Тепловая работа парогенератора реферат
Обновлено: 02.07.2024
Пояснительная записка к курсовому проекту: 46 с., 5 рис., 23 табл.Графическая часть содержит 1 лист формата А0 и А1.
Объектом исследования является парогенератор К-50-40-1. Тепловой расчет парового котла может быть конструктивным и поверочным. Задача конструктивного теплового расчета котла заключается в выборе компоновки поверхностей нагрева в газоходах котла, определении размеров радиационных и конвективных поверхностей нагрева, обеспечивающих номинальную паропроизводительность котла при заданных номинальных параметрах пара, надежность и экономичность его работы. При этом обеспечение надежности работы поверхностей нагрева предполагает получение расчетных тепловых характеристик, исключающих увеличение максимальной температуры стенки сверх допустимого значения по условиям прочности, а на экономичность работы котла определяющее влияние оказывают температура уходящих газов и присосы холодного воздуха в газовый тракт.
Выполнение конструктивного теплового расчета производится на основании исходных данных: тип парового котла (барабанный или прямоточный, его заводская маркировка), номинальную паропроизводительность и параметры перегретого пара, месторождение и марку энергетического топлива, способ сжигания твердого топлива (с твердым или жидким удалением шлаков), температуру питательной воды, поступающей в котел после регенеративного подогрева. Кроме указанных могут быть заданы и другие характеристики, например непрерывная продувка, доля рециркуляции газов в топку, работа котла под наддувом или при разряжении в газовом тракте и др.
Задание не поверочный расчет включает в себя практически те же исходные данные, что и при конструктивном расчете, и дополнительно – конструктивные данные поверхностей котла. Поэтому расчету предшествует определение по чертежам геометрических характеристик поверхностей (диаметров и шагов труб, числа рядов труб, размеров проходных сечений для газов и рабочей среды, габаритных размеров газоходов и поверхностей нагрева и т.д.).
При поверочном расчете котла, так же как при конструктивном, вначале определяют объемы и энтальпии воздуха и продуктов сгорания, КПД и расход топлива, а затем выполняют расчет теплообмена в топочной камере и других поверхностях в последовательности, соответствующей их расположению по ходу газов.
КОТЕЛ, ПАР, ТОПЛИВО, ТЕПЛОТА, КПД, ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЬ, ЭКОНОМАЙЗЕР, ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЬ.
1. Общее описание котлоагрегата и вспомогательного оборудования
2. Расчет топлива
2.1 Характеристики топлива
2.2 Теплота сгорания смеси топлив.
2.3 Объёмы воздуха и продуктов сгорания
2.4 Энтальпии воздуха и продуктов сгорания.
3. Расчет теплового баланса парогенератора и расход топлива
4. Расчет теплообмена в топке
5. Расчет фестона
6. Расчет пароперегревателя
7. Расчет хвостовых поверхностей нагрева
8. Расчет невязки теплового баланса парогенератора
Паровой котел – это основной агрегат тепловой электростанции (ТЭС). Рабочим телом в нем для получения пара является вода, а теплоносителем служат продукты горения различных органических топлив. Необходимая тепловая мощность парового котла определяется его паропроизводительностью при обеспечении установленных температуры и рабочего давления перегретого пара. При этом в топке котла сжигается расчетное количество топлива.
Номинальной паропроизводительностью называется наибольшая производительность по пару, которую котел должен обеспечить в длительной эксплуатации при номинальных параметрах пара и питательной воды с допускаемыми по ГОСТ отклонениями от этих величин.
Номинальное давление пара – наибольшее давление пара, которое должно обеспечиваться непосредственно за пароперегревателем котла.
Номинальные температуры пара высокого давления (свежего пара) и пара промежуточного перегрева (вторично-перегретого пара) – температуры пара, которые должны обеспечиваться непосредственно за пароперегревателем с допускаемыми по ГОСТ отклонениями при поддержании номинальных давлений пара, температуры питательной воды и паропроизводительности.
Номинальная температура питательной воды – температура воды перед входом в экономайзер, принятая при проектировании котла для обеспечения номинальной паропроизводительности.
При изменении нагрузки котла номинальные температуры пара (свежего и вторично перегретого) и, как правило, давление должны сохраняться (в заданном диапазоне нагрузок), а остальные параметры будут изменяться.
Оборудование котельной установки условно разделяют на основное (собственно котел) и вспомогательное. Вспомогательными называют оборудование и устройства для подачи топлива, питательной воды и воздуха, для удаления продуктов сгорания, очистки дымовых газов, удаления золы и шлака, паропроводы, водопроводы и др.
Современный котел оснащается системами автоматизации, обеспечивающими надежность и безопасность его работы, рациональное использование топлива, поддержание требуемой производительности и параметров пара, повышение производительности труда персонала и улучшение условий его работы, защиту окружающей среды от вредных выбросов.
1. Общее описание котлоагрегата и вспомогательного оборудования
Топочная камера обьемом 144 м полностью экранирована трубами 60ґ3мм, расположенными с шагом 70 мм. Трубы фронтового и заднего экранов образуют под топки. Экраны разделены на восемь самостоятельных циркуляционных контуров.
На боковых стенах топочной камеры размещены по три основные газомазутные горелки, с фронта – две дополнительные. В барабане находится чистый отсек первой ступени испарения с внутрибарабанными циклонами. Вторая ступень вынесена в выносные циклоны Ш 377 мм.
Пароперегреватель – конвективный, горизонтального типа, змеевиковый, двухступенчатый, с шахматным расположением труб Ж 32ґ3 мм и поперечным шагом 75 мм.
Экономайзер – стальной, гладкотрубный, змеевиковый, кипящего типа, двухблочный, с шахматным расположением труб Ж 28ґ3 мм. Продольный шаг – 50 мм, поперечный – 70 мм.
Воздухоподогреватель - стальной, трубчатый, одноступенчатый, трехходовый, с шахматным расположением труб 40ґ1,5мм. Поперечный шаг труб - 60 мм, продольный – 42 мм.
Технические и основные конструктивные характеристики парогенератора приведены в аннотации.
Исходные данные представлены в таблице 1и 1.1
Таблица 1. Исходные данные.
2. Расчёт топлива
2.1 Характеристики топлива
Расчётные характеристики для заданных видов топлива предоставлены в таблицах 2.1 и 2.2
Тепловая энергия является одним из основных видов энергии, необходимых для обеспечения жизнедеятельности человека. Тепловую энергию в основном используют для получения электрической энергии, для технологических нужд предприятий различного назначения, для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.
Комплексы устройств, производящих тепловую энергию и обеспечивающих ее доставку потребителю в виде водяного пара или горячей воды, называют системами теплоснабжения.
Пар в промышленности, сельском и коммунальном хозяйстве применяют для технологических нужд, вентиляционных установок, в сушилках, для отопления производственных и жилых помещений, а также для нагрева воды, используемой в производстве и для бытовых нужд.
Системы теплоснабжения являются важнейшей составляющей энергетического хозяйства страны. Важнейшим звеном единой системы энерготеплоснабжения служат котельные (теплогенерирующие) установки – совокупность узлов и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара или горячей воды. В качестве первичных источников энергии для теплогенерирующих установок используют органическое и ядерное топливо, солнечную и геотермальную энергию, горючие и тепловые отходы промышленных предприятий. По своему агрегатному состоянию все виды органического топлива разделяют на твердое, жидкое и газообразное. Основной вид газообразного топлива – природный газ, доля потребления которого в общей структуре потребления топлива котельными установками достигает в настоящее время 55% и имеет тенденцию к сохранению этого значения на достаточно длительную перспективу. Поэтому эффективное использование этого важнейшего источника теплоты в теплогенерирующих установках является важной составной частью крупнейшей народнохозяйственной задачи по экономии топливно-энергетических ресурсов.
Природный газ, являясь универсальным и экономичным видом топлива, способствует повышению производительности труда, улучшению производственного комфорта, созданию нового высокоэффективного оборудования и технологических процессов, снижению удельных расходов топлива. Квалифицированное сжигание газа защищает от загрязнения воздушный бассейн промышленных объектов и населенных пунктов.
Снижение удельных расходов газа на единицу конечной продукции достигается применением новых технологических процессов и более экономичного оборудования.
Газифицированные котельные агрегаты, использующие современные конструкции газогорелочных устройств, наиболее рационально сжигающих газ, автоматизация процессов горения способствуют обеспечению энергосбережения.
2.0. Технологическая часть.
2.1. Краткое описание парогенератора ДЕ-10-14 ГМ.
Газомазутные вертикально-водотрубные паровые котлы типа ДЕ-10т/ч предназначены для выработки насыщенного и слабоперегретого пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Топочная камера котлов размещается с боку от конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Ширина топочной камеры по осям боковых экранных труб одинакова для всех котлов – 1790мм.
Основными составными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок, фронтовой, боковой и задний экраны, образующие топочную камеру.
Трубы парового бокового экрана, образующего также пол и потолок топочной камеры, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны. Концы труб заднего экрана приваривают к верхнему и нижнему коллекторам диаметром 159х6мм. Трубы фронтового экрана котлов паропроизводительностью 10 т/ч приварены к коллекторам диаметром 159х6мм.
В водяном пространстве верхнего барабана находится питательная труба и труба для ввода фосфатов, в паровом объеме – сепарационные устройства. В нижнем барабане размещают перфорированные трубы для продувки, устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды.
На котле предусмотрена непрерывная продувка из нижнего барабана и периодическая – из нижнего коллектора заднего экрана, если задний экран имеет коллектор, если нет – периодическая продувка совмещена с непрерывной, осуществляемой из фронтового днища нижнего барабана.
Котел выполнен с одноступенчатой схемой испарения. Опускным звеном циркуляционных контуров являются последние по ходу газов наименее обогреваемые ряды труб конвективного пучка.
Конвективный пучок от топочной камеры отделен газоплотной перегородкой (левым топочным экраном), в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Перегородка выполнена из вплотную поставленных (S=55 мм) и сваренных между собой труб диаметром 51х2,5 мм. При вводе в барабаны трубы разводятся в два ряда. Места разводки уплотняют металлическими проставками и шамотобетоном.
Конвективный пучок образован коридорно расположенными вертикальными трубами диаметром 51х2,5 мм, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Шаг труб вдоль барабана 90 мм, поперечный 110 мм. Для поддержания необходимого уровня скоростей газов в конвективных пучках котлов устанавливают продольные чугунные или ступенчатые стальные перегородки. Выход дымовых газов из котлов осуществляется через окно, расположенное на задней стенки котла.
Все типоразмеры котлов имеют одинаковую циркуляционную схему. Контуры заднего экрана всех котлов и фронтового экрана котлов соединяют с барабаном через промежуточные коллекторы: нижний – раздающий (горизонтальный) и верхний – собирающий (наклонный). Концы промежуточных коллекторов со стороны, противоположенной барабанам, объединены необогреваемой рециркуляционной трубой диаметром 76х3,5 мм.
В качестве первичных сепарационных устройств 1-й ступени испарения используют установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств 1-й ступени котла используют горизонтальный жалюзийный сепаратор и дырчатый лист.
Пароперегреватель котлов выполнен змеевиковым из труб диаметром 32х3 мм. Плотное экранирование боковых стен, потолка и пола топочной камеры позволяет на котлах применить легкую изоляцию в два-три слоя изоляционных плит общей толщиной 15-20 мм. Обмуровку фронтовой и задней стенок выполняют по типу облегченной обмуровки: кирпич шамотный толщиной 65 мм и изоляционные плиты общей толщиной 100 мм.
Каждый котел ДЕ снабжен двумя пружинными предохранительными клапанами, один из которых является контрольный. На котлах без пароперегревателя оба клапана устанавливают на верхнем барабане котла, и любой из них может быть выбран как контрольным. На котлах с пароперегревателем контрольным клапаном является клапан выходного коллектора перегревателя.
С понижением давления в котлах до 0,7 МПа изменений в комплектации котлов экономайзерами не требуется, так как подогрев воды в питательных экономайзерах до температуры насыщения пара в котле составляет более 200С, что удовлетворяет требованиям правил Госгортехнадзора России.
Средний срок службы котлов между капитальными ремонтами при числе часов использования установленной мощности 2500 – 3 года, средний срок службы до списания – 20 лет.
2.2. Характеристика топлива.
Газ – высококачественное топливо, обладающее целым рядом преимуществ перед твердым топливом (отсутствие золы, высокая теплота сгорания, удобство транспортирования и сжигания, возможность автоматизации рабочих процессов). Температура факела при сжигании газа выше, чем при сжигании твердого топлива, а это приводит к повышению теплоотдачи в топке, позволяет уменьшить коэффициент избытка воздуха и снизить температуру уходящих газов и продуктов сгорания на выходе из топки и повысить КПД котла.
КПД котла на газообразном топливе при рабочих равных условиях выше КПД котла на твердом топливе на величину потерь теплоты от механической неполноты сгорания, т.е. без каких-либо затрат он может быть повышен на 3 – 10 %.
Газообразное топливо делится на природное и искусственное и представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащую некоторое количество водяных паров, а иногда пыли и смолы. Под составом топлива понимают состав его сухой газообразной части.
Наиболее распространенное газообразное топливо – это природный газ, обладающий высокой теплотой сгорания. Основной природных газов является метан, содержание которого в газе 76,7 – 98% . Другие газообразные соединения углеводородов входят в состав газа от 0,1 до 4,5 %.
В состав горючих газов входят: водород Н2, метан СН4, другие углеводородные соединения СmНn, сероводород H2S и негорючие газы, двуокись углерода СО2, кислород О2, азот N2 и незначительное количество водяных паров Н2О. Индексы m и n при С и Н характеризуют соединения различных углеводородов.
Состав газообразного топлива (в процентах по объему):
СО+ Н2+СmНn+ H2S+ СО2+ О2+ N2=100%.
Негорючую часть – балласт – составляет азот и двуокись углерода СО2.
Состав влажного газообразного топлива (в процентах по объему):
СО+ Н2+СmНn+ H2S+ СО2+ О2+ N2+ Н2О =100%.
Теплота сгорания 1м3 сухого природного газа при нормальных условиях для большинства отечественных месторождений составляет 33,29 35,87 МДж/м3 (7946 – 8560 ккал/м3).
Характеристика газообразного топлива газопровода Гоголево – Полтава:
С5 Н12 и более тяжелые равны 0.
Низкая теплота сгорания сухого газа:
Плотность при 00С и 760 мм рт.ст.:
2.3. Выбор топочного устройства.
Камерные топки представляют собой устройства, в которых топливо горит в объеме топочной камеры в виде факела. В зависимости от вида топлива они бывают: пылеугольные и топки для сжигания жидкого и газообразного топлива.
В топках промышленных парогенераторов и водогрейных котлов главным образом используется природный газ. Подготовка газа к его сжиганию производится в газогорелочном устройстве. Газогорелочные устройства в зависимости от способа перемещения в них газа с воздухом принято разделять на горелки полного предварительного смешивания, диффузионные и частичного предварительного смешивания. В горелках полного предварительного смешивания газ и воздух перед поступлением в топку предварительно полностью перемешивается в необходимых для горения количествах и после этого готовая газовоздушная смесь поступает в топку. В диффузионных горелках газ и воздух в необходимых для горения количествах раздельно подаются в топку и процесс перемешивания их протекает одновременно с процессом горения. В горелках частичного предварительного смешивания только часть воздуха, необходимого для горения, перемешивается с газом, а остальной подается непосредственно в топочную камеру как встречный.
Способ перемешивания газа с воздухом для горения, оказывает существенное влияние на устойчивость фронта пламени и характер факела, выдаваемого горелкой. Под устойчивостью фронта пламени понимают процесс, при котором обеспечивается непрерывное и самопроизвольное воспламенение новых порций газовоздушной смеси, выходящей из горелок. Характер факела, выдаваемого горелками полного предварительного смешивания, заметно отличается от факела диффузионных горелок. При горении газовоздушной смеси протекает сравнительно кроткопламенный процесс с образованием лучепрозрачных продуктов сгорания.
К газовым горелкам предъявляется ряд требований: простота и дешевизна конструкций, широкий диапазон устойчивой и экономичной работы, возможность сжигания газа с низким коэффициентом избытка воздуха α, без потерь тепла от химического пережога q3, приемлемая длина факела, отсутствие шума, удобство обслуживания, простота автоматики.
Надежная и экономичная работа парогенераторов зависит от правильного выбора и компоновки горелочных устройств. Работа горелочных устройств рассматривается в зависимости от конструкции топочной камеры мощности котлоагрегата.
На парогенераторе ДЕ – 10 – 14 ГМ устанавливаем горелки с предварительной газификацией топлива. ГМП – газомазутная предварительного смешивания. Применяется при резервном жидком топливе, является комбинированной газомазутной горелкой. Газовая часть состоит из газовыпускных отверстий, расположенных на торцевой части газового ствола. ГМП бывают: вихревые, с паромеханическими форсунками – состоит из паромеханической форсунки и двухзонного направляющего аппарата и газовой камеры с выпускными отверстиями. Регулирование мощности производится изменением давления перед форсункой. Конструкции горелок отличаются друг от друга типом воздухонаправляющего устройства. Цифра в шифре горелки указывает ее полезную теплопроизводительность.
2.4. Обоснование выбранной температуры уходящих газов.
Выбор температуры уходящих газов производится на основании технико-экономического расчета по условию оптимального использования топлива и расхода металла на хвостовые поверхности нагрева. Во избежание низкой температурной коррозии при температурах металла ниже температуры точки росы, приходится выбирать повышенные температуры уходящих газов. По сравнению с экономичной выгодой или принимать специальные меры по защите воздухоподогревателя температура металлической стенки следует принимать на 100 выше температуры точки росы.
Для парогенераторов низкого давления с хвостовыми поверхностями нагрева температуру уходящих газов следует принимать в зависимости от топлива используемого в котлоагрегате. При сжигании природного рекомендуемая температура уходящих газов от 1200 до 1300С. Выбираем температуру уходящих газов 1200.
2.5.Выбор хвостовых поверхностей нагрева.
Водяной экономайзер служит для нагрева питательной воды за счет тепла уходящих газов. Он состоит из труб небольшого диаметра и по его этому поверхность их нагрева является недорогой и компактной. Водяной экономайзер устанавливается двух видов: чугунный и стальной. К установки принимаем чугунный экономайзер, т.к. они применяются в котлах средней и большой мощности на Ризб = 1,4 МПа. Чугунные экономайзеры собираются на месте монтажа из ребристых труб и деталей. Трубы изготавливаются двух размеров: 2м и 3м. в горизонтальном ряду устанавливаются от 2 до 9 труб. Блоки устанавливаются одноколенные и двухколенные. Несколько горизонтальных рядов труб (до 8) образуют группы, которые компонуют одну колонну или две раздельные металлической перегородкой. Температура нагрева воды на выходе из экономайзера должна быть ниже температуры насыщения при данном давлении, не менее чем на 200 С, во избежание парообразования в экономайзере и гидравлического удара между пролетами предусматривают разрыв высотой 550-600 мм, для помещения оборудованных устройств, осмотра и ремонта экономайзера. Для нагрева питательной и питьевой воды.
Выбор температуры уходящих газов. В практических условиях не всегда удается выбрать нам выгодную температуру уходящих газов на основе сопоставления различных вариантов. Тогда остается один путь задаться этой температурой.
Для котельных агрегатов с Д меньше либо равно 12 т/ч, оборудование хвостовой поверхности нагрева, температуру уходящих газов при сжигании природного газа tух.г. = 1700С.
Парогенераторы АЭС с реакторами, охлаждаемыми водой, вырабатывают насыщенный пар. Требование поддержания высокой частоты теплоносителя обусловливает выполнение поверхностей теплообмена таких парогенераторов из аустенитной нержавеющей стали с электрополированными поверхностями. Трубы из такой стали промышленностью выпускаются длиной до 14 метров.
Такие ограничения, стоявшие перед проектировщиками и конструкторами, в какой-то мере даже способствовали созданию наиболее оптимальной конструкции ПГ для АЭС с ВВЭР: однокорпусного с погруженной поверхностью теплообмена, с естественной циркуляцией рабочего тела. В течениепоследующего двадцатилетия с переходом на более высокие единичные мощности агрегатов созданная конструкция ПГ принципиальных изменений не претерпела. Однако осуществлялись весьма серъезное усовершенствование ее узлов и рационализация протекания процессов генерации пара. Практика показывает, что даже для условий больших мощностей реактора ВВЭР-1000ПГ погруженной поверхностью теплообмена обеспечивает требуемую производительность.
Данная расчетно- пояснительная записка включает в себя расчет тепловой схемы парогенератора ПГВ-1000 с построением диаграмм t-Q, тепловой и гидродинамический расчеты.
1. Исходные данные для шифра 149 02 представлены в таблице 1
| №№ | Размерность | Значение | |
| 1 | Расход воды первого контура через парогенератор | т/ч ´ 10 3 | 18 |
| 2 | Температура воды первого контура на входе в ПГ | ° C | 318 |
| 3 | Температура воды первого контура на выходе из ПГ | ° C | 291 |
| 4 | Давление воды первого контура | МПа | 15.7 |
| 5 | Давление воды первого контура | Мпа | 3,0 |
| 6 | Температура питательной воды | ° C | 225 |
| 7 | Величина продувки | % | 1.0 |
| 8 | Типоразмер труб поверхности теплообмена | мм | 16х1.5 |
| 9 | Материал труб поверхности теплообмена | Сталь ОХ18Н10Т |
В выбранной конструкционной схеме питательная вода через коллектор питательной воды и систему раздающих труб подается на горячую сторону теплопередающей поверхности. Здесь она смешивается с котловой водой парогенератора и нагревается до температуры насыщения ts.
Подача питательной воды на горячую сторону парогенератора служит выравнивания паровых нагрузок по площади зеркала испарения.
Получение сухого насыщенного пара осуществляется в жалюзийном сепараторе.
1. Определяем тепловую мощность ПГ.
QПГ=G1*(i1'-i1'')* h ,
где: i1', i1'' - энтальпия теплоносителя во входном (при t1'=318 ° C) и выходном (при t1''=291 ° C) сечениях соответственно.
Значения (при t1'=316 ° C) i1' и i1'' определяем из таблицы "Термодинамические и теплофизические свойства воды и водяного пара" /1/, при
h - КПД парогенератора, принимаем h =0,99.
2. Определяем паропроизводительность парогенератора (2-ой контур).
где: Д - паропроизводительность ПГ,
r - теплота парообразования,
ДПР - расход продувки.
По давлению 2-го контура при помощи таблицы "Термодинамические свойства воды и водяного пара в состоянии насыщения" /1/ определяем:
При P =3,0 Мпа, ts =233,84 С;
i2' = 1,008 *10 6 Дж/кг;
r =1,794 *10 6 Дж/кг;
По таблице определяем энтальпию питательной воды:
iПВ=9,67 *10 5 Дж/кг
Принимаем величину продувки ПГ: ДПР = 0,01 Д.
Д= QПГ/ ( (i2'-iПВ)*1,02+r) =
7,029 *10 5 / (1,008*(1,24-0,967)*10 3 +1,794 *10 3) =7,029 *10 5 /1,836*10 3= =383 кг/с.
3. Определяем больший и меньший температурные напоры.
D tм = t2'' - ts' = 291-234=57 ° C
Характерные пара изменения температуры вдоль поверхности нагрева представлены на t-Q диаграмме
2. Конструктивный расчет ПГ
Для изготовления коллекторов теплоносителя и корпуса парогенератора применяется сталь 10ГН2МФА, коллектора теплоносителя изнутри плакируются сталью ОХ18Н10Т. По заданию трубчатка ПГ выполняется из стали ОХ18Н10Т, труба 16х1,5.
Поверхность теплообмена состоит из U-образных горизонтальных змеевиков, скомпонованных в два U-образных пучка, имеющих по три вертикальных коридора для обеспечения циркуляции котловой воды. Концы змеевиков привариваются к плакировке коллекторов аргонодуговой сваркой и вальцуются взрывом на всю толщину стенки. Расположение отверстий в коллекторах для завальцовки труб шахматное.
Определим число труб теплопередающей поверхности.
Определим внутренний диаметр трубы:
dв=dн-2 d =16-2*1,5=13 мм.
Определим площадь сечения трубы:
Fтр = p *dн 2 /4=3,14*13 2 /4=1,33*10 -4 м 2
Зададимся скоростью теплоносителя на входе в трубчатку:
Определим расчетное число труб теплопередающей поверхности из уравнения сплошности потока:
Gвн =fвн*W1вх/ n 1',
где fвн= fтр*n,
n 1'=1,694*10 -3 м 3 /кг, тогда
n=(G* n 1')/( fтр* W1вх)=12736 шт.
3. Тепловой расчет ПГ
- Определим средний температурный напор воль поверхности нагрева:
D tб =84 ° C,
D tм =57 ° C,
D tб / D tм =1,4
Поскольку температурный напор и, следовательно, удельный тепловой поток, изменяются значительно, то коэффициент теплоотдачи от стенки к кипящей воде и коэффициент теплопередачи рассчитываются раздельно на границах участка. Коэффициент теплопередачи рассчитывается, как среднее арифметическое этих двух значений. Коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубы рассчитывается по средней температуре теплоносителя и принимается одинаковым для всего участка:
D tср =( D tб + D tм)/2 = (84+57)=70,5 ° C.
2.Определим коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубы.
2.1. Средняя температура теплоносителя на участке
t1ср =( D tср + D tср)/2=(318+291)/2=305 ° C.
2.2. Физические параметры воды при t1ср =305 ° C:
плотность r 1=799 кг/м 3 ,
коэффициент теплопроводности l 1 =0,531 Вт/(м*К),
вязкость m 1 =88,3 *10 -6 Па*с,
число Прандтля Pr=0,98,
удельный объем - u 1=1,425*10 -3 м 3 /кг.
2.3. Скорость теплоносителя
W1=(Gм * - u 1)/(Fтр * n)=4,19 м/с.
2.4. Число Рейнольдса
Re=( W1 * dвн)/( - u 1 * m 1)= (4,19 *0,013)/( 1,425*10 -3 * 88,3 *10 -6 )= =4,42 *10 5
2.5. Определяем средний для участка коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к трубе по формуле:
a 1=0,021*( l 1 /d)*Re 0,8 *Pr 0,43 =
=0,021*(0,53/0,013)*(4,42 *10 5 ) 0,8 *0,98 0,43 =
=2,73 *10 4 Вт/(м 2 *К).
2.6. Термическое сопротивление:
R1=1/ a 1=3.66 * 10 -5 (м 2 *К)/ Вт.
2.7. Температура стенки:
tст=t1 ср -(1/3)*( t1 ср - ts)=305-(1/3)*(305-224)=281 ° C.
2.8. Теплопроводность стали 12Х18Н10Т при tст=281 ° C
l ст =18,51 Вт/(м*К) (приложение IX учебника)
§ 1.3. ОБЩИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И ТИПЫ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС
Производство рабочего пара на АЭС осуществляется или в ядерных реакторах, или в специальных: теплообменных установках — ПГ.
В ядерных реакторах помимо теплофизических и физико-химических процессов, свойственных обычным теплообменным установкам, протекают и нейтронно-физические процессы, обусловливающие специфичность этих агрегатов и выделение их в особый класс теплообменных аппаратов.
В силу этого одновременное рассмотрение реакторных и парогенераторных установок АЭС в одном учебном курсе является нецелесообразным. Однако следует иметь в виду, что основные закономерности теплофизических и физико-химических процессов, протекающих в парогенераторах АЭС и в реакторах, охлаждаемых водным теплоносителем, во многом идентичны. Для реакторных установок необходим учет влияния на эти процессы весьма высоких тепловых нагрузок, более высоких скоростей теплоносителей и ионизирующего излучения.
Парогенератор АЭС представляет собой единичный теплообменный аппарат или их совокупность. В парогенераторах осуществляется производство рабочего пара с использованием тепла, отводимого из активной зоны реактора охлаждающей средой, направляемой в поверхности нагрева парогенератора. Этот агрегат наряду с ядерным реактором и паровой турбиной относится к основному оборудованию двухконтурной паротурбинной АЭС. В первый период развития ядерной энергетики парогенераторов были установлены и на нескольких одноконтурных АЭС в целях выявления их степени надежности и безопасности (рис. 1.3 и 1.4). Основные характеристики парогенераторов АЭС такие же, как и парогенератор ТЭС: паропроизводительность, параметры пара и температура питательной воды. Важным показателем качества пара является его чистота (т. е. содержание примесей), а для насыщенного пара и влажность. В общем случае парогенератор состоит из подогревательного (водяной экономайзер), паропроизводящего (испаритель) и перегревательного (пароперегреватель) элементов. Они могут быть совмещены в едином корпусе или же выполняться в виде самостоятельных теплообменников, включенных по охлаждающей реактор и нагреваемой в парогенераторах среде. Нагреваемая среда (вода, пароводяная смесь, пар) называется рабочим телом. Охлаждающая реактор среда называется первичным теплоносителем или просто теплоносителем. Движение рабочего тела в экономайзере и пароперегревателе однократное, принудительное. По способу организации рабочего тела в испарителе парогенератора делятся на две группы: с многократной циркуляцией и прямоточные.
Испарители с многократной циркуляцией в свою очередь разделяются на испарители с естественной циркуляцией и с многократной принудительной циркуляцией.
В соответствии с этим и парогенераторы в целом делятся на три типа: прямоточные, с естественной циркуляцией и с многократной принудительной циркуляцией.
Прямоточные парогенераторы характеризуются включением всех элементов в одну последовательную цепь с однократным принудительным движением в них рабочего тела за счет напора, создаваемого питательным насосом (см. рис. 3.9). Парогенераторы с естественной циркуляцией характеризуются многократным проходом воды через поверхность нагрева испарителя за счет естественного напора, возникающего из-за разности масс столбов жидкости, проходящей через опускную систему, и пароводяной смеси — через подъемную.
Испаритель является замкнутым контуром (см. рис. 3.18, а). Парогенераторы с многократной принудительной циркуляцией также имеют многократное движение воды в замкнутом контуре испарителя, но за счет напора, создаваемого циркуляционным насосом, включенным в опускную систему (см. рис. 3,18, б).
По виду первичного теплоносителя парогенераторы делятся на две группы: с жидкими теплоносителями и с газообразными. Движение теплоносителя принудительное. Показатель, характеризующий тепловую экономичность парогенераторов, — КПД. В парогенераторах имеет место только один вид потери тепла — в окружающую среду, но он невелик: 1—2 % тепловой мощности парогенератора.
§ 1.4. ТРЕБОВАНИЯ К ПАРОГЕНЕРАТОРАМ АЭС
Теплообменные аппараты широко применяются во многих отраслях промышленности: энергетике, химической и нефтеперерабатывающей промышленности и др.
Поэтому целесообразно рассмотреть требования, предъявляемые к парогенераторам АЭС, и определить соответствие существующих типов теплообменных аппаратов этим требованиям.
Основные требования к парогенераторам АЭС.
- Схема парогенератора и конструкция его элементов должны обеспечить необходимую производительность и заданные параметры пара при любых режимах работы АЭС. Выполнение этого требования предусматривает наиболее экономичную работу станции как при нормальной, так и при переменных нагрузках.
- Единичная мощность парогенератора должна быть максимально возможной при заданных условиях. Это требование связано с улучшением технико-экономических показателей при укрупнении мощности единичного агрегата.
- Все элементы парогенератора должны обладать безусловной надежностью и абсолютной безопасностью. Поверхность теплообмена в парогенераторах выполняется из большого числа труб малого диаметра, т. е. в ней сосредоточивается большое число соединений труб первого радиоактивного контура. В связи с этим надежность работы АЭС в значительной степени определяется надежностью работы парогенератора . Необходимо правильно решать вопросы радиационной защиты и обеспечивать прочность всех элементов конструкции.
- Соединения элементов и деталей парогенератора должны обеспечивать плотность, исключающую возможность перетечек из одного контура в другой. Сколько-нибудь существенное попадание теплоносителя в рабочее тело недопустимо, так как паротурбинный контур не имеет биологической защиты. Проникновение рабочего тела в первый контур приведет к повышению радиоактивности теплоносителя и отложению радиоактивных продуктов коррозии и первом контуре. Наиболее опасны отложения продуктов коррозии на твэлах. В этом случае может произойти резкое уменьшение теплоотвода.
Рис. 1.9. Схема поверхностного рекуперативного теплообменника:
1— корпус теплообменника; 2 — поверхность теплообмена; 3 —камеры (подводящая отводящая один из теплоносителей); 4 — трубные доски; 5-патрубки.
5. парогенератора должен вырабатывать пар необходимой чистоты, что обеспечит надежность высокотемпературных пароперегревателей, а также надежную и экономичную работу турбины.
6. Конструкция элементов парогенератора должна быть проста и компактна, должна обеспечивать удобство монтажа и эксплуатации, возможность обнаружения и ликвидации повреждений, возможность полного дренирования.
7. Схема и конструкция парогенератора должны обеспечить высокие технико-экономические показатели. При проектировании парогенератора бывают заданными вид и параметры теплоносителя и рабочего тела на входе и выходе. Поэтому особое значение для получения оптимальных технико-экономических показателей парогенератора имеет правильный выбор его конструкционной схемы, материалов, размеров элементов поверхностей теплообмена, скоростей теплоносителя и рабочего тела. Необходимо принимать меры для снижения потерь в окружающую среду.
Теплообменные аппараты по способу передачи тепла (принципу действия) делятся на две группы: смешивающие и поверхностные. В первых передача тепла осуществляется при смешении теплоносителя и рабочего тела в одном объеме, без поверхности теплообмена. Очевидно, что такой теплообменник наиболее эффективен и прост. Однако принцип смешения противоречит основным требованиям к парогенераторам АЭС. Поверхностные теплообменники, в свою очередь разделяются на регенеративные и рекуперативные. В теплообменниках регенеративного типа теплоноситель и рабочее тело попеременно проходят через теплопередающую поверхность. Во время движения горячего теплоносителя поверхность аккумулирует тепло, которое затем отдается рабочему телу во время его прохода через данную поверхность. Регенеративный тип теплообменника, очевидно, неприменим в парогенераторах, так как невозможно достичь абсолютной плотности контуров и предотвратить переток теплоносителя и рабочего тела из одного контура в другой. В рекуперативных теплообменниках (рис. 1.9) обе среды одновременно проходят через поверхность нагрева, а тепло от первичного теплоносителя передается рабочему телу через разделяющую их стенку. Такой принцип действия теплообменника дает возможность разработать теплообменный аппарат в соответствии со всеми требованиями, предъявляемыми к парогенераторам АЭС. Следует оговорить, что обоснование типа теплообменника проведено исходя из существующей в настоящее время технологической схемы производства рабочего пара на двухконтурных АЭС.
Конкретные конструкции теплообменников различаются конфигурацией поверхности теплообмена и схемой омывания ее теплоносителем и рабочим телом, конструкцией корпуса, типом камер и т. д. Конструкционное оформление теплообменников — парогенераторов АЭС — во многом определяется параметрами и свойствами теплоносителей первого контура.
Читайте также: