close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

73.729 Тепловой расчет теплогенераторов

код для вставкиСкачать
729
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОГЕНЕРАТОРОВ
Методические указания
к выполнению курсовой работы по дисциплине
«Теплогенерирующие установки и мини-ТЭЦ»
для студентов бакалавриата направления
08.03.01 «Строительство» профиль «Теплогазоснабжение и вентиляция»
Воронеж 2015
Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Воронежский государственный архитектурно-строительный университет»
Кафедра теплогазоснабжения и нефтегазового дела
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОГЕНЕРАТОРОВ
Методические указания
к выполнению курсовой работы по дисциплине
«Теплогенерирующие установки и мини-ТЭЦ»
для студентов бакалавриата направления
08.03.01 «Строительство» профиль «Теплогазоснабжение и вентиляция»
Воронеж 2015
УДК 621.1
ББК 31.361
Составители
А. Т. Курносов, Д. Н. Китаев
Тепловой расчет теплогенераторов: метод. указания к выполнению
курсовой работы по теплогенерирующим установкам для бакалавриата направления
подготовки 08.03.01 «Строительство» / Воронежский ГАСУ; сост.: А. Т. Курносов,
Д. Н. Китаев. — Воронеж, 2015. — 25с.
Приводится методика теплового расчета парогенераторов на основе нормативных данных и с использованием ЭВМ.
Предназначены для курсового проектирования и выполнения выпускной квалификационной работы для студентов бакалавриата направления подготовки
08.03.01 «Строительство» всех форм обучения.
Табл. 2. Библиогр.: 10 назв.
УДК 621.1
ББК 31.361
Печатается по решению учебно-методического совета
Воронежского ГАСУ
Рецензент - Т. В. Щукина, канд. техн. наук, профессор кафедры
«Жилищно-коммунальное хозяйство» Воронежского ГАСУ
2
ВВЕДЕНИЕ
Программой курса «Теплогенерирующие установки и мини-ТЭЦ» (ТГУ и
мини-ТЭЦ) бакалавриата направления подготовки 08.03.01 «Строительство»
профиля «Теплогазоснабжение и вентиляция» предусмотрено выполнение в 7-м
семестре курсовой работы «Тепловой расчет теплогенератора».
Целью курсовой работы является научить студентов правильно рассчитывать и подбирать элементы и оборудование ТГУ, а также выявлять экономические показатели.
Преподавателем выдается студенту задание, которое включает исходные
данные для проектирования и указания в части объемов его выполнения. Одновременно с заданием студенту выдается чертеж теплогенератора, который
крайне необходим для четкого усвоения физической сущности процессов, протекающих в теплогенераторе, и изучения конструкции топки, пароводяного и
газо-воздушного трактов [8].
Курсовая работа состоит из расчетной части, включающей в себя определение характеристик воздуха и продуктов сгорания топлива, тепловой проверочный расчет теплогенератора и конструктивный расчет пароперегревателя,
экономайзера или воздухоподогревателя (в соответствии с заданием). Проверочные расчеты выполняются для оценки работы существующего теплогенератора с заданными параметрами и получения данных для выбора вспомогательного оборудования ТГУ. При конструктивных расчетах исходными данными
являются температуры продуктов сгорания по газоходам теплогенератора, а в
результате расчета определяются величины поверхностей нагрева его элементов, с использованием которых осуществляют проектирование и компоновку
отдельных элементов ТГУ.
1. МЕТОДИКА ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА ТЕПЛОГЕНЕРАТОРА
Методика расчета предусматривает использование расчетных нормалей,
приложений и номограмм нормативного метода теплового расчета котлоагрегатов [1], а также [5] и [7].
При выполнении курсовой работы обязательно применение ЭВМ (например, для расчетов характеристик воздуха и продуктов сгорания различных топлив, конструктивных расчетов конвективного пароперегревателя, водяного
экономайзера или воздухоподогревателя с выбором оптимального варианта их
конструкции и оптимизацией скоростей газов) [4,6,8].
В связи с тем, что нормативные документы [1,2,5], ссылки на которые сделаны ниже, изданы в технической системе единиц, а учебная литература [4,6,7]
в системе СИ, все величины в методических указаниях даны в двух указанных
системах.
3
Так как теплогенератор представляет собой систему взаимосвязанных теплообменных аппаратов (экранные поверхности нагрева, пароперегреватель, кипятильные пучки, водяной экономайзер и воздухоподогреватель), то поверочный расчет всего теплогенератора разбивается на отдельные функционально
законченные блоки, которые соответствуют логическому построению схемы
расчета, применяемому как на ЭВМ, так и при ручном счете. Структурная схема взаимодействия студента и ЭВМ, а также блок-схема теплового поверочного
расчета отопительно-производственного парогенератора приведена в [6, с. 1820]
1.1. Расчет характеристик воздуха и продуктов сгорания различных топлив
с построением It — диаграммы
Из рассмотрения конструкции теплогенератора следует, что для выполнения теплового расчета его газовый тракт делится на ряд самостоятельных участков, топочную камеру, пароперегреватель, конвективные кипятильные пучки,
экономайзер или воздухоподогреватель. В котлах типа ДЕ, КЕ и ДКВР одновременная установка экономайзера и воздухоподогревателя экономически не
целесообразна, так как это усложняет компоновку и эксплуатацию котла. Температура дымовых газов за такими котлами небольшая (250÷250 °С) и использование этой теплоты может быть эффективным при установке только одной
поверхности нагрева. При этом установка водяного экономайзера предпочтительней установки воздухоподогревателя, так как в последнем случае теплогенератор получается более компактным, экономичным и простым в эксплуатации. Воздухоподогреватель следует устанавливать в тех случаях, когда подогрев воздуха существенно необходим для обеспечения нормальной и экономичной работы топки, например при сжигании очень влажных бурых углей, торфа
или древесных отходов.
В газоходы теплогенератора, находящиеся под разряжением, через неплотности обмуровки происходит присос воздуха, что увеличивает коэффициент избытка воздуха α и объема продуктов сгорания, начиная от топки и кончая
последней хвостовой поверхностью нагрева.
Коэффициенты избытка воздуха α в характерных точках газового тракта
теплогенератора определяются путем последовательного прибавления к αт величин максимально допустимых присоса воздуха в газоходах  доп .
Согласно [1] коэффициенты избытка воздуха в топке принимаются: для
природного газа αт = 1,1; для мазута αт = 1,2; для твердого топлива αт
=1,35÷1,5, а допустимые присосы воздуха в газоходах теплогенератора следующие:
для слоевой топки (твердое топливо) - Δαт =0,1;
для камерной топки (газ, мазут) - Δαт =0,05;
для газоходов конвективных поверхностей нагрева:
первый кипятильный пучок – 1кп  0,05 ;
4
второй кипятильный пучок –  2кп  0,1 ;
пароперегреватель – Δαпп =0,03;
чугунный экономайзер – Δαэк =0,1;
воздухоподогреватель трубчатый – Δαвп =0,1 (на каждую ступень).
При расчетах объемов и энтальпий продуктов сгорания всех видов топлива
на ЭВМ необходимо пользоваться [6,9]: блок-схема алгоритма приведена на странице 24, а программа расчетов на языке Бейсик - на страницах 137 – 148.
Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания топлива можно проводить
в ручную согласно [9] или с помощью специальной программы, разработанной
на кафедре теплогазоснабжения и нефтегазового дела Воронежского ГАСУ
[10].
Для расчета в автоматизированном режиме необходимо заполнить табл. 1
и 2.
Таблица 1
Характеристики мазута, угля и коэффициенты избытка воздуха
р
р
р
р
р
р
 m  nn  1
 2  эк(вn)  ух
С
О
N
W
A
S лр Н
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
СН4
С 2Н 6
С 3Н 8
С4Н10
С5Н12
N2
CO2
H 2S
O2
CO
H2
аm
аnn
а1
а2
аэк(вп)
аух
Таблица 2
Характеристики газообразного топлива и коэффициенты избытка воздуха
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
По результатам расчетов принтер ЭВМ распечатывает до 60 величин,
включающих различные характеристики продуктов сгорания, расшифровку которых следует провести в соответствии с контрольными примерами в табл. 2
[6].
Энтальпию воздуха I в0 и продуктов сгорания I г0 можно определить и по
данным [1, табл. XIV – XVI], которые получены по результатам их расчета на
ЭВМ для большого диапазона изменения температур продуктов сгорания для
наиболее известных месторождений топлив. В этом случае определение величин энтальпий сводится к расчетам по формуле
I г  I г0    1 I в0 .
(1.1)
По выходным данным ЭВМ или расчетом по формуле (1.1) при каждом
значении α на миллиметровой бумаге строится It - диаграмма продуктов сгорания, которая позволяет оперативно и многократно определять энтальпии по заданным температурам или, наоборот, по заданным энтальпиям – температуры.
Рекомендуются следующие масштабы:
по горизонтали 1 см =100 °С;
5
по вертикали 1 см =500 (кДж/м3, ккал/м3).
1.2. Составление теплового баланса теплогенератора и определение
расхода топлива
Целью составления теплового баланса является вычисление КПД теплогенератора и необходимого расхода топлива. Все расчеты при его выполнении
приводят к 1кг твердого или жидкого топлива и на 1 нм3 газообразного топлива.
КПД (брутто) % определяется по обратному балансу:
кабр = 100 - (q2+q3+q4+q5+q6), % ,
(1.2)
где q2 - тепловые потери с уходящими газами, %; q3 - тепловые потери от
химического недожога, %; q4 - тепловые потери от механического недожога, %;
q5 - тепловые потери через ограждения теплогенератора, %; q6 - тепловые потери со шлаком, %.
Наибольшими тепловыми потерями являются потери с уходящими газами:
q2 
где I хв0  Vв0  ct  хв
( I ух   ух  I хв0 )  (100  q4 )
Q рн
(1.3)
– энтальпия теоретического объема холодного воздуха,
вводимого в топку теплогенератора ( Vв0 – значение приведенное в распечатке
ЭВМ); txв = 30°С, Схв = 0,31 ккал/(нм3·°С); 1ух - энтальпия уходящих газов, определяемая по I t-диаграмме, при αух и tух.
В соответствии с рекомендациями [1] температура уходящих газов tух
выбирается в зависимости от вида топлива: для природного газа и мазута
140 – 160 °С , для антрацита и каменных углей 160 – 180 °С, для бурых углей
180 – 200 °С, для торфа 190 – 210°С. Верхние пределы относятся к котлам с
производительностью до 10 т/ ч.
Множитель (100-q4) для твердых топлив вводится в формулу (1.3) в связи с
тем, что энтальпия продуктов и воздуха определяются для 1 кг топлива, поступившего в топку.
Потери теплоты от химического q3 и механического недожога q4 принимаются в зависимости от вида топлива и конструкции топочного устройства по
таблицам [5, с. 68, 76, 85 ].
Потери теплоты от наружного охлаждения теплогенератора q5 определяются по графику [1] в зависимости от его паропроизводительности или по графику [5] – по его теплопроизводительности.
Потери теплоты со шлаком (при работе котла на твердом топливе) вычисляются по формуле:
6
q6 
(1   ун ) А р (сt ) зол
Qнр
,
(1.4)
где  ун = 0,25 – доля твердых частиц, уносимых с дымовыми газами; (ct)зол
= 133,8 ккал/кг – удельная энтальпия золы при температуре 600 °С; Qнр – низшая
теплота сгорания рабочей массы топлива; А р - зольность топлива.
Теплопроизводительность котлоагрегата определяется по формуле:
Qка = Дк [(in - inв) + 0,01 р (iкв - inв)]·103,
(1.5)
где Дк - паропроизводительность котла приведена в задании на проектирование; in и iкв – энтальпия пара и котловой воды, принимаются по таблице параметров водяного пара [5, с. 95] при давлении в котле, приведенном в задании
на проектирование; iпв – энтальпия питательной воды, принятая при ее температуре, приведенной в задании на проектирование; р – величина продувки котла,
ориентировочно принимается 3-5 %.
Расход топлива рассчитывается из уравнения теплового баланса
Вр 
100Qка
.
Qнркабр
(1.6)
Фактический расход топлива на котел меньше за счет механического недожога:
В  В р 1  0,01q4  .
(1.7)
Коэффициент сохранения теплоты определяется по формуле:
 1
q5
.
q5  кабр
(1.8)
1.3. Тепловой поверочный расчет топки
Целью расчета является определение температуры продуктов сгорания на
выходе из топки tт'' при заданной радиационной площади топочных экранов.
Методика и блок-схема алгоритма поверочного расчета топки приведены в
[6, с, 32 – 34].
Перед расчетом топки по чертежам (вид сверху, продольный и поперечный
разрезы) определяют ее конструктивные характеристики:
- активный топочный объем Vm ;
- поверхность стен ограничивающих этот объем Fст;
- площадь колосниковой решетки Rзг., (для топок при сжигании твердого
топлива);
- площадь поверхности стен, занятых экранами Fсэ;
- эффективная площадь лучевоспринимающей поверхности теплообмена Нл.
Необходимые линейные размеры для определения геометрических вели7
чин топки принимаются и по чертежу, причем камера догорания считается составной частью топки. Границами активного топочного объема Vm являются
стены топочной камеры. Полную поверхность стен топки Fст вычисляют, суммируя все поверхности, ограничивающие объем топочной камеры и камеры догорания. Естественно, что Fст > Fсэ, а Fсэ > Hэ, т.к угловой коэффициент экранов X всегда меньше 1 (см. график из [5, с. 104]).
Эффективная площадь лучевоспринимающей поверхности теплообмена
Нл :
Hл = Fсэ Х.
(1.9)
При пользовании этим графиком необходимо учитывать, что для котлов
типа ДКВР, ДЕ, КЕ диаметр экранных труб d=51  2,5 мм, а расстояние от оси
экранных туб до обмуровки (стен) – l =40 мм.
Эффективная толщина излучающего слоя определяется по формуле
s  3,6
Vт
.
Fст
(1.10)
Степень экранирования топочной камеры Y:
Н
для камерной топки Y  л ;
Fст
Hл
для слоевой топки Y 
.
Fст  Rзг
Параметр ρ, учитывающий влияние слоя горящего (твердого) топлива на
излучение, определяется по формуле

Rзг
Hл
(1.11)
Коэффициент, учитывающий влияние положения ядра факела горения на
интенсивность излучения М, принимается равным 0,5 – при слоевом способе
сжигания антрацита, а других видов твердого топлива в слое – 0,45. При сжигании мазута и газообразного топлива значение М определяется по формуле
М  А
Вhг
,
hво
(1.12)
где A =0,52 и В= 0,3 - постоянные коэффициенты; hг и hво - расстояние по
вертикали oт пода топки соответственно до оси горелок и середины окна выхода газов из камеры догорания в первый кипятильный пучок.
Коэффициент тепловой эффективности экранов  вычисляется по уравнению
  Y ,
(1.13)
где  - коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия вследст8
вие загрязнения экранов (для газообразного топлива равен 0,65; для мазута
0,55; для слоевого сжигания твердого топлива – 0,6).
Основная задача поверочного расчета топки состоит в определении температуры газов на выходе топочной камеры tт'' , которая может быть решена графически по номограмме [5, с. 106] или по формуле
tт'' 
ta  273
 4,9  10 H л a T 
M

  В p (VC )cp

8
3
т а
 273,
0.6
(1.14)
1
где ta – адиабатическая температура горения, которая определяется по Itдиаграмме в соответствии с величиной полезного тепловыделения в топке Qт ,
определяемого по формуле
p
Qт 
Q н 100  (q3  q4  q6 ) 
100  q4
;
(1.15)
ат - степень черноты топки; (VC)сp — средняя суммарная удельная теплоемкость продуктов сгорания.
Для определения удельной теплоемкости (VC)сp и степени черноты топки
ат необходимо заранее знать температуру газов на выходе из топки tт'' , т.е. знать
искомую величину. Следовательно, необходимо предварительно ею задаться. Она
 
принимается для бурых и каменных углей – tт''
 
tт''
пр
= 1100 °С, для газа и мазута –
 
tт''
пр
= 900 – 1000 °С, для антрацита –
пр
= 1050 – 1 150 °С. Расчет проводится
методом последовательных приближений.
Удельная теплоемкость дымовых газов рассчитывается по формуле
VС cр 
Qm  I m"
ta  tт''
,
(1.16)
где I m" - находится по It-диаграмме по принятой tт'' .
Степень черноты топки подсчитывается по формуле
ат 
аф  (1  аф ) 
1  (1   )(1   )(1  аф )
,
(1.17)
где аф - эффективная степень черноты факела, которая определяется по
уравнению
аф = т·асв + (1-т)ансв,
(1.18)
где m - коэффициент, учитывающий степень светимости пламени и зави9
сящий от вида топлива и способа его сжигания; асв, ансв - степень черноты светящейся и несветящейся частей пламени.
Для несветящегося пламени газообразного топлива и слоевого сжигания
антрацита и тощего угля – m=0; при слоевом сжигании углей с большим выходом летучих – т=0,4; для пламени мазута при qv= (0,6  l) МВт/ м3 – т =0,6; для
пламени мазута при qv  1 МВт/ м3 – т = 1.
Величины степени черноты светящейся асв и несветящейся частей ансв
надежнее определять по номограмме [5. с. 104], но можно и по выражению
а = 1- е-крs,
(1.19)
где е – основание натурального логарифма; s – эффективная толщина изучающего слоя; р – давление в топке (для котлов ДКВР, ДЕ, КЕ р=1 ата).
Коэффициент ослабления лучей газовой топочной средой определяется по
формулам:
для светящегося пламени
t т''  273
ксв  1,6
 0,5 ,
1000
(1.20)
для несветящегося пламени
кнсв 
0,8  1,6rH 2O 
tт''  273 
1

0,38

 rn .
1000
rn s


(1.21)
В формулах (1.20), (1.21) rn  rRO2  rH2O – суммарная доля трехатомных газов и водяных паров (берется из распечатки ЭВМ при  т ).
 
После этого вычисляют температуру газов на выходе из топки tт''
рас
по
формуле (1.14).
Расчет считается законченным в случае, если расчетная температура газов
 
на выходе из топки tт''
рас
 
не будет отличаться oт ранее принятой tт''
пр
боль-
 
ше чем на  50 °С. В противном случае принимают другое значение tт''
 
близкое к уже определенному tт''
пр
,
рас
, и производят повторное последователь-
ное определение температуры газов на выходе из топки, начиная с формулы
(1.16).
После этого определяется тепловосприятие топочных экранов по формуле


где I '' находится из It -диаграммы по  t '' 
Qтл   Qт  I т'' ,
т
т
10
(1.22)
рас
и т .
1.4. Тепловой поверочный расчет кипятильных пучков
Целью поверочного теплового расчета кипятильных пучков является определение температуры газов за каждой конвективной поверхностью нагрева.
Методика и блок-схема алгоритма такого расчета приведена в [6, с.34-37].
Для расчета кипятильных пучков, располагаемых в газоходах, кроме температур, объемов и состава газов, необходимо знать конструктивные данные о
размерах самого газохода и труб конвективного пучка.
Так как газоход имеет различную высоту по ходу газов, то необходимо установить, эквивалентную (усредненную) высоту газохода:
2аmin аmax
,
аmin  аmax
кп
aэкв

(1.23)
где аmin , аmax - минимальная и максимальная высота газохода.
По чертежу котла замеряем ширину газохода вкп усредненную длину кипятильной трубы в газоходе lкпср и подсчитываем число труб поперек потока дымовых газов z1кп . По этим геометрическим параметрам рассчитываем живое сечение для прохода дымовых газов в газоходе:
кп
Fкп  аэкв
вкп  z1кпlкпср dкп ,
(1.24)
а также площадь поверхности теплообмена кипятильного пучка:
кп кп кп
Н кп   dкп аэкв
z1 z2 ,
(1.25)
где z2кп - число кипятильных труб в газоходе но ходу дымовых газов (определяется по чертежу); dкп –диаметр труб кипятильных пучков (для котлов ДЕ,
KЕ, ДКВР равен 51  2,5мм).
Рассмотренные геометрические параметры кипятильных пучков котлов
типа КЕ и ДЕ можно принимать по [4, с. 7-27].
Тепловой расчет любой конвективной поверхности нагрева ведется по
средней температуре продуктов сгорания в пределах этой поверхности:


ср
'
''
tкп
 0,5 tкп
 tкп
,
(1.26)
' ''
где tкп
, tкп - температура газов соответственно на входе и выходе из рассматриваемой поверхности нагрева.
Температура газов перед кипятильным пучком первого газохода t1' принимается из расчета топки для теплогенератора без пароперегревателя (см. задания на проектирование), а при наличии пароперегревателя - из его теплового
расчета. В первом случае она равна температуре газов на выходе из топки
t1'  tт'' , во втором - температуре газов на выходе из газохода пароперегревателя
''
t1'  tпп
.
11
Температура газов на выходе из газохода t " является искомой величиной,
и вместе с тем, для выполнения расчетов ее необходимо знать. Следовательно,
задача определения t " должна решаться методом последовательных приближений.
Проще и более точно она решается графоаналитическим методом. Для этого предварительно задаются двумя значениями температур дымовых газов на
выходе из газохода с интервалом 100°С. Для котлов ДЕ, КЕ, ДКВР можно при-
 
 
нять: для первого кипятильного пучка – t1'' = 500 °С и t1'' = 600 °С; а для
 
а
 
в
второго кипятильного пучка – t2'' = 300 °С и t2'' = 400 °С.
а
в
Расчет ведется независимо для этих двух температур, а истинную температуру газов на выходе из газохода находят в результате графического решения
системы:
 
 
Qкпб  f1 t '' и Qкпт  f 2 t '' ,
(1.27)
где Qкпб , Qкпт – значения тепловосприятий кипятильного пучка, вычисленные соответственно по уравнению теплового баланса и уравнению теплообмена.
Тепловосприятие кипятильного пучка по уравнению теплового баланса
вычисляется для двух температур tа'' и tв'' :


"
Qкпб   I кп'  I кп
  кп I хв0 ,
(1.28)
где I кп' – энтальпия дымовых газов на входе в рассчитываемый кипятильный пучок, определяется по известной температуре t ' и коэффициенту избытка
"
воздуха α для этого пучка по It-диаграмме; I кп
– значение энтальпии дымовых
газов на выходе из рассчитываемого пучка (считается два раза для заданных
температур на выходе из него tа'' и tв'' );  кп – увеличение коэффициента избытка
воздуха за счет присосов холодного воздуха в газоход кипятильного пучка;
I хв0  Vв0  ct  хв – энтальпия теоретически необходимого воздуха для горения топлива.
Далее рассчитывают величины, необходимые для вычисления значений
тепловосприятия кипятильного пучка, по уравнению теплообмена для двух
температур tа'' и tв'' :
Qкпт 
ккп Н кп tкп
,
Вр
(1.29)
где к кп – коэффициент теплопередачи в газоходе кипятильного пучка; tкп
12
– температурный напор, рассчитывается как среднелогарифмический (два значения)
"
t кп'  tкп
tкп 
,
tб
ln
t м
(1.30)
''
где tб  tкп'  tн ; t м  tкп
 tн – большая и меньшая разность температур соответственно; tн – температура насыщения, принимается по таблице параметров водяного пара [5, с. 95] по значению давления пара (см. задание на проектирование).
Средние скорости дымовых газов (два значения) в газоходах кипятильных
пучков рассчитываются по формуле
Wкп 
ВрVкп (tкпср  273)
3600  273Fкп
,
(1.31)
где Vкп - удельный объем продуктов сгорания в газоходах кипятильных
пучков (принимается из распечатки ЭВМ для конкретного газохода).
Два значения коэффициентов теплоотдачи конвекцией при поперечном обтекании коридорных гладкотрубных пучков рассчитываются по формуле
 к   нСz Cф ,
(1.32)
где  н – находится по основной номограмме [5, с. 110] с учетом скоростей
газов W и диаметра труб (dн=51 мм); Сz – поправочный коэффициент, определяемый по вспомогательному графику этой же номограммы, по числу рядов
труб по ходу газов Z2; Cф – поправочный множитель, находится по вспомогательному графику этой же номограммы по средней температуре потока газов
tгср и объемной доле водяных паров дымовых газов rН 2О , которая принимается
из распечатки ЭВМ для конкретного газохода.
Два значения коэффициентов теплоотдачи излучением рассчитываются по
формуле
 л   нСг а ,
(1.33)
где αн – находится по основной номограмме [5, с. 116] по средней температуре газов tгср и температуре загрязненной стенки tст , равной
tст  tн  t ,
(1.34)
где Δt = 25 oС - для газа, Δt = 60 °С - для мазута и твердого топлива; Сг –
поправочный коэффициент, находится по вспомогательному графику этой же
номограммы по средней температуре газов tгср и температуре загрязненной
стенки tcm; а – степень черноты газового потока, определяется по номограмме
13
[5, с. 104] с учетом эффективной толщины S излучающего слоя, определяемой
по формуле
4 SS

S  0,9d   1 2 2  1 ,
 d

(1.35)
где S1 и S 2 - соответственно поперечные и продольные межтрубные шаги,
м.
Коэффициенты ослабления лучей газовой средой находятся по формулам
(1.20) и (1.21) раздела 1.3 данных методических указаний.
Суммарный коэффициент теплоотдачи от газов к стенкам труб конвективного пучка (два значения) с учетом коэффициента омывания ω (для современных котлов типа ДЕ, КЕ, ДКВР ω=1) равен

кп
1
  л   к ,
(1.36)
а коэффициент теплопередачи (два значения)
ккп  1кп ,
(1.37)
где ψ – коэффициент тепловой эффективности, принимаемый для газообразного топлива ψ = 0,85; для мазута и твердого топлива ψ =0,65  0,75.
По двум значениям Qкпб формулы (1.28) и Qкпт формулы (1.29) строят график линейной зависимости - формула (1.27) и в точке пересечения прямых ли''
ний по оси абсцисс находят расчетное значение tкп
.
После расчета первого кипятильного пучка выполняют аналогичный расчет второго кипятильного пучка. Причем температура дымовых газов на входе
во второй кипятильный пучок t ' принимается равной расчетной температуре
2 кп


дымовых газов на выходе из первого кипятильного пучка t2' кп  t1"кп .
2. МЕТОДИКА КОНСТРУКТИВНЫХ РАСЧЕТОВ
ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОАГРЕГАТА
К дополнительным элементам котлоагрегата относятся: пароперегреватель, водяной экономайзер и воздухонагреватель. В котлах они устанавливаются не всегда. Пароперегреватели устанавливаются тогда, когда потребителю необходим перегретый пар, и (в задании на проектирование, указывается температура перегретого пара). Если в задании указывается, что потребителю отпускается насыщенный пар, то это означает, что в котлоагрегате пароперегреватель
не устанавливается.
Водяной экономайзер относится к хвостовым поверхностям нагрева котлоагрегата и он устанавливается для более глубокого охлаждения продуктов
сгорания и нагрева питательной воды. За счет его установки значительно повышается КПД котлоагрегата. В котлах малой и средней мощности (до 20 т/ч) и
14
при давлении до 24 ата, устанавливаются блочные чугунные экономайзеры
ВТИ с оребренными трубами.
Воздухоподогреватели, как и водяные экономайзеры, являются хвостовыми поверхностями нагрева котлоагрегата и применяются при сжигании высоковлажных твердых топлив, особенно в котельных при камерном сжигании пылевидного топлива.
Для этих дополнительных элементов котлоагрегата проводится конструктивный расчет, позволяющий увязать их габариты с размерами котла.
В котлах ДЕ, КЕ, ДКВР в 9 из 10 случаев устанавливаются водяные экономайзеры, а на долю пароперегревателей и воздухонагревателей приходится всего 1 случай.
2.1. Конструктивный расчет водяного экономайзера
Методика и алгоритм конструктивного расчета приведены в [6, с. 43-46].
Они достаточно просты и предусматривают следующий порядок расчета.
Так как конструкция чугунных экономайзеров стандартна и заводы выпускают их в виде блоков со стандартной поверхностью нагрева, то основные геометрические размеры известны: диаметр труб d нэк / d внэк , их длина llmp, площадь
поверхности нагрева одной трубы HImp и площадь живого сечения для прохода
дымовых газов Flmp в зависимости от l1тр.
Также известна температура продуктов сгорания на входе и выходе из экономайзера: t '  t " и t"  t .
эк
2 кп
эк
ух
По известным t эк'' и t эк' из It-диаграммы при    эк определяются энтальпии дымовых газов I ' , I " и Qб по уравнению
эк
эк
эк


"
Qэкб   I эк'  I эк
  I хв0 .
(2.1)
Так как чугунный экономайзер не кипящего типа, то необходимо определить температуру питательной воды на выходе из экономайзера:
t"п.в .  tп' .в. 
Qэкб В р
С р .в. Д к (1  0,01 р )
,
(2.2)
где р — величина продувки, %; Ср.в. — удельная теплоемкость питательной
воды, ккал/(кг∙град); Дк – паропроизводительность котла (см. задание на курсовое проектирование), т/ч.
В первом приближении величину продувки можно принять равной 3 – 5 %.
Температура на выходе из экономайзера должна быть на 15 – 20 °С ниже температуры, насыщения воды при заданном давлении Рк.. Если условие
t"  [t  (15  20)] не выполняется, то необходимо понизить температуру питапв
н
тельной воды на входе в экономайзер либо увеличить расход воды через эконо15
майзер, нагревая часть ее, например, для горячего водоснабжения.
Скорость дымовых газов в загроможденном сечении газохода экономайзера принимается в пределах Wэк =6 – 9 м/с. Исходя из этого, находится площадь
живого сечения для прохода дымовых газов в межтрубном пространстве:
Fэк 
В рVэк (273  t экср )
3600  273Wэк
,
(2.3)
"  t ) - средняя температура продуктов сгорания в эконогде tэкср  0,5(tкп
ух
майзере; Vэк - удельный объем дымовых газов в газоходе экономайзера (принимается из распечатки ЭВМ), м3 /кг.
По графикам [5] определяется коэффициент теплопередачи кэк по принятой
скорости Wэк и средней температуре дымовых газов. Из таблицы одновременно
принимается длина трубы экономайзера l и стандартные F1эк и Н1тр . Как правило, для котлоагрегатов малой паропроизводительности: при Dк<6,5 т/ч длина трубы принимается равной lэк=1,5  2м, а при Dк=10  25 т/ч lэк =2,5  3 м.
Температурный напор в экономайзере определяется по формуле:
tэк  tэкср  tпвср ,
(2.4)
" ) - средняя температура питательной воды в экономайгде tпвср  0,5(tпв'  tпв
зере.
Конвективная поверхность теплообмена в экономайзере рассчитывается из
уравнения теплопередачи
Н эк 
Qэкб В р
кэк tэк
.
(2.5)
Так как известна площадь поверхности теплообмена одной оребренной
трубы H1mp, то определяется общее число труб экономайзера:
zэк  Н эк / Н1mp .
(2.6)
Оребренные трубы экономайзера размещаются в горизонтальной плоскости. Продукты сгорания перемещаются сверху вниз, а питательная вода противотоком движется снизу вверх. Для котлоагрегатов с Дк < 65 т/ч устанавливается экономайзер одноходовой по газу. При компоновке труб экономайзера необходимо предусмотреть на каждые четыре ряда труб установку одного обдувочного устройства, устанавливаемого в строительном проеме экономайзера между блоками труб.
Число труб в горизонтальном ряду определяется по формуле:
zг  Fэк / F1эк .
Тогда число труб в вертикальном ряду будет равно
16
(2.7)
zв  zэк / zг .
(2.8)
Число труб в формулах (2.7), (2.8) округляется до целых единиц.
Определяется конструкторская площадь поверхности экономайзера
Н экк  Н 1тр zг zв ,
(2.9)
и конструктивная невязка  , которая не должна превышать 5 %,
 
Н экк  Н эк
Н эк
100%.
(2.10)
В заключение студент выполняет чертеж экономайзера в разрезе,
прообразом которого может быть экономайзер, приведенный в [5, с. 125].
В [6] приведены программы расчета водяного экономайзера на ЭВМ.
2.2. Конструктивный расчет пароперегревателя
В котлах типа ДЕ, КЕ, ДКВР применяют конвективные пароперегреватели,
располагаемые по ходу газов в начале первого газохода. Компонуются змеевики пароперегревателей этих котлов на месте частично удаляемых (заглушённых) труб первого кипятильного пучка. Пароперегреватель состоит из параллельно включенных стальных змеевиков с трубами диаметром d пп =32  3 мм,
расположение труб - вертикальное, коридорное.
Методика и блок - схема алгоритма конструктивного расчета пароперегревателя приведены в [6, с. 37-43], а программа расчета в [6, с. 148-149].
Расчет пароперегревателя начинают с определения его тепловосприятия:
Qnn  [ Д к (inn  iнп )]/ В р ,
(2.11)
где i nn , iнп - энтальпия перегретого и насыщенного пара, определяемая по
термодинамическим таблицам водяного пара [1]. Причем величина i nn находится при средних значениях температуры и давления перегретого пара:
ср
ср
tпар
 0,5(t nn  t нп ), Рпар
 0,5( Рпп  Рнп ) ,
(2.12)
где Рпп  Р6  (1  2) ата.
Площадь поперечного сечения для прохода пара вычисляется по формуле
f nn 
Д кVппср
,
3600Wnn
(2.13)
где Wnn - скорость пара в змеевиках пароперегревателя, задается в предеср
ср
лах 15-20 м/с; Vnnср  f ( Рпар
, tпар
) - вычисляется по термодинамическим таблицам
водяного пара [1].
Из уравнения теплового баланса рассчитывают энтальпию дымовых газов
17
за пароперегревателем:
"  I '  Qnn   I о ,
I nn
nn
nn хв

(2.14)
' - энтальпия дымовых газов перед пароперегревателем, которая нагде I nn
ходится по t '  t" из It – диаграммы при  .
nn
nn
пп
Также из It – диаграммы находится температура газов за пароперегревате''
лем t"nn по значению I пп
. Тогда средняя температура газов в газоходе пароперегревателя будет равна
ср
'  t" ) .
tпп
 0,5(tnn
nn
(2.15)
Число труб пароперегревателя в ряду Z1пп и труб кипятильного пучка Z1кп ,
a также количество рядов Z 2пп , находят по конструктивным характеристикам
пароперегревателя из чертежа котельного агрегата. Тогда площадь живого сечения для прохода дымовых газов находится по геометрическим параметрам
пароперегревателя:
f nn  aэквb  lnn ( Z1nn d nn  Z1кп d кп ) ,
(2.16)
где аэкв, b - соответственно высота и ширина газохода; lпп – средняя длина
труб пароперегревателя.
Скорость дымовых газов в этом газоходе вычисляется по формуле
Wnn 
ср
B pVппср (t пп
 273)
3600  273 f nn
.
(2.17)
Коэффициент теплоотдачи конвекцией  к от газов к стенке трубы при поперечном остывании каждого пучка находят по номограмме 12 [1].
Лучистая составляющая теплоотдачи  л от газов к стенке определяется по
номограмме [5, с. 103]. С этой целью предварительно определяется температура
загрязненной стенки пароперегревателя
пп
ср
tст
 tпп
 t ,
(2.18)
где t - принимается по формуле (1.30), a S - по формуле (1.35).
Необходимые для расчета  л другие величины определяются аналогично
вычислениям, представленным в разделе поверочного расчета кипятильных
пучков.
Суммарный коэффициент теплоотдачи от газов к стенкам пароперегревателя 1 вычисляется по формуле (1.36).
Коэффициент теплоотдачи от внутренней стенки трубы пароперегревателя
к пару  2 рассчитывается по [5, с. 118].
18
Коэффициент теплопередачи пароперегревателя будет равен
k nn 
1
.
1  1 /  2
(2.19)
Средний температурный напор в пароперегревателе определяется как
ср
ср
tnn  t nn
tпар
.
(2.20)
Расчетная поверхность нагрева пароперегревателя вычисляется по формуле:
Н ппрас 
Qnn B p
knn t nn
.
(2.21)
Конструктивная поверхность нагрева рассчитывается по формуле
H nnк   dnnlnn Z1nn Z 2nn .
(2.22)
В заключение необходимо рассчитать невязку, т.е. соответствие Н ппрас
предварительно заданной конструктивной поверхности Н ппк , которая не должна
превышать 2 %:
Н рас  Н к
 пп  пп рас пп ·100% .
(2.23)
Н пп
2.3. Конструктивный расчет воздухоподогревателя
В современных котлах большой производительности применяют трубчатые воздухоподогреватели с шахматным расположением труб диаметром
dвп=32-42 мм и длиной lвп=3800 мм. Дымовые газы проходят внутри труб сверху вниз, а воздух перемещается горизонтально в межтрубном пространстве. Рекомендуемые поперечный S1 и продольный S 2 межтрубные шаги соответственно равны: S1  (1,35  1,5)d вп ; S 2  1,05d вп .
Методика и блок-схема алгоритма конструктивного расчета воздухоподогревателя приведены в [6, с. 46-54], а программа расчета в [6, с. 153].
Исходными данными для конструктивного расчета воздухоподогревателя
также являются:
- температура дымовых газов на входе и выходе и воздухоподогревателя
(они соответственно равны t2''кп и tух);
- температура холодного воздуха tхв = 30 °С;
- скорости соответственно дымовых газов внутри труб Wвпг = 10  16 м/с и
воздуха в межтрубном пространстве Wвпв =5  8 м/с.
Методика расчета воздухоподогревателя приведена ниже.
19
Средняя температура дымовых газов в воздухоподогревателе
tгср  0,5(t"2 кп  t ух ) .
(2.24)
Тепловосприятие трубного пучка вычисляется по формуле
Qбвп   ( I 2"кп  I ух   вп I хв0 ) .
(2.25)
Температуру горячего воздуха можно определить из уравнения теплового
баланса по воздуху
Qбвп
tгв  t хв  воз 0 ,
С р Vв  m
(2.26)
где С воз
- удельная теплоемкость воздуха.
р
Эта температура сравнивается с предварительно принятой при расчете
топки и теплового баланса. Если разница в температурах горячего воздуха превышает ± 40 °С, то в соответствующие разделы должна быть внесена необходимая поправка.
Коэффициент теплоотдачи от газов к внутренней стенке трубы при продольном смывании находится по номограмме [5, с. 112-113]
1   нСфСl ,
(2.27)
где  н - номограммный коэффициент теплоотдачи; Сф , Сl - соответственно
поправочные коэффициенты на среднюю температуру газового потока и длину
трубы.
При этом лучистой составляющей теплоотдачи ввиду ее малости можно
пренебречь.
Коэффициент теплоотдачи α2 от наружной стенки трубы к воздуху находится по [5, с. 111] с учетом поправочных коэффициентов, определяемых по
числу рядов Z2, конструктивных параметров S1 / d вп , S 2 / d вп и средней температуре воздуха tвср  0,5(t хв  tгв ) .
Коэффициент теплопередачи воздухоподогревателя определяется по формуле
kвп 
1 2
,
1   2
(2.28)
где  - коэффициент использования поверхности воздухоподогревателя,
принимаемый для твердого топлива равным 0,65-0,75.
Температурный напор в воздухоподогревателе рассчитывается как среднеарифметический:
tвп  tгср  tвср .
20
(2.29)
По воздуху реализуется многократный перекрестный ток, поэтому необходимо определить поправку ψ на несовершенство принятой схемы движения теплоносителя по номограмме 31 [1] с учетом следующих параметров:
 б  tгв  t хв
  t"  t



м
2 кп
ух
.
"
Р   м /(t2 кп  t хв ) 

R   б / м

(2.30)
Тогда расчетный температурный напор равен
tвпрас  tвп .
(2.31)
Из уравнения теплопередачи воздухоподогревателя рассчитывается его
конвективная поверхность нагрева
Н
рас
вп

Qбвп В р
kвп tвпрас
.
(2.32)
Живое сечение для прохода дымовых газов определяют по формуле
г
вп
F 
В рVух (tгср  273)
3600  273Wвпг
,
(2.33)
где Vух - удельный объем уходящих дымовых газов (принимается из распечатки ЭВМ).
Тогда число труб для прохода дымовых газов находится из условия
nвп  4 Fвпг /( dвп2 ) ,
(2.34)
где dвn -внутренний диаметр труб воздухоподогревателе.
Живое сечение для прохода воздуха будет равно
в
вп
F 
В р mVв0 (273  tвср )
3600  273Wвпв
.
(2.35)
Высота труб многоходового воздухоподогревателя по газам определяется
Н вп
lвп 
,
(2.36)
 dвп nвп пхг
где пхг = 1, 2, 3, 4 – число ходов по газам.
Тогда число труб в нечетном ряду поперек хода воздуха рассчитывается по
формуле
21
пнеч
Fвпв пхв

,
lвп ( S1  d н )
(2.37)
а в четном
пнеч  пнеч  1 ,
(2.38)
где пхв - число ходов по воздуху.
Число рядов труб по ходу воздуха можно найти по формуле
п2  2пвп /(пчет  пнеч ) .
(2.39)
Геометрические габариты многоходового воздухоподогревателя определяются по формулам:
ширина пакета а  пнеч S1пхг ,
(2.40)
глубина пакета в  п2 S 2 .
(2.41)
Тогда действительная конструктивная поверхность нагрева воздухоподогревателя находится по формуле (с учетом округления до целых)
Н впкон   dвпlвп п2 0,5(пчет  п неч ) .
(2.42)
Невязка составит
Н впкон  Н впрас
 вп 
100,% ,
Н впрас
она не должна превышать 5 %.
Конструктивный расчет воздухоподогревателя рекомендуется выполнять
на ЭВМ [6].
3. ПРОВЕРКА ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА КОТЛОАГРЕГАТА
В заключении расчета производят проверку теплового баланса всего котлоагрегата путем определения величины невязки:
Q  Qнрка  (Qтл  Qппб  Q1бкп  Q2бкп  Qэкб  Qвпб ) .
(2.43)
В эту формулу подставляют значения тепловосприятий, определенные из
уравнений теплового баланса каждого элемента котлоагрегата.
Для кипятильных пучков эти значения можно принимать по графикам
 
Qкп  f t '' в точке пересечений прямых линий по оси ординат.
Относительная величина невязки равна
 
Q
(100  q4 ) ,
Qнр
при правильном выполнении расчета   0,5 %.
22
(2.44)
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Тепловой расчет котлов (нормативный метод). Издательство НПО ЦКТИ,
СПб,1998. – 256с.
2. СП 89.13330.2012. Котельные установки. Актуализированная редакция
СНиП II-35-76 Котельные установки.
3. Роддатис, К.Ф. Справочник по котельным установкам малой производительности. / К.Ф. Роддатис. – М.: Энергоиздат, 1989. – 487 с.
4. Курносов, А.Т. Современные и перспективные теплогенераторы: конструкции и расчеты на ЭВМ.: Учеб. пособие./ А.Т Курносов. – Воронеж.:
Изд-во ВГУ, 1985. –112 с.
5. Гусев, Ю.Л. Основы проектирования котельных установок. /Ю.Л. Гусев. –
М.: Стройиздат, 1973. – 253 с.
6. Курносов, А.Т. Расчеты на ЭВМ при курсовом и дипломном проектировании
теплогенерирующих установок: учеб. пособие./ А.Т Курносов. – Воронеж:
Изд-во ВГУ, 1988. –160 с.
7. Теплогенерирующие установки. / Г.Н. Делягин [и др.] – М.: Стройиздат,
1986. – 560 с.
8. Курносов, А.Т. Конструкции и характеристики теплогенераторов и их топочных устройств / А.Т. Курносов, Д.Н. Китаев, А.С. Бабич. – Воронеж.
Изд-во ВГАСУ, 2007. – 50с.
9. Курносов, А.Т. Теплогенерирующие установки. Методические указания к
расчетам на ЭВМ характеристик продуктов сгорания топлив ТГУ с построением It – диаграммы / А.Т. Курносов, Д.Н. Китаев. – Воронеж. - Воронежский ГАСУ, 2015. – 10 с.
10. Расчет характеристик продуктов сгорания топлива ТГУ (программа). Отраслевой фонд алгоритмов и программ 31 октября 2007г. № гос. рег.
50200702253. Москва.
23
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .......................................................................................................... 3
1. МЕТОДИКА ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА ТЕПЛОГЕНЕРАТОРА.................. 3
1.1. Расчет характеристик воздуха и продуктов сгорания различных топлив
с построением It — диаграммы.......................................................................... 4
1.2. Составление теплового баланса теплогенератора и определение ......... 6
расхода топлива .................................................................................................. 6
1.3. Тепловой поверочный расчет топки ........................................................... 7
1.4. Тепловой поверочный расчет кипятильных пучков ................................. 11
2. МЕТОДИКА КОНСТРУКТИВНЫХ РАСЧЕТОВ ЭЛЕМЕНТОВ
КОТЛОАГРЕГАТА ........................................................................................... 14
2.1. Конструктивный расчет водяного экономайзера................................... 15
2.2. Конструктивный расчет пароперегревателя ......................................... 17
2.3. Конструктивный расчет воздухоподогревателя .................................... 19
3. ПРОВЕРКА ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА КОТЛОАГРЕГАТА ..................... 22
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК............................................................... 23
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОГЕНЕРАТОРОВ
Методические указания
к выполнению курсовой работы по дисциплине
«Теплогенерирующие установки и мини-ТЭЦ»
для студентов бакалавриата направления
08.03.01 «Строительство» профиль «Теплогазоснабжение и вентиляция»
Составители: к.т.н., проф. Курносов Александр Тимофеевич
к.т.н., доц. Китаев Дмитрий Николаевич
Подписано в печать 26.10.2015. Формат 60×84 1/16. Уч.-изд. л. 1,5.
Усл.-печ. л. 1,6. Бумага писчая. Тираж 150 экз. Заказ №_____.
_______________________________________________________________________________________________________
Отпечатано: отдел оперативной полиграфии издательства учебной литературы
и учебно-методических пособий Воронежского ГАСУ
394006 Воронеж ул. 20-летия Октября, 84
24
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
40
Размер файла
384 Кб
Теги
729, теплогенераторов, расчет, тепловой
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа