

(П3.7б)

при 0,7 < ϕσ ≤ 4,5 и σ1 ≥ 3
Cs = 0,95ϕ0,1
σ .

(П3.7в)

Поправка на число рядов труб по ходу газов:
при z2 < 10 и σ1 ≤ 3
Cz = 3,12z20,05 − 2,5;

(П3.8а)

Cz = 4,0z20,02 − 3,2 .

(П3.8б)

при z2 < 10 и σ1 > 3

По формулам (П3.4), (П3.7) и (П3.8) построена номограмма (см. рис. П3.2). Влияние изменения физических характеристик на коэффициент теплоотдачи в зависимости от температуры и состава газов учитывается коэффициентом Сф.
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при продольном
обтекании поверхности однофазным турбулентным потоком с давлением и температурой, далекими от критических
α к = 0,023Ct Cl Cк

λ ⎛ ωdэ ⎞
dэ ⎝ ν ⎠

0,8

Pr 0,4 ,

(П3.9)

где Ct — поправка, значение которой при охлаждении газов (воздуха), а также при течении пара принимается равным единице, при нагревании газов и воздуха значение Ct
определяется по формуле (П3.10); Cl — поправка на относительную длину; вводится в случае прямого входа в трубу
l
без закругления при значении < 50 и определяется по риd
сунку П3.3в; Cк — поправка, вводимая только при течении
в кольцевых каналах с односторонним обогревом; значение
определяется по [1, рис. 7.9]; в остальных случаях Cк = 1;
λ — коэффициент теплопроводности среды при средней температуре потока, Вт/(м⋅К); для воздуха и дымовых газов порядок определения λ приведен в приложении 7; для пара и

156

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

воды — принимается по справочнику [3]; dэ — эквивалентный диаметр, м; при течении в круглой трубе ее эквивалентный диаметр равен внутреннему; ω — расчетная скорость
потока, м/с; ν — коэффициент кинематической вязкости
среды при средней температуре потока, м2/с; для воздуха и
дымовых газов порядок определения ν приведен в приложении 7; для пара и воды — принимается по справочнику [3];
Pr — критерий Прандтля при средней температуре потока;
для воздуха и дымовых газов порядок определения Pr приведен в приложении 7; для пара и воды — определяется по
формуле (П3.11) или принимается по данным литературы
[1, табл. 9].
Поправка, зависящая от температуры потока и стенки,
T ⎞
Ct = ⎛⎜
⎟
⎝ Tст ⎠

0,5

(П3.10)

где T — температура газов (воздуха), К; Tст — температура
стенки, К.
По формуле (П3.9) построены номограммы: для пара,
исключая критическую область — рисунок П3.4; для воздуха и дымовых газов — рисунок П3.3.
В номограмме для пара поправочный коэффициент Cd
вводится только для течения в кольцевых каналах при одностороннем обогреве; при двустороннем обогреве, а также
при движении рабочей среды внутри трубы поправка Cd равна единице.
В номограмме для воздуха и дымовых газов поправочный коэффициент Cф′ учитывает не только влияние изменения физических характеристик, но и поправку Ct.
Критерий физических свойств для пара и воды определяется по формуле
Pr = 1000

νcр ρ
,
λ

(П3.11)

где cр — истинная теплоемкость рабочего тела, кДж/(кг⋅К);
для пара и воды значение определяется по справочнику [3];
ρ — плотность рабочего тела, кг/м3; для пара и воды значение определяется по справочнику [3].

157

Приложение 3

Номограммы для определения коэффициентов
теплоотдачи конвекцией

Рис. П3.1
Номограммы для определения коэффициента теплоотдачи конвекцией
при поперечном омывании коридорных гладкотрубных пучков:
а — поправочного коэффициента на геометрическую компоновку пучка; б —
поправочного коэффициента на число рядов труб по ходу газов; в — коэффициента теплоотдачи конвекцией без учета поправочных коэффициентов; г —
поправочного коэффициента, учитывающего влияние температуры и состава
газов на физические характеристики потока.

158

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Рис.
Номограммы для определения коэффициента теплоотдачи
а — коэффициента теплоотдачи конвекцией без учета поправочных коэффициенправочного коэффициента, учитывающего влияние температуры и состава газов
метрическую компоновку пучка.

Приложение 3

159

П3.2
конвекцией при поперечном омывании шахматных гладкотрубных пучков:
тов; б — поправочного коэффициента на число рядов труб по ходу газов; в — пона физические характеристики потока; г — поправочного коэффициента на гео-

160

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Рис.
Номограммы для определения коэффициента теплоотдачи конвекцией
а — коэффициента теплоотдачи конвекцией без учета поправочных коэффициенсостава газов на физические характеристики потока, соответственно при охлаждеправочного коэффициента на относительную длину труб; dэ — эквивалентный
диаметру.

Приложение 3

161

П3.3
при продольном омывании для воздуха и продуктов сгорания:
тов; б и г — поправочных коэффициентов, учитывающих влияние температуры и
нии продуктов сгорания и воздуха (Сф) или при нагревании воздуха (Cф′ ); в — подиаметр, при течении рабочего тела внутри круглой трубы равен ее внутреннему

162

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Рис. П3.4
Номограммы для определения коэффициента теплоотдачи конвекцией
при продольном омывании змеевиков пароперегревателя для перегретого
пара коэффициента теплоотдачи конвекцией без учета поправочного
коэффициента (а), поправочного коэффициента для течения перегретого
пара в кольцевых каналах (б)

Примечание. Коэффициент теплоотдачи конвекцией,
определяемый по рис. П3.3, при охлаждении продуктов сгорания и воздуха определяется по выражению αк = αнСфСl,
Вт/(м2⋅К); при нагревании воздуха α к = α н Cф′ Сl , Вт/(м2⋅К).

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛООТДАЧИ
ИЗЛУЧЕНИЕМ
В расчете учитывается излучение трехатомных газов, а
при сжигании твердого топлива — и взвешенных в потоке
частиц золы.
Коэффициент теплоотдачи излучением продуктов сгорания, Вт/(м2⋅К):
• для запыленного потока (при учете излучения золы)
(П4.1)
• для незапыленного потока (при отсутствии золы)
(П4.2)

где аз — степень черноты загрязненных стенок лучевоспринимающих поверхностей; для котельных поверхностей нагрева принимается равной 0,8, для шлакоулавливающих
пучков — 0,68; а — степень черноты потока газов при температуре Т; определяется по формуле (14.6); Т и Тз — средняя
температура газов и температура наружной поверхности
стенки с учетом загрязнений, К.
По формуле (П4.1) построена номограмма (см. рис. П4.1)
для определения коэффициента теплоотдачи излучением запыленного потока. Для определения коэффициента теплоотдачи излучением незапыленного газового потока значение
αл, найденное по номограмме, умножают на коэффициент
Сг, определяемый по вспомогательному полю номограммы.

164

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Номограмма для определения коэффициента
теплоотдачи излучением

Рис. П4.1
Номограммы для определения коэффициента теплоотдачи излучением:
коэффициента теплоотдачи излучением без учета поправочных
коэффициентов (а), поправочного коэффициента для незапыленного
газового потока (б)

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА ЛИНЕЙНОЙ
ИНТЕРПОЛЯЦИИ ПРИ ТЕПЛОВОМ РАСЧЕТЕ
КОТЛОАГРЕГАТА
Если при расчете конвективных поверхностей нагрева
найденные при первом и втором приближении значения
количества теплоты, отданного дымовыми газами, найденного из уравнения теплового баланса Qб, и количества
теплоты, воспринятого поверхностью конвекцией и излучением, найденного по уравнению теплообмена Qт, отличаются друг от друга более чем на 2% (5% — для фестона), то
для дальнейшего уточнения значения температуры дымовых газов за поверхностью нагрева рекомендуется использовать метод линейной интерполяции (аналитической или
графической).

Рис. П5.1
Определение расчетной температуры методом графической
линейной интерполяции:
а, б — варианты построения графиков Qб = f(ϑ″) и Qт = f(ϑ″)

166

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

При аналитической интерполяции расчетное значение
искомой температуры определяется по формуле
ϑ p′′ = ϑ 2′′ + (ϑ 2′′ − ϑ1′′)

(Qб − Qт )2
,
(Qб − Qт )1 − (Qб − Qт )2

(П5.1)

где индексы «1» и «2» относятся соответственно к первому и
второму приближениям.
При графической интерполяции значение искомой конечной температуры определяется при построении графиков зависимостей Qб и Qт от ϑ″ (рис. П5.1).

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Номограмма для определения
температурного напора при перекрестном токе

Рис. П6.1
Номограмма для определения температурного напора
при перекрестном токе:
1 — при однократном перекресте; 2 — при двукратном перекресте;
3 — при трехкратном перекресте; 4 — при четырехкратном перекресте.

Примечание. τб — полный перепад температуры той среды, в которой перепад температуры больше, чем перепад
температуры второй среды τм, т. е. если ϑ′ – ϑ″ > t″ – t′, то
τб = ϑ′ – ϑ″, τм = t″– t′ и наоборот.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВОЗДУХА
И ДЫМОВЫХ ГАЗОВ
В качестве расчетных физических параметров воздуха и
дымовых газов в курсовом проекте используются:
• коэффициент кинематической вязкости ν, м2/с;
• коэффициент теплопроводности λ, Вт/(м⋅К);
• критерий физических свойств Pr.
Значения коэффициентов теплопроводности λ и кинематической вязкости ν, а также критерия физических свойств
Pr для воздуха при давлении 101,3 кПа и температурах
0–2200°С приведены в таблице П7.1.
Состав дымовых газов характеризуется объемными долями водяных паров и углекислого газа rH2O и rCO2 , равными парциальным давлениям этих газов при давлении
101,3 кПа; среднему составу газов соответствует rH2O = 0,11
и rCO2 = 0,13.
Отклонение значения ν, λ и Pr дымовых газов заданного
состава от νг, λг и Prг дымовых газов среднего состава обусловлено, главным образом, различным содержанием водяных паров.
Коэффициент кинематической вязкости дымовых газов
заданного состава, м2/с:
ν = Mννг,

(П7.1)

где Мν — множитель, определяемый в зависимости от rH2O
и температуры газов по рисунку П7.1а; νг — коэффициент
кинематической вязкости дымовых газов среднего состава,
м2/с, определяемый по таблице П7.1.
Коэффициент теплопроводности дымовых газов заданного состава, Вт/(м⋅К):

169

Приложение 7

λ = Mλλг,

(П7.2)

где Мλ — множитель, определяемый в зависимости от rH2O и
температуры газов по рисунку П 7.1б; λг — коэффициент теплопроводности дымовых газов среднего состава, Вт/(м⋅К),
определяемый по таблице П7.1.

Рис. П7.1
Поправки для пересчета физических характеристик дымовых
газов среднего состава на заданный:
а — Мν; б — Мλ; в — МPr.

170

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Критерий физических свойств для дымовых газов, состав которых отличается от среднего:
Pr = MPrPrг,

(П7.3)

где МPr — множитель, определяемый в зависимости от rH2O
и температуры газов по рисунку П7.1в; Prг — критерий физических свойств дымовых газов среднего состава, определяемый по таблице П7.1.
Та блица П7.1

Физические характеристики воздуха и дымовых газов
t, °С

0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200

Воздух

Дымовые газы среднего состава

ν⋅106, м2/с

λ⋅102, Вт/(м⋅К)

ν⋅106, м2/с

λ⋅102, Вт/(м⋅К)

13,6
23,5
35,3
48,9
63,8
73,2
98
116
136
157
179
202
226
247
277
300
331
355
390
415
445
478
511

2,42
3,18
3,89
4,47
5,03
5,6
6,14
6,65
7,12
7,59
8,03
8,44
8,85
9,24
9,63
10
10,36
10,72
11,08
11,43
11,83
12,06
12,41

0,7
0,69
0,69
0,69
0,7
0,7
0,71
0,71
0,72
0,72
0,72
0,72
0,73
0,73
0,73
0,73
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,75
0,75

11,9
20,8
31,6
43,9
57,8
73
89,4
107
126
146
167
188
226
247
277
300
331
355
390
415
445
478
511

2,27
3,12
4
4,82
5,68
6,54
7,4
8,25
9,13
9,99
10,87
11,72
12,53
13,46
14,38
15,31
16,24
17,28
18,1
18,91
19,84
20,65
21,58

0,74
0,7
0,67
0,65
0,64
0,62
0,61
0,6
0,59
0,58
0,58
0,57
0,56
0,55
0,54
0,53
0,52
0,51
0,5
0,49
0,49
0,48
0,47

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

ПРИМЕР РАСЧЕТА
ПАРОВОГО КОТЛА БГ-35 (Е-35-40Г)
П8.1. Исходные данные

Котельный агрегат типа БГ-35 (рис. П8.1) — однобарабанный, с естественной циркуляцией, выполненный по
П-образной схеме — предназначен для работы на газе.
Топочная камера объемом 147 м3 полностью экранирована трубами диаметром 60 мм и толщиной стенки 3 мм, расположенными с шагом 80 мм на задней стенке и 110 мм на
фронтовой и боковых стенках. Под топки не экранирован.
На фронтовой стенке расположены четыре основные газомазутные горелки и одна дополнительная — для поддержания постоянной температуры перегрева при изменении вида
топлива.
Барабан котла внутренним диаметром 1500 мм и толщиной стенки 36 мм выполнен из стали 16ГС. При изготовлении барабана из стали 20К толщина стенки — 40 мм. Схема
испарения — двухступенчатая, рассчитана на питательную
воду с солесодержанием до 500 мг/л. В барабане расположена первая ступень испарения, оборудованная внутрибарабанными циклонами. Второй ступенью испарения служат
выносные сепарационные циклоны диаметром 377 мм.
Пароперегреватель — вертикального типа, с коридорным расположением труб, установлен в горизонтальном
газоходе котла. Состоит из двух частей, в рассечке между
которыми включен поверхностный пароохладитель. Обе части пароперегревателя выполнены из труб диаметром 38 мм
и толщиной стенки 3 мм (сталь 20), кроме выходной петли
первой по ходу газов части пароперегревателя, изготовленной из стали 15ХМ.

172

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Рис. П8.1
Продольный разрез котлоагрегата типа БГ-35 (Е-35-40Г)

Очистка пароперегревателя от загрязнений производится при помощи стационарных обдувочных устройств, установленных перед первым и между первым и вторым пакетами пароперегревателя.
В опускном газоходе размещены:
1) гладкотрубный змеевиковый водяной экономайзер с
шахматным расположением труб диаметром 32 мм и толщиной стенки 3 мм;
2) трубчатый воздухоподогреватель вертикального типа,
двухходовой по воздуху, изготовленный из труб диаметром
40 мм и толщиной стенки 1,5 мм.

173

Приложение 8

Воздухоподогреватель вынесен из конвективной шахты
для удобства очистки и расположен между топкой и конвективным газоходом.
Каркас котлов рассчитан на сейсмичность шесть баллов.
Обмуровка — тяжелая, без обшивки. При поставке котлов в
районы с сейсмичностью семь-девять баллов каркас усиливается, обмуровка ставится облегченного типа, с креплением ее на каркасе и с металлической обшивкой.
Та блица П8.1

Основные характеристики парового котла
типа БГ-35 (Е-35-40 Г)
Значение
показателя

Наименование показателя

Номинальная паропроизводительность, т/ч

Давление пара на выходе из котла, МПа

Температура перегретого пара, °С

440

Температура питательной воды, °С

145

Тип топочного устройства

Камерное

Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель,
°С
Температура горячего воздуха на входе в топку, °С

30
1171

Температура уходящих газов, °С

120

Коэффициент полезного действия котла (брутто), %

92,6

Непрерывная продувка котла, %

2,5

Объем топочной камеры,

м3

147

Теплонапряжение топочного объема, Вт/м3

206

Эффективная радиационная поверхность нагрева
топочной камеры, м2

131

Конвективная поверхность нагрева фестона, м2

Поверхность нагрева пароперегревателя, м2

184

Поверхность нагрева водяного экономайзера, м2
Поверхность нагрева воздухоподогревателя,
Глубина и ширина котла по осям колонн, мм

м2

554
800
11 070×5740

Примечание. 1 Значение температуры горячего воздуха уточняется
по ходу расчета.

174

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

В качестве расчетного топлива принимается природный
газ (газопровод Щебелинка — Москва), основные расчетные
характеристики которого приведены в таблице П8.2 [2].
Та блица П8.2

Расчетные характеристики газообразного топлива
Объемный состав газа, %
СН4

С2Н6

С3 Н8

С4Н10

С5Н12

СО2

94,1

3,1

0,6

0,2

0,8

1,2

Теплота сгорания
Qнc , кДж/м3

37 870

П8.2. Объемы и энтальпии воздуха
и продуктов сгорания
П8.2.1. Расчет коэффициента избытка воздуха
по газоходам котлоагрегата

Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки для
парового котла производительностью 35 т/ч при сжигании
газообразного топлива принимается равным 1,1.
Коэффициенты избытка воздуха за каждым газоходом
определяются с учетом присосов воздуха в газоходах, полученные значения сводятся в таблицу П8.3.
Та блица П8.3

Избыток воздуха и присос в газоходах
Газоход

Топка и фестон

Коэффициент избытка
воздуха за
газоходом

Величина присоса

Средний коэффициент избытка воздуха
в газоходе

α т′′ = 1,1

∆αт = 0,1
∆αф = 0

αт = 1,1

Пароперегреватель
α пп
′′ II = 1,115 ∆αпп II = 0,015
(II ступень по ходу пара)

αпп II = 1,1075

Пароперегреватель
(I ступень по ходу пара)

α пп
′′ I = 1,13

∆αпп I = 0,015

αпп I = 1,1225

Экономайзер

α эк
′′ = 1,21

∆αэк = 0,08

αэк = 1,17

Воздухоподогреватель

α взп
′′ = 1,27

∆αвзп = 0,06

αвзп = 1,24

175

Приложение 8

П8.2.2. Определение объемов воздуха и продуктов
сгорания
Та блица П8.4

Средние объемные характеристики продуктов сгорания
V0 = 9,98 м3/м3; VRO2 = 1,07 м3 /м3 ;

VN02 = 7,9 м3 /м3 ; VH02 O = 2,24 м3 /м3
Газоходы котла
топка и фестон

пароперегреватель, II ступень
(по ходу пара)

пароперегреватель, I ступень
(по ходу пара)

экономайзер

воздухоподогреватель

Характеристики продуктов
сгорания

за поверхностью нагрева
α′′i

1,1

1,115

1,13

1,21

1,27

средний по газоходу αср

1,1

1,1075

1,1225

1,17

1,24

Объем трехатомных газов
VRO2 , м3 /м3

1,07

Объем азота VN2 , м3 /м3

8,9

8,97

9,12

9,6

10,3

Объем водяных паров
VH2 O , м3 /м3

2,26

2,27

2,28

Суммарный объем газов Vг,
м3/м3

12,22

12,3

12,45

12,93

13,65

трехатомных газов rRO2

0,087

0,086

0,083

0,078

водяных паров rH2 O

0,185

0,184

0,182

0,175

0,167

Суммарная объемная доля
трехатомных газов и водяных паров rп

0,272

0,271

0,267

0,258

0,245

Удельный вес сухого газа
γ сг.тл , кг/м3

0,77

Масса дымовых газов Gг,
кг/м3

15,14

15,23

15,43

16,05

16,96

Плотность продуктов сгорания ρг, кг/м3

1,238

1,239

1,241

1,243

Коэффициент избытка воздуха:

Объемная доля:

176

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

П8.2.3. Определение энтальпии воздуха и продуктов
сгорания
Та блица П8.5

экономайзер

воздухоподогреватель

Hг0

пароперегреватель
(I ступень по ходу
пара)

Hв0

Энтальпия продуктов сгорания
в газоходах котла Нг, кДж/м3
пароперегреватель
(II ступень по ходу
пара)

Теоретическая
энтальпия, кДж/м3

топка и фестон

Расчетная температура ϑ, °С

Значения энтальпии воздуха и продуктов сгорания

αт =
1,10

αпп II =
1,11

αпп I =
1,12

αэк =
1,17

αвзп =
1,24

384,4

100

1324,9

1548,7

1773,9

1866,6

200

2665,8

3128,1

3581,3

3767,9

300

4023,6

4752,2

5436,2

5717,8

400

5411,4

6411,7

500

6839,1

8119,1

8956,9

600

8286,8

9871,0

700

9774,4

11666,5

800

11272,0 13494,3 14621,5 14706,0 14875,1

900

12809,6 15367,9 16648,9 16744,9 16937,1

1100 15924,6 19195,1 20787,6 20907,0
1300 19109,6 23074,9 24985,8
1400 20727,0 25069,2 27141,9
1500 22354,4 26015,9 28251,3
1600 23991,8 29117,2 31516,4
1700 25629,2 31175,5 33738,4
1800 27276,6 33240,3 35968,0
1900 28943,9 35311,9 38206,3
2000 30611,3 37401,4 40462,5
2100 32288,6 39502,1 42731,0
2200 33965,9 41607,3 45003,9

7710,4

9281,7

9760,5

10886,1 11279,7
12717,2 12863,8

1000 14357,1 17271,7 18707,4 18815,1
1200 17512,1 21152,5 22903,7

7331,6

177

Приложение 8

П8.2.4. Определение параметров пара и воды
Та блица П8.6

Потери давления в элементах котла и нагрев пара
в пароперегревателе
Наименование величины

Значение величины

Потеря давления в экономайзере, МПа
Потеря давления в пароперегревателе, МПа:
I ступень по ходу пара
II ступень по ходу пара
Нагрев пара в пароперегревателе, °С:
I ступень по ходу пара
II ступень по ходу пара

0,2
0,16
0,24
74
110

Недогрев воды в экономайзере принимается равным
5°С.
Тепловосприятие пароохладителя принимается равным
80 кДж/кг.

178

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Та блица П8.7

Параметры пара и воды
Расчетная точка

На входе в экономайзер (на входе в
котел)
На выходе из
экономайзера (на
входе в барабан)
В топочных экранах (фестоне)
На выходе из барабана (непрерывная
продувка)
На выходе из барабана (на входе в I
ступень пароперегревателя (по ходу
пара))
На выходе из I
ступени пароперегревателя (по ходу
пара)
На входе во II
ступень пароперегревателя (по ходу
пара ) (с учетом
снижения температуры пара в
пароохладителе)
На выходе из пароперегревателя (на
выходе из котла)

Состояние
рабочего
тела

Параметры рабочего тела
Давление,
МПа

Температура, °С

Энтальпия,
кДж/кг

Вода

вх = 4,6
pэк

tп. в = 145

hп. в = 613,3

Вода

вых = p =
pэк
б
= 4,4

вых = 251
tэк

вых = 1091
hэк

Вода

рб = 4,4

tб = tкип =
= 256

hбв = 1115,5

Вода

рб = 4,4

tб = 256

hпр = hбв =
= 1115,5

Насыщенный
пар

рб = 4,4

tб = 256

Перегретый пар

вх = 4,24
pпп
I

вых = 330
tпп
I

Перегретый пар

вх = p вых =
pпп
II
пп I

= 4,24

рп. п = 4

вх =
hбн.п = hпп
I

= 2797,2

вых = 3034,9
hпп
I

вх = 299 h вх = 2950,8
tпп
II
пп II

tп. п = 440

hп. п = 3307,7

179

Приложение 8

П8.3. Тепловой баланс котла

Температура топлива на входе в топку tтл = 20°С.
Та блица П8.8

Расчет КПД котла и расхода топлива
Наименование величины

Значение величины

Теплоемкость рабочего
топлива cтл,
кДж/(м3⋅К)

1,65

Физическая теплота
топлива Qтл, кДж/м3
Располагаемая теплота
топлива Qр, кДж/м3

1,65 ⋅ 20 = 33
37 870 + 33 = 37 903

Энтальпия уходящих газов Hух при
tух = 120°С, кДж/м3

2246,9

Энтальпия холодного
0
воздуха Hх.в
, кДж/м3

384,4

Потеря теплоты с уходящими газами q2, %
Потеря теплоты от
химического недожога
q3, %

1,5

Потеря теплоты от механического недожога
q4, %

Потеря теплоты от наружного охлаждения
q5, %

1,1

КПД (брутто) котла
ηк. а, %

100 – (4,67 + 1,5 + 1,1) = 92,7

Расход продувочной
воды Dпр, т/ч

0,025 ⋅ 35 = 0,875

Расход топлива, подаваемого в топку, В,
тыс. м3/ч

35(3307,7 − 613,3) + 0,875(1115,5 − 613,3)
= 2,7
37903,0 ⋅ 0,927

Расход топлива, подаваемого в топку, В,
м3/с

2,7

Расчетный расход фактически сгоревшего
топлива Bр, м3/с
Коэффициент сохранения теплоты ϕ

1000
= 0,749
3600
0,749

1−

1,1
= 0,99
92,7 + 1,1

180

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

П8.4. Расчет теплообмена в топке
П8.4.1. Конструктивные характеристики топки

Ширина топочной камеры а = 4,3 м. Глубина топочной
камеры b = 4,16 м.
Высота топки Нт = 8,38 м.
Средний уровень расположения горелок hг = 2,01 м.
Та блица П8.9

Конструктивные характеристики топки

фронт и
потолок

боковые

задняя

выходное
окно

под

Суммарная
площадь

Общая площадь, м2
Площадь, занятая
лучевоспринимающими поверхностями, м2
Расстояние между
осями крайних
труб, м
Освещенная длина
труб, м
Наружный диаметр
экранных труб, мм
Шаг экранных труб,
мм
Расстояние от оси
экранных труб до
кладки, мм
Отношение шага
экранных труб к
их наружному диаметру
Отношение расстояния от оси экранных
труб до кладки к
их наружному диаметру
Угловой коэффициент экрана
Площадь лучевоспринимающей
поверхности открытых экранов, м2

Обозначение

Наименование величины

Стенка топки

Fст

50,9

2×34,2

17,9

179,2

Fпл

40,4

21,6

—

131

4,30

4,16

4,3

—

11,06

8,06

5,93

2,79

—

110

240

—

s
d

1,33

1,83

1,33

—

e
d

0,83

—

0,97

0,94

0,97

—

Hл

39,2

53,6

—

125,8

Площадь лучевоспринимающей поверхности
открытых экранов Hл, м2
147
= 2,95
179,2

1,1
0,1
30

Коэффициент избытка воздуха на выходе из
топки α′′T

Присос воздуха в топку ∆αт

Температура воздуха в котельной (холодного
0 , °С
воздуха) tх.в

384,4

0,46

Коэффициент тепловой эффективности лучевоспринимающей поверхности ψср

0 ,
кДж/м3
Энтальпия присосов воздуха Hх.в

0,65

2,01
= 0,24
8,38

3,6

Коэффициент снижения тепловосприятия
экранных поверхностей вследствие загрязнения ζ

Относительный уровень расположения горелок xг

Эффективная толщина излучающего слоя
пламени s, м

34,2 ⋅ 4,3 = 147

131

Объем топочной камеры Vт,

179,2

Суммарная площадь лучевоспринимающей
поверхности Fпл, м2

м3

Значение величины

Наименование величины

Полная площадь стен топочной камеры Fст, м2

Сводная таблица результатов теплового расчета топки

Т а бл ица П8.10

Приложение 8

181

П8.4.2. Тепловой расчет топки

0,1

0,272

Суммарная объемная доля газов rп

Давление в газоходе p, МПа

0,185

38925,7 − 18707,4
= 21,7
1932 − 1000

18 707,4

Объемная доля водяных паров rH2 O

Средняя суммарная теплоемкость продуктов
сгорания (Vc)ср, кДж/(м3⋅К)

Энтальпия газов на выходе из топки H′′
т,
кДж/м3

1000

Температура газов на выходе из топки ϑ′′т , °С

100 − 1,5
+ 1591,3 = 38925,7
100
1932

37903

Теоретическая температура горения ϑa, °С

Полезное тепловыделение в топке Qт, кДж/м3

(1,1 – 0,1) ⋅ 1552,8 + 0,1 ⋅ 384,4 = 1591,3

1552,8

Энтальпия горячего воздуха Hг. в, кДж/м3

Количество теплоты, вносимое в топку с воздухом Qв, кДж/м3

117

Значение величины

Температура горячего воздуха на входе в
топку (на выходе из воздухоподогревателя)
tг. в, °С

Наименование величины

П родол жение та бл . П8.10

182
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Наименование величины

⎛ 1,4 ⋅ 0,52 + 0,5 + 2 ⎞
= 0,697
1,6ln ⎜
⎝ 1,4 ⋅ 0,52 − 0,5 + 2 ⎟⎠

Эффективное значение критерия Бургера Bu

Коэффициент сохранения теплоты ϕ

Параметр М

Коэффициент Мо

Параметр забаллостированности топочных
газов rv

0,99

0,4(1 − 0,4 ⋅ 0,24) 3 1,36 = 0,4

0,4

12,22(1 + 0)
= 1,36
7,9 + 1,07

1,71 ⋅ 0,1 ⋅ 2,95 = 0,506

Критерий поглощательной способности (критерий Бургера) Bu

Коэффициент рециркуляции r

1,58 + 0,1 ⋅ 1,3 = 1,71

0,1

1,2 ⎛ 1000 + 273
− 0,5⎞ 3,020,4 = 1,3
1,6
⎠
1000
1 + 1,12 ⎝

⎛ 7,8 + 16 ⋅ 0,185
⎞⎛
1000 + 273⎞
⎜⎝ 10 ⋅ 0,1 ⋅ 0,272 ⋅ 2,95 − 1⎟⎠ ⎝1 − 0,37 1000 ⎠ 0,272 = 1,58

Значение величины

Коэффициент поглощения лучей топочной
средой k, 1/(м⋅МПа)

Коэффициент m

сажистыми частицами kс

газовой фазой продуктов сгорания kг

Коэффициент поглощения лучей, 1/(м⋅МПа):

П родол жение та бл . П8.10

Приложение 8

183

1932 + 273

0,749 ⋅ 19651,3
= 117
125,8
0,749 ⋅ 19651,3
= 100,1
147

Тепловое напряжение топочного объема qV,
кВт/м3

0,741 ⋅ 19651,3
= 82,1
179,2

0,99(38 925,7 – 19 075,9) = 19 651,3

19 075,9

⎛ 5,67 ⋅ 10−11 ⋅ 0,46 ⋅ 179,2(1932 + 273)3 ⎞
1 + 0,4 ⋅ 0,6970,3 ⎜
⎟⎠
⎝
0,99 ⋅ 0,749 ⋅ 21,7

0,6

− 273 = 1018

П родол жение та бл . П8.10
Значение величины

Средняя тепловая нагрузка лучевоспринимающей поверхности нагрева qл, кВт/м2

Тепловая нагрузка стен топки qст,

кВт/м2

Количество теплоты, воспринятой в топке
Qл(т) , кДж/м3

Энтальпия газов на выходе из топки H′′
т,
кДж/м3

Температура газов на выходе из топки ϑ′′т , °С

Наименование величины

184
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

185

Приложение 8

П8.5. Расчет конвективных поверхностей нагрева
П8.5.1. Тепловой расчет фестона
Та блица П8.11

Конструктивные характеристики фестона
Наименование величины

Полная площадь поверхности нагрева
Нф, м2
Площадь поверхности труб боковых
экранов, находящихся в зоне фестона,
Ндоп, м2
Диаметр труб наружный d, м
Средняя длина труб фестона l, м
Расположение труб
Характер омывания труб потоком воздуха
Общее число труб в фестоне z, шт.
Число рядов труб в фестоне по ходу
газов z2, шт.
Число труб в ряду z1, шт.
Шаг фестонных труб, м:
поперечный s1
продольный s2
Относительный шаг фестонных труб:
поперечный σ1
продольный σ2
Размеры газохода в поперечном сечении, м:
ширина газохода a
средняя высота газового окна b
Высота труб фестона hф, м
Площадь живого сечения для прохода
газов Fф, м2

Значение величины

42
4,2
0,06
4,35
Шахматное
Продольное
42
= 55
3,14 ⋅ 0,06 ⋅ 4,35
3
55
= 19 + 19 + 18
3
0,24
0,215
0,24
=4
0,06
0,215
= 3,58
0,06

4,3
4
4
4,3 ⋅ 4 – 19 ⋅ 4 ⋅ 0,06 = 12,64

Т а б л и ц а П8.12

Сводная таблица результатов теплового расчета фестона
Наименование величины
Температура газов на входе в фестон

°С

Значение величины
1018

Энтальпия газов на входе в фестон Н'^, кД ж /м ^

19075,9

Температура газов на выходе из фестона дф, °С

883

Энтальпия газов на выходе из фестона Нф, кД ж /м ^
Коэффициент сохранения теплоты ф

0,99

Количество теплоты, отданное фестону по уравнению баланса
кД ж /м ^
Температура котловой воды в фестоне
Средняя температура газов

16 304,2

°С

, °С

Температурный напор A t, °С
Средняя скорость газов (О^, м /с
Объемная доля водяны х паров fHjO
Коэффициент теплоотдачи конвекцией (при поперечном омывании) а^, ВтДм^ К)
Эффективная толіцина излучаюіцего слоя s, м

0 ,9 9 (1 9 0 7 5 ,9 - 16304,2) = 2744
256,1
950,4
9 5 0 ,4 -2 5 6 ,1 = 6 9 4 ,3
0,75 12,22(950,4 + 273) „
273 12,64
0,185
37,5- 1,05 0,85 0,95 = 31,8

00
О)

П р о д о л ж е н и е т а б л . П8.12

Наименование величины
Давление в газоходе р, МПа
Суммарная объемная доля газов
Суммарная поглощ аю щ ая способность трехатомных газов pr^s,
м-МПа
Коэффициент поглощ ения лучей газовой фазой продуктов сгора
ния/г;,, ІД м М П а)
Суммарная оптическая толщ ина запыленного газового потока kps
Степень черноты излучаю щ ей среды а
Температура загрязненной стенки трубы
°С
Коэффициент теплоотдачи излучением Од, Вт/(м^ К)
Коэффициент использования поверхности нагрева ^
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке а^, Вт/(м^ К)
Коэффициент тепловой эффективности \|/
Коэффициент теплопередачи k^, Вт/(м^ К)
Количество теплоты, воспринятое фестоном по уравнению тепло
обмена
кД ж /м ^
Количество теплоты, воспринятое настенными трубами в зоне
фестона
кД ж /м ^
Суммарное тепловосприятие фестона

кД ж /м ^

Расхож дение расчетных значений тепловосприятий по уравнениям
баланса и теплообмена AQ, %

Значение величины
0,1
0,272
0,1 0,272 0,932 = 0,0254
^7,8 + 1 6 0 ,1 8 5
V1 0 0.0254

л „]у883 + 273\« 0170 о т о
1000
)0>272-3,33

3,33 0,1 0,932 = 0,31
1 - 2 ,7 1 - “-!*1 = 0,266
256,1 + 25 = 281,1
180 - 0,266 - 0,99 = 47,5
1
1 - ( 3 1 ,8 + 47,5) = 79,3
0,8
0,8- 79,3 = 63,43
63,43-694,3-42 0.-7П
0,749-10=*
63,43-694,3-4,2
0,75-10=*

0.-7

2470 + 247 = 2717
2717 - 2744 qq _ ^ пп
2717

СО
■Nj

Т а б л и ц а П8.13

00
00

Конструктивные характеристики пароперегревателя
Зн ач ен и е вели чин ы

Н аим ен овани е вели чин ы

II ступ ен ь но ходу н а р а

Общая площ адь поверхности пагрева

I ступ ен ь но ходу п а р а

184

Площ адь поверхности нагрева рассчитываемой
ступени Ядд

CD*

Я„п„ = 0,4- 184 = 73,6

Я„„1 = 1 8 4 - 7 3 ,6 = 110,4

§о

Диаметр труб, м:

наруж ны й d

0,038

внутренний djjj

0,032

3,23

1,48

Средняя длина труб пароперегревателя 1, м
Число рядов труб 22, ШТ.
Число труб в ряду 2 j, шт.

73,6
3,14 0,038-6-3,23

Число параллельны х рядов труб пароперегревате
л я с однонаправленным движением пара п

110,4
3,14 0,038-24 1,48
1

Расположение труб

Коридорное

Х арактер омы вания труб потоком пара

Продольное

Х арактер омы вания труб потоком дымовых газов

Поперечное

поперечный Sj

0,14

0,17

продольный «2

0 ,1

0,08

шт.

■с
Q)

О
-С
CD

"С
О
:з
CD
"С
CD

Число труб в одной параллельной секции

[V)

Ш аг труб, м:

■5
CD
OD
Q)
Xl

П р о д о л ж е н и е т а б л . П8.13

Конструктивные характеристики пароперегревателя
Значение величины
II ступень но ходу нара
I ступень но ходу пара
Относительный ш аг труб:
нонеречный Ci

0Д4
0,038

продольный Сз

0,1
0,038

0Д7
0,038

4 47
’

0,08 ^
0,038
’

ОЙО
’

Размеры газохода в расчетном сечении, м:
ш ирина а

4,3

глубина Ь

3,67

1,83

Площадь живого сечения газохода для прохода
газов (при поперечном омывании)
м^
Площадь живого сечения для прохода пара

4 , 3 - 3 ,6 7 - 3 2 - 3 ,2 3
= 11,84
м^

0,038

0,785 0,0322 . 32 = 0,026

4 ,3- 1 ,8 3 - 2 6 - 1,48 0,038
= 6,42
0,785 0,0322 . 26 = 0,021

<о

Т а б л и ц а П8.14

Сводная таблица результатов теплового расчета II ступени пароперегревателя (по ходу пара)
Наименование величины
Температура газов на входе в пароперегреватель ддд, °С

Значение величины
883

Энтальпия газов на входе в пароперегреватель Я 'ц , кД ж /м ^

16304,2

Температура пара, °С:
на входе в пароперегреватель (без учета пароохладителя) t'
на выходе из пароперегревателя t"
Температура пара после пароохладителя f"„, °С
Давление пара, МПа:
на входе в пароперегреватель
на выходе из пароперегревателя Р2
Температура газов на выходе из пароперегревателя

299
4,24
4
°С

Энтальпия газов на выходе из пароперегревателя Я 'п , кД ж /м ^
Присос воздуха во И ступень пароперегревателя Да^д ц
Энтальпия присосов воздуха
кД ж /м ^
Коэффициент сохранения теплоты ф
Теплота, отданная продуктами сгорания Qg™*, кД ж /м ^
Средняя температура газов

°С

Разность температур между дымовыми газами и паром, °С
наиболыпая Afg
наим ены пая Ді „

330
440

768
14 069,6
0,015
384,4
0,99
0,99(16304,2 - 14 069,6 + 0,015 • 384,4) = 2218
825,5
7 6 8 - 2 9 9 = 469
8 8 3 - 4 4 0 = 443

<о
о

П р о д о л ж е н и е т а б л . П8.14

Наименование величины

Значение величины

Температурный напор A t, °С

Средняя скорость газов в пароперегревателе Ю;,, м /с
Объемная доля водяных паров Гн^о
Коэффициент теплоотдачи конвекцией а,,, Вт/(м^ К)
Среднее давление пара

МПа

Средняя температура пара f^p, °С
Удельный объем пара при средних параметрах v ^ , м^/кг
Средняя скорость пара в пароперегревателе Юц, м /с
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару ag, Вт/(м^ К)
Эффективная толіцина излучаюіцего слоя s, м
Давление в газоходе р , МПа
Суммарная объемная доля газов
Суммарная поглоіцаюіцая способность трехатомных газов
мМ Па

443
0,749 12,3(825,5 + 273)
273 11,84

,,,,,

0,184
36 - 1 • 0,96- 1,04 = 35,9
4,24 + 4
299 + 4 4 0 ^ 3 0 9 5
0,0672
0^1000 0,0672
3600 0,026

’

1400 1 = 1 4 0 0
0,9 0 , 0 3 8 ( ^ 0 , ^ _ l j = 0,384
0,1
0,271
0,1 0,271 0,384 = 0,0104

П р о д о л ж е н и е т а б л . П8.14

Наименование величины
Коэффициент поглощ ения лучей газовой фазой продуктов сгора
ния fej,, ІД м М П а)
Суммарная оптическая толщ ина газового потока kps
Степень черноты потока газов а
Температура загрязненной стенки трубы
°С
Коэффициент теплоотдачи излучением Од, Вт/(м^ К)
Коэффициент использования поверхности нагрева ^
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке а^, Вт/(м^ К)
Коэффициент тепловой эффективности \|/
Коэффициент теплопередачи k^, Вт/(м^ К)

Значение величины
Г7,8 + 1 6 .0 Д 8 4 _ ^ У ^ _
^10-0,0104

7 6 8 -ь2 7 3У
1000 )

5,37 0,1 0,384 = 0,207
1 - 2 , 7 1 - “-2»7 = 0,187
369,5 + 25 = 394,5
155 0,98 0,187 = 28,3
1
1 -( 3 5 ,9 + 28,3) = 64,3
0,8
=49,18
1400

Количество теплоты, воспринятое пароперегревателем
кД ж /м ^

49,18-73,6-456
0,749-10^

Расхождение расчетных значений тепловосприятий по уравнени
ям баланса и теплообмена AQ, %

2 2 0 3 ,7 -2 2 1 8
2203,7

<о
ГО

Т а б л и ц а П8.15

Сводная таблица результатов теплового расчета I ступени пароперегревателя (по ходу пара)
Наименование величины

Значение величины

Температура газов на входе в пароперегреватель ддп, °С

768

Энтальпия газов па входе в пароперегреватель Н'^^, кД ж /м ^

14 069,6

Температура пара, °С:
на входе в пароперегреватель f'

256

на выходе из пароперегревателя t"

330

Давление пара, МПа:
на входе в пароперегреватель pi

4,4

на выходе из пароперегревателя Р2

4,24

Температура газов на выходе из пароперегревателя

°С

Энтальпия газов на выходе из пароперегревателя Я 'п , кД ж /м ^
Присос воздуха во И ступень пароперегревателя
Энтальпия присосов воздуха

кД ж /м ^

Средняя температура газов

10 945,5
0,015
384,4

Коэффициент сохранения теплоты ф
Теплота, отданная продуктами сгорания

603

0,99
кД ж /м ^

*> °С

0,99(14 069,6 - 10 945,5 + 0,015 • 384,4) = 3098,6
685,5

Разность температур между дымовыми газами и паром, °С
наиболыпая Afg

7 6 8 - 3 3 0 = 438

наим ены пая

6 0 3 - 2 5 6 = 347

<о
со

П р о д о л ж е н и е т а б л . П8.15

Наименование величины
Температурный напор Д і, °С

Средняя скорость газов в пароперегревателе Ю;,, м /с

Значение величины
4 3 8 -3 4 7 ОПІ
347
0,749 12,45(685,5 + 273)
273-6,42

Объемная доля водяных паров Гн^о
Коэффициент теплоотдачи конвекцией а,,, Вт/(м^ К)
Среднее давление пара
МПа
Средняя температура пара f^p, °С
Удельный объем пара при средних параметрах ii^p, м^/кг
Средняя скорость пара в пароперегревателе Юц, м /с
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару ag, Вт/(м^ К)
Эффективная толіцина излучаюіцего слоя s, м
Давление в газоходе р , МПа
Суммарная объемная доля газов Гд
Суммарная поглоіцаюіцая способность трехатомных газов рг^ч,
мМ Па
Коэффициент поглоіцения лучей газовой фазой продуктов сгора
ния/г;,, 1/(м М П а)

0,182
47 - 1 ■1 ■1,06 = 49,8
4,4 + 4 ,2 4 ^ 4 32
2 5 6 + 3 3 0 „по
2
0,0529
1000 0,0529 о . ^
^ ^ '3 6 0 0 0,021
1 7 0 0 -1 = 1 7 0 0
0.9 0 .0 3 s(< j".>’ W - l ] . 0 . 3 2 5
0,1
0,267
0,1 • 0,267 • 0,325 = 0,00868
Г7,8 + 16 0,182
U l O 0,00868

„ „ „ 6 0 3 + 2 7 3 \„ „ „ „ _ „ „ о
’
1000 )0 > 267-6,38

П р о д о л ж е н и е т а б л . П8.15

Наименование величины

Значение величины

Суммарная оптическая толщ ина газового потока kps
Степень черноты потока газов а
Температура загрязненной стенки трубы
Коэффициент теплоотдачи излучением

6,38 0,1 0,325 = 0,207
1-2,7Г'>-2»7 = 0,187

°С
Вт/(м^ К)

Коэффициент использования поверхности нагрева ^
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке а^, Вт/(м^ К)

292,9 + 25 = 317,9
110 - 0,97 - 0,187 = 19,9
1
1 -( 4 9 ,8 + 19,9) = 69,7

Коэффициент тепловой эффективности \|/

0,8

Коэффициент теплопередачи k^, Вт/(м^ К)

0,8-69,7
1 , 6 9 , 7 - '= ^ ’®
1700

Количество теплоты, воспринятое пароперегревателем
кД ж /м ^

53,6 110,4 391
0,749 10!*

Расхождение расчетных значений тепловосприятий по уравнени
ям баланса и теплообмена AQ, %

30 8 9 ,1 -3 0 9 8 ,6
3089,1

„ „1

<о
СП

196

ТЕ ПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРО ПРО ИЗВ ОДИ ТЕ ЛЬН ОСТ И

П8.5.3. Тепловой расчет экономайзера
Т а б л и ц а П8.16

Конструктивные характеристики экономайзера
Наименование величины
Площ адь поверхности нагрева Н эк,
м2

Значение величины
554

Диаметр труб, м:
наруж ны й d

0,032

внутренний d вн

0,026

Длина труб l, м

4,3

Расположение труб

Ш ахматное

Х арактер омы вания труб потоком
дымовых газов

Поперечное

Число труб в горизонтальном ряду
2 !, шт.

18 + 17 = 35

Число секций в одном ряду и', шт.

Число труб в одной параллельной
секции 21 , шт.

18 (17)

Число горизонтальных рядов 22,
шт.
Суммарное число труб 2 , шт.

554
3,14 ■0,032 ■35 ■4,3

35■37=1295

Ш аг труб, м:
по ширине «1

0,08

по высоте s2

0,07

Относительный ш аг труб:
поперечный Cj

2,5

продольный с 2

2,7

Размеры газохода в поперечном
сечении, м:
ш ирина a

4,3

глубина Ь

1,49

Площ адь живого сечения для про
хода газа Ғ эк, м2

4,3 ■1,49 - 18 ■0,032 ■4,3 = 3,93

Т а б л и ц а П.8.17

Сводная таблица результатов теплового расчета экономайзера
Наименование величины
Температура газов на входе в экономайзер О',,, °q
Энтальпия газов на входе в экономайзер

Значение величины
603

кД ж /м ^

Температура газов на выходе из экономайзера

199

°С

Энтальпия газов на выходе из экономайзера Н^'^, кД ж /м ^
Присос воздуха в экономайзер
Энтальпия присосов воздуха

10945,5

3563,2
0,08

кД ж /м ^

Коэффициент сохранения теплоты ф
Количество теплоты, отданной экономайзеру продуктами сгора
ния
кДж/м=*
Температура воды на входе в экономайзер f', °С
Энтальпия воды на входе в экономайзер Һ', к Д ж /к г
Энтальпия воды на выходе из экономайзера Һ", к Д ж /к г

384,4
0,99
0,99(10 945,5 - 3563,2 + 0,08 ■384,4) = 7338,9
145
613,3
0,749 7338,9

3 3^

(35 + 0.025 3 5 )1 " ""
Давление воды на выходе из экономайзера р ™ , МПа

4,4

Температура воды на выходе из экономайзера (уточненное значе
ние) f", °С

256

Температура кипения воды при давлении на выходе из экономай
зера
°С

256

Энтальпия кипящ ей воды при давлении на выходе из экономайзе
ра, к Д ж /к г

1115,5

<о
■Nj

П р о д о л ж е н и е т а б л . П.8.17

Наименование величины
Скры тая теплота пароообразования при давлении па выходе из
экономайзера, к Д ж /к г
Паросодержание среды на выходе из экономайзера, %
Условная температура на выходе

°С

Средняя температура воды f^p, °С
Средняя температура газов

> °С

Значение величины
1681,7
“ ® 4 4 7 “ 5’^100 = 2,93
256 + 1 1 6 4 9 - |И 5 , 5 ^ 2 6 2
2 4,19
145 + 2 6 2 ^ 2 0 3 ,5
603 + 1 9 9 _ ^ q ^
2

Разность температур между дымовыми газами и водой, °С:
наибольш ая Afg
наименьш ая
Температурный напор A t, °С

Средняя скорость газов в экономайзере (О^, м /с
Объемная доля водяных паров Гң^о
Коэффициент теплоотдачи конвекцией а,,, Вт/(м^ К)
Эффективная толіцина излучаюіцего слоя s, м

6 0 3 - 2 6 2 = 341
1 9 9 - 145 = 54
3 4 1 -5 4

0,749 12,93(401 + 273)
273 3,93

„ „„

0,175
69 - 1- 1,04 0,95 = 68,2

П р о д о л ж е н и е т а б л . П.8.17

Наименование величины

Значение величины

Давление в газоходе р, МПа

ОД

Суммарная объемная доля газов Гд

0,258

Суммарная поглощ аю щ ая способность трехатомных газов
мМ Па
Коэффициент поглощ ения лучей газовой фазой продуктов сгора
ния fej,, 1/м М П а:
Суммарная оптическая толщ ина газового потока kps
Степень черноты потока газов а
Температура загрязненной стенки трубы

0,1 • 0,258 - 0,172 = 0,00443
Г 7 в .1 6 0 Д 7 5 _ Л Л _
,/10 0,00443
)\

199н-273|
1000

,3 ^

10,52 0,1 0,172 = 0,181
1 - 2 , 7 1 - “-181 = 0,165

°С

Коэффициент теплоотдачи излучением Од, Вт/(м^ К)
Коэффициент использования поверхности нагрева ^
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке а^, Вт/(м^ К)

203 + 25 = 228
45 ■0,95 ■0,165 = 7,05
1
1 -( 6 8 ,2 + 7,07) = 72,27

Коэффициент тепловой эффективности \|/

0,85

Коэффициент теплопередачи k^, Вт/(м^ К)

0 ,8 5 -7 2 ,2 7 = 64

Количество теплоты, воспринятое экономайзером по уравнению
теплообмена
кД ж /м ^
Расхождение расчетных значений тепловосприятий по уравнени
ям баланса и теплообмена AQ, %

64-554 156
0,749-10^

^00.-7

7 3 8 4 ,7 -7 3 3 8 ,9
7384,7

<о
<о

200

ТЕ ПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРО ПРО ИЗВ ОДИ ТЕ ЛЬН ОСТ И

П8.5.4. Тепловой расчет воздухоподогревателя
Т а б л и ц а П8.18

Конструктивные характеристики воздухоподогревателя
Наименование величины
П лощ адь поверхности нагрева
Нвзп, м2
Диаметр труб, м:

Значение величины
800

наруж ны й d

0,04

внутренний dBj
Длина труб l, м

0,037
3,45

Расположение труб

Ш ахматное

Х арактер омы вания труб пото
ком воздуха

Продольное

Х арактер омы вания труб пото
ком дымовых газов
Число ходов по воздуху п, шт.
Число рядов труб вдоль движ е
ния воздуха z 2
Число труб в ряду поперек дви
ж ени я воздуха

Поперечное

Число параллельны х секций в
одном ряду п'
Число труб в одной параллель
ной секции z1
Суммарное число труб z
Ш аг труб, м:
по ширине
по глубине s2
Относительный ш аг труб:
поперечный Ci
продольный с 2
Размеры сечения воздушного
канала, м:
ш ирина а
средняя высота h

2
33
800
3,14 ■0,04 ■3,45 ■33

56
56

2
^ = 28
2
33 ■56 = 1848
0,112
0,044
0,112
0,04

2,8

0,044
0,04

, ,
,

3,4
1,725

Площ адь живого сечения для
прохода газов ^ взп, м2

18483,1 4 ' 0,0372 = 1,99
4

Площ адь живого сечения для
прохода воздуха Ғ в, м2

3,4 ■1,725 - 28 ■0,04 ■1,725 = 3,93

201

Приложение 8

В результате предварительного теплового расчета было
уточнено значение температуры горячего воздуха на вы
ходе из воздухоподогревателя
. Значение температуры
горячего воздуха по заданию составляет 117°С, уточненное
значение 124°С. Расхождение значений не превышает допу
стимых 40°С.
Т а б л и ц а П8.19

Сводная таблица результатов теплового расчета
воздухоподогревателя
Наименование величины
Значение величины
Температура газов на входе в
воздухоподогреватель Овзп, °С

199

Энтальпия газов на входе в
воздухоподогреватель Явзп,
к Д ж /м 3

3563,2

Температура воздуха на вы
ходе из воздухоподогревателя
ів, °с

124

Энтальпия воздуха на выходе
из воздухоподогревателя Нв,
к Д ж /м 3

1646,7

Температура воздуха на входе
в воздухоподогреватель і'в, °С

Энтальпия воздуха на входе
в воздухоподогреватель Я ',
к Д ж /м 3

384,4

Отнопіение количества воз
духа на выходе из воздухопо
догревателя к теоретически
необходимому ввзп

1,1 - 0,1 = 1

Количество теплоты, воспри
нятое воздухом, ^ взп, к Д ж /м 3

(l + ^ j ( l 646,7 - 384,4) = 1300,2

Средняя температура воздуха
івср, °С

30 +124

Средняя энтальпия воздуха
Н^^, к Д ж /м 3

1015,9

Коэффициент сохранения
теплоты ф
Энтальпия газов на выходе из
воздухоподогревателя Нв'зп,
к Д ж /м 3
Температура газов на выходе
из воздухоподогревателя (рас
четная) дB'зп(p), °С

0,99
3563,2

10090с92 + 0,06 1015,9 - 2310,8

123

202

ТЕ ПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ СРЕДНЕЙ ПАРО ПРО ИЗВ ОДИ ТЕ ЛЬН ОСТ И

П р о д о л ж е н и е т а б л . П8.19

Наименование величины
Температура газов на выходе
из воздухоподогревателя (за
данная) дВ'зп (з), °С
Средняя температура газов
^взл), °С

Значение величины
120
123 +199
2

161

Разность температур между
дымовыми газами и воздухом,
°С:
наибольш ая Діб

123 - 30 = 93

наим еньш ая Дім

199 - 124 = 75

Температурный напор ДЬ', °С
93 935 ■ 83,7
Поправочный коэффициент \|/п
Температурный напор для
схемы с перекрестным током
Ді, °С
Средняя скорость газов Юр, м /с
Объемная доля водяных паров
^HjO
Коэффициент теплоотдачи
конвекцией от дымовых газов
к стенке a j, В т/(м 2 К)
Средняя скорость воздуха Юв,
м /с
Коэффициент теплоотдачи
конвекцией с воздушной сто
роны а 2, Вт/(м^ К)
Коэффициент тепловой эфф ек
тивности ^
Коэффициент теплопередачи
һт, В т/(м 2 К)

0,97
0,97 ■83,7 = 81,2
0,749 13,65(161 + 273)
273 1,99
■ 8,18
0,167
27,5 ■1,3 ■1 = 35,75
0,749 1 ^ 0 ^ \ д,98 (7 7 ^2 7 3 )
\
Л /
_ О К1
273 3,93
’
38 ■0,97 ■1,05 = 38,7
0,8
0,8 ■35,75 1 4 9
1 + 35,75 ■ 14,9
1 + 38,7

Количество теплоты, воспри
нятое воздухоподогревателем
^твзп), к Д ж /м 3

14,9 ■800 ■81,2
0,749 1000

Расхождение расчетных зна
чений теплоты, воспринятой
обогреваемой средой и пере
данной поверхности нагрева
ДЯ, %

1300,2 - 1 2 8 8 ,8 100
1300,2
100

1288,8

09
0,9

203

Приложение 8

П8.6. О пределение расчетной невязки теплового
баланса котла

Расчетная невязка теплового баланса, кД ж /м 3:
AQ = 3 7 9 0 3 0 ,9 2 7 -( 1 9 6 5 1 ,3 + 2744 +
+2218 + 3 098,6 + 7338,9) 1 -

= 85,28.

То же, %:

Расчетное значение невязки Ад не превышает 0,5% , сле
довательно, расчет выполнен правильно.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ
СПИСОК

1. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный
метод) / НПО «Центральный котлотурбинный инсти
тут». — СПб., 1998. — 256 с.
2. Роддатис, К.Ф. Справочник по котельным установ
кам малой производительности / К. Ф. Роддатис,
А. Н. Полтарецкий. — М. : Энергоатомиздат, 1989. —
488 с.
3. Александров, А .А . Таблицы теплофизических свой
ства воды и водяного пара : справ. / А. А. А лексан
дров, Б. А. Григорьев. — М .: МЭИ, 2006. — 164 с.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
Глава 1
Задание на разработку проекта и порядок его выполнения. . . 5
Глава 2
Характеристики видов энергетического топлива . . . . . . . . . . 8
Глава 3
Компоновка и расчетно-технологическая схема
парового котла . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.1. Компоновка котельного агрегата. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2. Определение типа топочного устройства . . . . . . . . . . . . . . .
3.3. Выбор схемы пылеприготовления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.4. Выбор расчетной температуры дымовых газов и горячего
воздуха . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.5. Распределение тепловосприятия по поверхностям
нагрева. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

13
13
18
19
20
24

Глава 4
Расчет коэффициента избытка воздуха по газоходам
котлоагрегата . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
Глава 5
Топливо и продукты сгорания . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1. Элементарный состав и приведенные характеристики
топлива . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2. Определение теоретических объемов воздуха и продуктов
сгорания . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.3. Определение энтальпии воздуха и продуктов сгорания . . .

32
32
33
37

Глава 6
Определение параметров пара и воды . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

206

Оглавление

Глава 7
Тепловой баланс котельного агрегата.
Определение расхода топлива . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.1. Определение располагаемой теплоты топлива . . . . . . . . . .
7.2. Определение потерь котлоагрегата . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.3. Определение КПД котлоагрегата и расхода топлива . . . . .

46
46
50
51

Глава 8
Топочная камера парогенератора . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
Глава 9
Определение конструктивных характеристик
топки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
Глава 10
Тепловые характеристики топки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.1. Определение коэффициента тепловой эффективности
экранов топки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.2. Определение теоретической температуры горения
и средней суммарной теплоемкости продуктов
сгорания . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.3. Определение радиационной характеристики
продуктов сгорания . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.4. Определение параметра, учитывающего характер
распределения температуры по высоте топки . . . . . . . . . .

62
62

65
67
69

Глава 11
Расчет температуры газов на выходе из топки . . . . . . . . . . . . 72
Глава 12
Конвективные поверхности нагрева парогенератора . . . . . . 78
12.1. Общая характеристика конвективных поверхностей
нагрева. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
12.2. Конструктивные характеристики конвективных
поверхностей нагрева . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
Глава 13
Основные уравнения теплового расчета конвективных
поверхностей нагрева . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
13.1. Уравнения теплообмена и теплового баланса . . . . . . . . . .
13.2. Определение коэффициента теплопередачи . . . . . . . . . . .
13.3. Расчет температурного напора. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

83
83
85
86

Глава 14
Тепловой расчет Фестона . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

Оглавление

207

Глава 15
Тепловой расчет конвективного пароперегревателя . . . . . . 100
15.1. Размещение конвективного пароперегревателя
в газоходе парогенератора . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
15.2. Тепловой расчет пароперегревателя . . . . . . . . . . . . . . . . 104
Глава 16
Тепловой расчет кипятильного пучка . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114
Глава 17
Низкотемпературные конвективные поверхности
нагрева парогенератора . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
17.1. Размещение низкотемпературных конвективных
поверхностей нагрева в газоходе парогенератора . . . . . . .
17.2. Экономайзер . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
17.3. Воздухоподогреватель . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

120
120
122
125

Глава 18
Тепловой расчет экономайзера . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128
Глава 19
Тепловой расчет воздухоподогревателя . . . . . . . . . . . . . . . . 136
Глава 20
Определение расчетной невязки теплового баланса
котлоагрегата . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145
Заключение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146
Приложение 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148
Приложение 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152
Номограмма для определения углового
коэффициента экрана . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152
Приложение 3
Расчет коэффициента теплоотдачи конвекцией . . . . . . . . . . 153
Номограммы для определения коэффициентов
теплоотдачи конвекцией . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157
Приложение 4
Расчет коэффициента теплоотдачи излучением . . . . . . . . . . 163
Номограмма для определения коэффициента
теплоотдачи излучением . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164

208

Оглавление

Приложение 5
Применение метода линейной интерполяции
при тепловом расчете котлоагрегата . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165
Приложение 6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167
Номограмма для определения температурного напора
при перекрестном токе . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167
Приложение 7
Определение физических характеристик воздуха
и дымовых газов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168
Приложение 8
Пример расчета парового котла БГ-35 (Е-35-40Г) . . . . . . . .
П8.1. Исходные данные . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
П8.2. Объемы и энтальпии воздуха и продуктов
сгорания . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
П8.3. Тепловой баланс котла . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
П8.4. Расчет теплообмена в топке . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
П8.5. Расчет конвективных поверхностей нагрева . . . . .
П8.6. Определение расчетной невязки теплового
баланса котла . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

171
171
174
179
180
185
203

Библиографический список . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204

Виталий Матвеевич ЛЕБЕДЕВ,
Светлана Валерьевна ПРИХОДЬКО

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
СРЕДНЕЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
Учебное пособие
Издание второе, исправленное и дополненное

Зав. редакцией
инженернотехнической литературы Е. В. Баженова
Ответственный редактор Т. С. Спирина
Технический редактор Е. С. Жукович
Корректор М. В. Бекрешева
Подготовка иллюстраций А. П. Маркова
Верстка А. Г. Сандомирская
Выпускающие Е. А. Христенко, Н. А. Крылова

ЛР № 065466 от 21.10.97
Гигиенический сертификат 78.01.10.953.П.1028
от 14.04.2016 г., выдан ЦГСЭН в СПб
Издательство «ЛАНЬ»
lan@lanbook.ru; www.lanbook.com
196105, СанктПетербург, пр. Юрия Гагарина, д. 1, лит. А.
Тел./факс: (812) 3362509, 4129272.
Бесплатный звонок по России: 88007004071

Подписано в печать 07.10.16.
Бумага офсетная. Гарнитура Школьная. Формат 84×108 1/32.
Печать офсетная. Усл. п. л. 11,13. Тираж 100 экз.
Заказ № 29516.
Отпечатано в полном соответствии
с качеством предоставленного оригиналмакета
в ПАО «Т8 Издательские Технологии».
109316, г. Москва, Волгоградский пр., д. 42, к. 5.