Тепловой расчет теплогенератора
Федеральное агентство по образованию
Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет
Институт экологии
Кафедра ЭиТ
Тепловой расчет теплогенератора
(пояснительная записка к курсовой работе)
Содержание
Введение
1.Задание.
2. Теоретическая часть.
2.1. Устройство и работа котлоагрегата.
2.2. Основные
контуры естественной
2.3. Горелочные устройства.
3. Расчетная часть.
3.1. Определение состава топлива, конструктивная характеристика
теплогенератора и параметры теплоносителя.
3.2. Расчет объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания.
3.3.
Тепловой баланс и расход
3.4. Расчет топочных камер.
3.5.
Расчет конвективной
3.6. Расчет водяных экономайзеров
3.7.Расчет невязки теплового баланса.
4. Приложение.
5. Литература
Введение
Теплогенерирующей установкой называют совокупность устройств и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха. Водяной пар используют для технологических нужд в промышленности и сельском хозяйстве, для приведения в движение паровых двигателей, а также для нагрева воды, направляемой в дальнейшем на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Горячую воду и подогретый воздух используют для отопления производственных, общественных и жилых зданий, а также для коммунально-бытовых нужд населения. Теплогенерирующие установки предназначены для производства тепловой энергии из первичных источников энергии.
Тепловая энергия – это один из видов энергии, используемой человеком для обеспечения необходимых условий его жизнедеятельности, как для развития и совершенствования общества, в котором он живет, так и для создания благоприятных условий его быта. Тепловая энергия, производимая человеком из первичных источников энергии, в основном используется для получения электрической энергии на тепловых электростанциях, для технологических нужд промышленных предприятий, для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.
Комплексы устройств, производящих тепловую энергию и доставляющих ее в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха потребителю, называются системами теплоснабжения. В зависимости от мощности систем и числа потребителей, получающих от них тепловую энергию, системы теплоснабжения подразделяются на централизованные и децентрализованные. Условно принято считать систему теплоснабжения централизованной, если единичная мощность включенных в нее теплогенерирующих установок равна или превышает 58 МВт. Если мощность установок, производящих тепловую энергию в системе, меньше 58 МВт, то система теплоснабжения считается децентрализованной.
В централизованных системах теплоснабжения тепловая энергия производится либо в мощных комбинированных установках, производящих как тепловую, так и электрическую энергию, называемых теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), либо в крупных установках, производящих только тепловую энергию, называемых районными тепловыми станциями или котельными.
В децентрализованных системах теплоснабжения тепловая энергия производится в небольших отопительных тепловых станциях. Развитие теплогенерирующих установок определяется тенденциями развития общества в целом, в том числе и его народного хозяйства.
Теплогенераторы ближайшего будущего – это полностью механизированные агрегаты с высокой степенью автоматизации производства тепловой энергии, работающей на твердом или жидком топливе и газе, включая местные виды топлива, а также на атомной энергии.
Рост себестоимости добычи традиционных видов топлива сделал экономически целесообразным развитием теплогенерирующих установок на так называемых нетрадиционных источниках энергии: солнечной, геотермальной и др. Все это, вместе взятое, и определяет тенденции развития теплогенераторов и теплогенерирующих установок в целом в ближайшем будущем.
1 . Задание
Для выполнения курсовой работы необходимо произвести поверочный расчет котельного агрегата с элементами конструктивного расчета отдельных поверхностей нагрева. Основной целью поверочного расчета является определение основных показателей работы котлоагрегата, а также реконструктивных мероприятий, обеспечивающих высокую надежность и экономичность при заданных условиях.
2. Теоретичская часть
2.1.Устройство и работа котла КВ-ГМ-150
Котел водогрейный газомазутныйКВ-ГМ-10-150 предназначены для нагрева воды систем теплоснабжения до 150 оС выполнены в горизонтальной компоновке и имеют топочную камеру с горизонтальным потоком топочных газов и конвективную шахту, по которым топочные газы идут снизу вверх. Ширина между осями труб боковых экранов составляет 2580 мм.
Топочная камера (топочный блок) полностью экранирована трубами диаметром 60*3 мм с шагом 64 мм, которые образуют:
- левый и правый боковые экраны топки – вертикальные трубы, приваренные к нижним и верхним коллекторам;
- передний (фронтовой) экран – изогнутые трубы, которые экранируют фронт и под (низ) топки; трубы приварены к переднему (фронтовому) и дальнему (подовому) коллекторам; передний (фронтовой) коллектор расположен ближе к поду, а над ним установлена горелка;
- промежуточный (поворотный) экран – вертикально-горизонтальные трубы, установленные в два ряда, которые приварены к верхнему нижнему коллекторам и выполнены в виде газоплотного экрана; поворотный экран не доходит до потолка топки , оставляя окно для прохода топочных газов из топки в камеру догорания.
Конвективный блок (шахта) имеет:
- фестонный экран – вертикально-
- заднюю стенку – вертикальные трубы, приваренные к верхнему и нижнему коллекторам;
- левую и правую боковые стенки шахты – вертикальные стояки (трубы диаметром 83*3,5 мм, установленные с шагом 128 мм), приваренные к верхним и нижним коллекторам, а в эти стояки вварены три пакета горизонтально расположенных U-образных ширм, выполненных из труб диаметром 28*3 мм.
На фронтовой стенке топки установлена одна газомазутная горелка РГМГ. Между промежуточным (поворотным) экраном топки и фестонным экраном расположена камера догорания. В соответствующих местах верхних и нижних коллекторов экранов топки и стенок конвективной шахты установлены заглушки (перегородки) для обеспечения многоходового движения воды по трубам – вверх, вниз и так далее.
Трубы задней стенки шахты имеют диаметр 60*3 мм и установлены с шагом 64 мм, а трубы фестонного экрана – диаметр 60*3 мм и установлены с шагом s1 = 256 мм и s2 = 180 мм. Все коллекторы и перепускные трубы котла имеют диаметр 219*10 мм. Все верхние коллекторы топки и конвективной шахты имеют воздушники для выпуска воздуха (при заполнении котла водой), а нижние - спускные вентили.
Газовоздушный тракт. Топливо и воздух подаются в горелку, а в топке образуется факел горения. Теплота от топочных газов в топке передается всем экранным трубам (радиационным поверхностям нагрева), а от труб теплота предается воде, циркулирующей по экранам. Из топки, огибая сверху промежуточный (поворотный) экран, топочные газы входят в камеру догорания, затем внизу проходят четырехрядный фестон, попадают в конвективную шахту, где теплота передается воде, циркулирующей по пакетам секций (ширм) и, пройдя шахту снизу вверх, топочные газы дымососом удаляются в дымовую трубу и в атмосферу.
Для удаления загрязнений и отложений с наружной поверхности труб конвективной шахты котлы оборудуются дробеотчисткой, использующей чугунную дробь, которая подается в конвективную шахту.
Рис. 1. продольный разрез водогрейного котла КВ-ГМ-10
2.2. Основные контуры естественной циркуляции
Питательная вода после умягчения и деаэрации по двум трубопроводам питательной линии 23 подается в водный объем верхнего барабана 1, где смешивается с котловой водой. В котле имеется пять контуров естественной циркуляции.
1-й контур (по кипятильным трубам). Котловая вода из верхнего барабана 1 опускается в нижний барабан 2 по кипятильным трубам 4 конвективного пучка, расположенным во втором газоходе – в области более низких температур топочных газов. Образующаяся пароводяная смесь (ПВС) поднимается в верхний барабан по кипятильным трубам 3, расположенным в первом газоходе.
2-й контур (по фронтовому экрану) – котловая вода из верхнего барабана 1 по четырем опускным трубам 7 подводится к фронтовому коллектору 8, распределяется по нему, а образующаяся ПВС по экранным трубам 6, установленным в топке, поднимается в верхний барабан.
3-й контур (по заднему экрану топки) – котловая вода из нижнего барабана 2 по перепускным трубам 11 подводится к нижнему коллектору 10, распределяется по нему, а образующаяся ПВС по задним трубам 9, установленным в топке, поднимается в верхний барабан.
4-й контур (по левому боковому топочному экрану) – котловая вода из верхнего барабана 1 по опускной трубе 15 подводится к нижнему коллектору 13 левого бокового экрана; к коллектору 13 подводится также вода из нижнего барабана 2, по перепускным трубам 14, после чего вода распределяется по коллектору, а образующаяся ПВС по трубам 12 левого бокового экрана, расположенным в топке, поднимается в верхний барабан.
5-й контур (по правому боковому экрану топки 16) – осуществляется аналогично левому боковому топочному экрану.
Вода и пароводяная смесь (ПВС) из всех контуров циркуляции поднимается в верхний барабан, где в паросепарационных устройствах 24 отделяется пар, а вода смешивается с котловой водой и процесс циркуляций повторяется. После паросепарационных устройств полученный сухой насыщенный пар идет к потребителю по паропроводу 25 .
Рис.1. Принципиальная схема теплогенератора ДКВР-10-13-250 ГМ:
1, 2 – верхний и нижний барабаны; 3, 4 – кипятильные трубы первого и второго газохода; 5 – чугунная перегородка; 6 – фронтовой экран топки; 7, 8 – опускные трубы и коллектор фронтового экрана; 9 – задний экран; 10, 11 – коллектор и перепускные трубы заднего топочного экрана; 12 – левый боковой экран топки; 13, 14 – коллектор и перепускные трубы левого бокового экрана; 15 – опускные трубы бокового топочного экрана; 16 – правый боковой экран топки; 17 – горелки; 18, 20 – шамотные перегородки; 19 – камера догорания; 21 – торкрет; 22 – обмуровка; 23 – питательная линия; 24 – паросепарационные устройства; 25 – паропровод; 26 – пароперегреватель; 27 – водоуказательное стекло; 28 – предохранительный клапан; 29 – термометр; 30 – манометр; 31 – трубопровод периодической продувки.
2.3. Горелочные устройства.
На котлах ДКВР наибольшее распространение получили короткофакельные газомазутные горелки ГМГ и их модернизированный вариант ГМГм, устройство которой показана на рис. 2. Горелка ГМГм отличается от ГМГ устройством газового насадка, имеющего два ряда газовыпускных отверстий, направленных под углом 90° друг к другу, которые закручивают поток первичного и вторичного воздуха, что обеспечивает снижение коэффициента избытка воздуха до 1,05, повышение КПД котла на 1%, а также улучшает его эксплуатационные показатели. Площадь сечения трубопровода вторичного воздуха принимается в 1,5-2 раза больше площади сечения патрубка первичного воздуха горелки. Горелки ГМГм состоят из газовоздушной части 1, паромеханической форсунки 6, лопаточных завихрителей первичного 5 и вторичного 2 воздуха, монтажной плиты 3 со стаканом 7 для установки запально-защитного устройства и заглушки для закрывания форсуночного канала при снятии форсунки. Закрутка воздуха в горелке обоими регистрами производится в одну сторону. В качестве стабилизатора пламени используется конический керамический туннель 4.
Зажигание горелки производят при закрытых воздушных шиберах: плавно открывают запорное устройство на газопроводе, после воспламенения газа - шибер первичного воздуха, а затем с помощью шибера вторичного воздуха и регулирующего устройства на газопроводе устанавливают заданный режим. Во избежание отрыва факела при пуске тепловая мощность горелки не должна превышать 25-50 % от номинальной, а давление газа должно быть больше давления вторичного воздуха. При работе горелки на газе мазутную форсунку удаляют и торцевое отверстие канала закрывают заглушкой.
Рис.2. Устройство газомазутной горелки ГМГм:
а – горелка в сборе; б – мазутная форсунка в отдельности;
1 – канал подачи газа и первичного воздуха; 2 - лопаточный завихритель вторичного воздуха; 3 - монтажная плита; 4 – конический керамический туннель; 5 - лопаточный завихритель первичного воздуха; 6 – паромеханическая форсунка; 7 – стакан на монтажной плите для установки запального защитного устройства (ЗЗУ); 8 – шайба распределительная с отверстиями; 9, 10 – завихрители топливный и паровой; 11 – накидная гайка распыляющей головки мазутной форсунки.
3. Расчётная часть
3.1. Состав топлива, конструктивные характеристики
теплогенератора и параметры теплоносителя.
Газопровод – «Коробки - Волгоград»
Таблица 1
Состав газа, % по объёму |
|
||||||||
92,8 |
3,9 |
1,1 |
0,4 |
0,1 |
37,31 |
9,51 |
1,02 |
7,54 |
2,13 |
Конструктивные характеристики котла ДКВР–10–13
Таблица 2
Параметры |
ДКВР–10–13 |
1 |
2 |
Паропроизводительность, т/ч |
10 |
Давление пара на выходе из котла, Мпа |
1,4 |
Объём топки, м³ |
35,7 |
Поверхность стен топки, м³ |
84,8 |
Площадь радиационной поверхности нагрева, м² |
47,9 |
Площадь поверхности нагрева конвективных пучков, м² |
230 |
Поперечный шаг труб, мм |
110 |
Продольный шаг труб, мм |
100 |
Площадь живого сечения для прохода топочных газов, м² |
1,28 |
Число рядов труб по ходу продуктов сгорания |
22 |
Тип горелки |
ГМГ- 5 |
3.2. Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания воздуха.
Энтальпия трехатомных газов ; азота ; водяных паров ; избыточного воздуха , кДж/м3, вычисляем по формулам:
(1)
(2)
(3)
(4)
где – теоретический объем воздуха, м3/кг, м3/м3;
– теоретические объемы продуктов сгорания трехатомных газов, азота, водяных паров;
– энтальпия 1 м3 воздуха, трехатомного газа, азота и водяных паров; выбираются по таблице П3, кДж/м3, кДж/кг.
Энтальпия продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха (кДж/м, кДж/кг) вычисляются суммированием:
(5)
Результаты расчета энтальпий продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводятся в таблицу 4.
По результатам таблицы 4 строится диаграмма продуктов сгорания. Данные таблицы 3 и диаграмма позволяют в следующих расчетах по температуре топочных газов определять их энтальпию или, наоборот, по энтальпии продуктов сгорания – их температуру.
Объемы продуктов сгорания Таблица 3.
Параметр и размерность |
Расчетная формула |
Теоретические объемы, м3/м3: V0=9,51, VRO2=1,02, V0N2=7,54, V0H2O=2,13 | ||
Поверхность нагрева | ||||
топка |
газоход |
экономайзер | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
1. Присосы воздуха |
Δα |
- |
0,15 |
0,1 |
2. Коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева |
αi=αT+ΣΔα |
αT=1,1 |
αГ=1,1+0,15= 1,25 |
αэк=1,25+0,1= 1,35 |
3. Средний коэффициент избытка воздуха |
αср=0,5(α'+α") |
αT=1,1 |
0,5(αТ+αГ)=0,5(1,1+1,25)= =1,175 |
0,5(αГ+αэк)=0,5(1,25+ +1,35)=1,3 |
4.Действительный объем |
VH2O=V0H2O+ +0,0161(αср- -1)V0 |
2,13 +0,0161(1,1- -1)9,51 =2,15 |
2,13+0,0161(1,175-1)9,51=2,16 |
2,13+0,0161(1,3- -1)9,51=2,18 |
Окончание таблицы 3.
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
5.Действительный суммарный объем продуктов сгорания, м3/кг; м3/м3 |
VГ=VRO2+ +V0N+VH2O+ +(αср-1)V0 |
1,02+7,54+2,15+(1,1- -1)∙9,51=11,64 |
1,02+7,54+2,16+(1,175- -1)9,51=12,38 |
1,02+7,54+2,18+(1,3- -1)9,51=13,59 |
6. Объемная доля трехатомных газов |
rRO2=VRO2/VГ |
1,02/11,66= 0,09 |
1,02/12,38= 0,08 |
1,02/13,59=0,075 |
7. Объемная доля водяных паров |
rH2O=VH2O/VГ |
2,15/11,66= 0,184 |
2,16/12,38= 0,175 |
2,18/13,59=0,16 |
8. Суммарная объемная доля трехатомных газов и водяных паров |
rn=rRO2+rH2O |
0,09+0,184= 0,274 |
0,08+0,175= 0,255 |
0,075+0,16=0,235 |
Энтальпия продуктов сгорания I=f(ζ), кДж/м3 или кДж/кг. Таблица 4.
Поверхность нагрева |
Температура газов, оС |
Энтальпия газов | ||||
IRO2 |
I0N2 |
I0H2O |
ΔIв |
IГ | ||
Топка, αT=1,1 |
2000 |
1,02∙4859=4956,2 |
7,54∙2973=22416,4 |
2,13∙3939=8390,1 |
(1,1-1)9,51∙3074=2923,4 |
38686,1 |
1500 |
1,02∙3515=3585,3 |
7,54∙2171=16369,3 |
2,13∙2789=5940,6 |
(1,1-1)9,51∙2247=2136,9 |
28032,1 | |
1000 |
1,02∙2209=2253,2 |
7,54∙1398=10540,9 |
2,13∙1729=3682,8 |
(1,1-1)9,51∙1440=1369,4 |
17846,3 | |
800 |
1,02∙1709=1743,2 |
7,54∙1096=8263,8 |
2,13∙1340=2854,2 |
(1,1-1)9,51∙1134=1078,4 |
13939,6 | |
Конвективные пучки, газоходы, αГ=1,25 |
900 |
1,02∙1957=1996,1 |
7,54∙1247=9402,4 |
2,13∙1529=3256,8 |
(1,25-1)9,51∙1285=3055,1 |
17710,4 |
800 |
1,02∙1709=1743,2 |
7,54∙1096=8263,8 |
2,13∙1340=2854,2 |
(1,25-1)9,51∙1134=2696,1 |
15557,3 | |
500 |
1,02∙999= 1019 |
7,54∙665=5014,1 |
2,13∙797=1697,6 |
(1,25-1)9,51∙686= 1631 |
9361,7 | |
200 |
1,02∙359= 366,2 |
7,54∙261=1967,9 |
2,13∙305=649,7 |
(1,25-1)9,91∙267= 634,8 |
3618,6 | |
Водяной экономайзер, αэк=1,35 |
300 |
1,02∙561= 572,2 |
7,54∙393=2963,2 |
2,13∙464=988,3 |
(1,35-1)9,51∙404= 1344,7 |
5868,4 |
200 |
1,02∙359= 366,2 |
7,54∙261=1967,9 |
2,13∙305=649,7 |
(1,35-1)9,51∙267= 888,7 |
3872,5 | |
100 |
1,02∙170= 173,4 |
7,54∙130=980,2 |
2,13∙151=321,6 |
(1,35-1)9,51∙133= 442,7 |
1917,9 | |
3.3 Тепловой баланс и расход топлива
Расход сжигаемого топлива должен обеспечивать получение необходимого количества полезной теплоты, а также восполнение тепловых потерь, сопровождающих работу котельной установки. Полезно используемая теплота в котельной установке Q1 идет на подогрев воды. Соотношение, связывающее приход и расход теплоты в котле, носит название теплового баланса.
Тепловой баланс составляется на 1кг твердого или жидкого топлива либо на 1 м3 газообразного топлива, или в % от введенной теплоты. В паровом теплогенераторе общее количество введенной в топку теплоты называется располагаемой теплотой – .
Тепловой баланс сводится в таблицу 5. В исходных данных и расчетах теплового баланса необходимо учитывать вид топлива, тип теплогенератора, параметры пара и т.д.
3.4. Расчет топочных камер
При расчете топки по чертежам или конструктивным данным необходимо определить:
– объем топочной камеры,
– степень ее экранирования,
– площадь поверхности стен,
– площадь радиационных поверхностей нагрева,
– конструктивные характеристики труб экранов.
Последовательность поверочного расчета топки:
- Предварительно задаются температурой продуктов сгорания на выходе из топочной камеры. Для промышленных паровых котлов рекомендуется принимать эту температуру, при сжигании газа – 950…1150 °С.
- Для принятой температуры энтальпия сгорания на выходе из топки определяется по диаграмме I - J.
- Вычисляются коэффициенты и параметры топочной камеры:
• коэффициенты загрязнения и тепловой эффективности экранов;
• эффективная толщина излучающего слоя;
• суммарная поглощательная способность трехатомных газов и водяных паров;
• коэффициент ослабления лучей;
• степень черноты светящейся и несветящейся части факела;
• видимое теплонапряжение топочного объема;
• эффективная степень черноты факела;
• степень черноты топки;
• полезное тепловыделение в топке;
• теоретическая температура горения;
• средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания.
4) Вычисляется
действительная температура
5) Полученная
температура сравнивается с
Расчет сводится в таблицу 6.
3.5. Расчет конвективных поверхностей нагрева
Конвективные поверхности нагрева играют важную роль в процессе получения пара или горячей воды. В паровых котлах - это кипятильные трубы, расположенные в газоходах, трубы пароперегревателя и водяного экономайзера.
Продукты сгорания передают теплоту наружной поверхности труб за счет конвекции и лучеиспускания, затем это же количество теплоты проходит через металлическую стенку, после чего теплота от внутренней поверхности труб передается воде и пару.
При расчете используются уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса, а расчет выполняется для 1 м3 газа при нормальных условиях.
Для парового котла расчет выполняется для каждого (или общего) газохода
Последовательность расчета:
- Определяются конструктивные характеристики.
- Предварительно принимаются два значения температур продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева.
- По уравнению теплового баланса определяется количество теплоты в кипятильном пучке парового котла - Qк. Затем вычисляют средний температурный напор и подсчитывают среднюю скорость продуктов сгорания.
- По номограммам определяют коэффициент теплоотдачи конвекцией и излучением, вычисляется коэффициент теплопередачи и тепловосприятия поверхностью нагрева - QT.
- Расчеты конвективных поверхностей нагрева сводят в таблицу 7.
3.7.Расчет невязки теплового баланса
Тепловой расчет парового котельного агрегата заканчивается определением относительной погрешности невязки теплового баланса. При правильном расчете относительная погрешность невязки не должна превышать 0,5 % , при этом должно выполняться условие: ±0,5 %.
Расчет невязки теплового баланса сводится в таблицу 9.
5. Литература
- Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности, 1989 г;
- Фокин В.М., Тепловой расчет теплогенератора: учебное пособие – Волгоград: ВолгГАСА, 2000 г;
- Фокин В.М., Эксплуатация теплогенерирующих установок: учебное пособие – Волгоград: ВолгГАСА, 1999г:
- Фокин В.М., Котельные агрегаты: учебное пособие – Волгоград: ВолгГАСА, 1997г.
- Фокин В. М., Тепловые
схемы котельных: учебное пособие – Волгоград:
ВолгГАСА,1998г