Учебное пособие 371

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 котлоагрега-

тов [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

спостроением 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) - αт =0,1; для камерной топки (газ, мазут) - αт =0,05;

для газоходов конвективных поверхностей нагрева: первый кипятильный пучок – 1кп 0,05;

4

второй кипятильный пучок – 2кп 0,1; пароперегреватель – αпп =0,03; чугунный экономайзер – αэк =0,1;

воздухоподогреватель трубчатый – αвп =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 стра-

нице 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

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 Iв0 и продуктов сгорания Iг0 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

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:

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:

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

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; Ар - зольность топлива. Теплопроизводительность котлоагрегата определяется по формуле:

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

Фактический расход топлива на котел меньше за счет механического недожога:

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 вели-

7

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:

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

Fст

Степень экранирования топочной камеры Y:

для камерной топки Y Нл ;

Fст

для слоевой топки Y Hл .

Fст Rзг

Параметр ρ, учитывающий влияние слоя горящего (твердого) топлива на излучение, определяется по формуле

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

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 уравне-

нию

где - коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия вследст-

8

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 темпе-

ратуры газов на выходе топочной камеры tт'' , которая может быть решена графически по номограмме [5, с. 106] или по формуле

где ta – адиабатическая температура горения, которая определяется по It- диаграмме в соответствии с величиной полезного тепловыделения в топке Qт , определяемого по формуле

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'' пр = 900 – 1000 °С, для антрацита –

tт'' пр = 1100 °С, для газа и мазута – tт'' пр = 1050 – 1 150 °С. Расчет проводится

где аф - эффективная степень черноты факела, которая определяется по уравнению

где m - коэффициент, учитывающий степень светимости пламени и зави-

9