ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Электротехнический факультет

Кафедра теплотехники и гидравлики

И.В. Шестаков, А.А. Пятин

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

ПРОМЫШЛЕННО-ОТОПИТЕЛЬНОЙ

КОТЕЛЬ НОЙ

Методические указания и задания к курсовому проекту по дисциплинам "Общая энергетика" и "Теоретические основы теплотехники" Для специальностей 100100, 100200, 100400, 100700 (дневная и заочная формы обучения) Киров 2010 УДК 621.182/.183(07) Ш 514 Р е ц е н з е н т: кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой "Электрические станции" ВятГУ А.В. Новиков Шестаков И.В., Пятин А.А. Расчет тепловой схемы промышленноотопительной котельной: Методические указания и задания к курсовому проекту.

– Киров: Изд-во ВятГУ, 2010. - 83 с.

Компьютерная верстка авторов Подп. в печ. _ Усл. печ. л. 5,2 Заказ Тираж _142 экз._ Текст напечатан с оригинал-макета, предоставленного авторами ------------------------------------------------------------------------------------------------------г. Киров, ул. Московская, 36.

Оформление обложки, изготовление – ПРИП ВятГУ Лицензия ПД № 01124 от 24.06.2001 г.

Вятский государственный университет, © И.В. Шестаков, © А.А. Пятин, Содержание Введение 1. Методические указания по курсовому проектированию 1.1. Задача курсового проекта 1.2. Задания на курсовой проект 1.3. Объем курсового проекта 1.4. Общие методические указания 1.5. Состояния и теплотехнические названия воды и пара 1.6. Перечень обозначений к расчету тепловой схемы 1.7. Условные графические обозначения, принятые в схемах 2. Расчет тепловой схемы котельной 2.1. Задание 2.2. Определение параметров воды и пара 2.3. Общие замечания о расчете водоподогревателей 2.4. Расчет подогревателей сетевой воды (бойлеров) 2.5. Определение расхода пара на подогрев сетевой воды и на технологические нужды 2.6. Определение общего расхода свежего (острого) пара 2.7. Расчет редукционно-охладительной установки 2.8. Расчет расширителя - сепаратора непрерывной продувки 2.9. Расчет расхода химически очищенной воды 2.10. Расчет водяного подогревателя сырой воды 2.11. Расчет парового подогревателя сырой воды 2.12. Расчет конденсатного бака 2.13. Общие замечания о расчете деаэратора 2.14. Расчет охладителя выпара 2.15. Расчет деаэратора 2.16. Проверка точности расчета первого приближения 2.17. Уточненный расчет РОУ (II приближение) 2.18. Уточненный расчет тепловой схемы (II приближение) 2.19. Проверка точности второго приближения 2.20. Определение полной нагрузки на котельную 3. Расчет теплового баланса котельной 4. Определение количества котлоагрегатов котельной 6. Определение энтальпий продуктов сгорания и воздуха 9. Тепловой и конструктивный расчет экономайзера 9.2. Основы конструктивного расчета экономайзера 9.4. Пример конструктивного расчета экономайзера Приложение А (справочное) Исходные данные к курсовому проектированию Приложение В (учебное) Теоретические основы работы котельной Приложение Г (справочное) Правила выполнения курсового проекта Приложение Е (справочное) Библиографический список Цели курсового проекта следующие:

1) углубленная проработка студентами основных типов тепловых схем промышленно-отопительных котельных установок;

2) подробный расчет заданного варианта тепловой схемы котельной и отдельных ее элементов;

3) составление теплового баланса котельной установки и котлоагрегата;

4) определение стоимости годового расхода и экономии топлива для различных вариантов компоновки котлоагрегатов.

Тепловая схема во многом определяет экономичность работы котельной.

Подробный расчет тепловой схемы с составлением ее теплового баланса позволяет определить экономические показатели котельной, вычислить расходы пара и воды, по значениям которых производится выбор основного и вспомогательного оборудования котельной.

Составление теплового баланса котлоагрегата позволяет оценить его экономичность для вариантов с использованием водяного экономайзера и без него.

Приведенная методика расчета тепловой схемы и составления теплового баланса максимально упрощена с целью уменьшения объема необходимых расчетов. Определение параметров воды и пара в состоянии насыщения производится по таблице А.1 приложения А.

1. Методические указания по курсовому проектированию Задачей курсового проекта является углубление знаний, полученных в процессе изучения курсов "Общая энергетика" и "Теоретические основы теплотехники". При выполнении курсового проекта студенты на практике знакомятся с итерационным методом расчета тепловой схемы промышленно-отопительной котельной (метод последовательных приближений) и изучают теоретические основы работы котельных установок.

Задания на курсовой проект имеют десять вариантов исходных данных для расчета и десять различных тепловых схем котельной (всего 100 заданий). Вариант исходных данных и номер тепловой схемы задаются преподавателем. В ином случае тепловая схема в соответствии с таблицей 1 выбирается из приложения Б согласно первой букве фамилии студента, а исходные данные берутся из таблицы А.2 приложения А по последней цифре шифра.

Первая буква А,Б,В Г,Д,Е Ж,З,И К,Л М,Н,О П,Р,С Т,У,Ф Х,Ц,Ч Ш,Щ Э,Ю,Я фамилии Номер теплоБ.1 Б.2 Б.3 Б.4 Б.5 Б.6 Б.7 Б.8 Б.9 Б. вой схемы Курсовой проект содержит следующие разделы:

1. Подробный расчет принципиальной тепловой схемы котельной.

2. Выбор типоразмера и определение количества котлоагрегатов.

3. Расчет тепловых балансов котельной и котлоагрегата.

4. Определение годового расхода и экономии топлива котельной.

5. Тепловой и конструктивный расчет водяного экономайзера.

6. Графическая часть проекта, состоящая из изображения на листе формата А1 (или А2) чертежа принципиальной тепловой схемы котельной с указанием расходов, энтальпий и других параметров рабочей среды и на листе формата А компоновочного чертежа водяного экономайзера котлоагрегата.

До начала расчетов принципиальной тепловой схемы котельной студенту необходимо внимательно ознакомиться с заданием и подобрать все необходимые материалы. Следует изучить все узлы тепловой схемы, используя данные указания и дополнительную литературу, познакомиться с конструкцией редукционноохладительной установки, деаэратора, подогревателей и т.д. Для понимания теоретических основ работы котельной можно использовать приложение В и литературу из библиографического списка (приложение Е). Для контроля теоретической подготовки рекомендуется использовать контрольные вопросы из приложения Д.

В промышленно-отопительных котельных обычно используются деаэраторы атмосферного типа. Сырая вода для обеспечения необходимой интенсивности химических процессов должна поступать в блок химводоочистки с температурой 25…35 °С. Для упрощения тепловых расчетов в курсовом проекте пренебрегают потерями воды и пара в поверхностных водоподогревателях, а также потерями теплоты в деаэраторе.

При расчете каждого элемента тепловой схемы необходимо составлять и изображать принципиальную тепловую схему элемента с указанием параметров входящих и выходящих потоков. Необходимо помнить, что набор рассчитываемых элементов схемы и направлений тепловых потерь определяется индивидуальным вариантом схемы, т.е. некоторые элементы в отличие от примера расчета могут отсутствовать или в расчете могут быть новые элементы. Особенно важен правильный расчет деаэратора, уравнения для которого составляются в соответствии с входящими и выходящими из него потоками воды и пара. После выполнения расчетов следует оформить пояснительную записку и графическую часть согласно требованиям приложения Г и стандарта [12].

1.5. Состояния и теплотехнические названия воды и пара Основные теплофизические состояния воды и водяного пара следующие 1) Вода нагретая – вода, температура которой ниже температуры насыщения ts при данном давлении воды ts (p) и выше температуры тройной точки tтр, т.е.

выполняется условие: tтр < t < ts(p).

2) Вода в состоянии насыщения (насыщенная) – вода, температура которой равна температуре насыщения при данном давлении: t = ts(p). Насыщенная вода не кипит!

3) Вода перегретая (кипящая) – вода, температура которой выше температуры насыщения при данном давлении: t > ts(p). Данное состояние воды неравновесное, оно возникает на парообразующих поверхностях, и при наличии центров парообразования и достаточном перегреве воды Dtпв = t – tпв начинается и идет процесс парообразования (кипения). Например, при атмосферном давлении пузырьковое кипение воды идет при перегреве Dt = 5 … 25 °С.

4) Пар сухой (насыщенный) – пар, возникающий в момент, когда испаряется последняя капля воды, т.е. исчезает жидкая фаза и он имеет температуру, равную температуре насыщения при данном давлении пара: t = ts(p).

5) Пар влажный (насыщенный) – пар, возникающий в процессе парообразования, и он является механической смесью мельчайших капель воды (в состоянии насыщения) и молекул воды (сухого пара). Пар насыщенный, т.е. имеет температуру, равную температуре насыщения при данном давлении пара: t = ts(p).

Данное условие наличия однозначной связи между температурой насыщения ts и давлением рs ts является признаком состояния насыщения.

6) Пар перегретый (ненасыщенный) – пар, в котором отсутствует жидкая фаза воды и температура которого выше температуры насыщения при данном давлении: t > ts(p). Образуется, например, при подводе теплоты к сухому пару или иногда при дросселировании влажного пара.

7) Пар переохлажденный (ненасыщенный) – неравновесное состояние пара, при котором его температура ниже температуры насыщения при данном давлении: t < ts(p), но процесса конденсации пара не происходит, например при быстром охлаждении пара.

Общепринятые специальные теплотехнические названия воды и водяного пара (рабочей средой котельной установки) следующие.

1) Сырая вода – очищенная от механических примесей вода, поступающая извне в котельную установку для восполнения потерь воды и пара.

2) Химочищенная вода – сырая вода после блока химводоочистки, из которой удалены растворенные в ней накипеобразующие соли и примеси.

3) Деаэрированная вода – это вода, забираемая из аккумулирующего бака деаэратора, из которой удалены растворенные коррозионно-активные газы (кислород, углекислый газ).

4) Питательная вода – это вода после питательного насоса (ПН), которая поступает в экономайзер и котлоагрегат (паровой котел).

5) Котловая вода – это вода, которая находится в барабане и парообразующих поверхностях котлоагрегата (топочных экранах).

6) Продувочная вода – это вода с высоким солесодержанием непрерывно удаляемая из солевого отсека барабана котла и сбрасываемая в бак-барботер, или вода, периодически удаляемая из нижних коллекторов топочных экранов.

7) Сетевая вода – это вода, постоянно циркулирующая в водяной тепловой сети системы централизованного теплоснабжения между источником (котельной, ТЭЦ) и потребителями теплоты. Различают идущую от источника горячую прямую сетевую воду в подающем трубопроводе тепловой сети и возвращающуюся на источник по обратному трубопроводу охлажденную обратную сетевую воду. На источнике сетевая вода вновь подогревается в сетевых подогревателях (паровых бойлерах) или в водогрейных котлах.

8) Подпиточная вода – это вода, подаваемая на источнике подпиточным насосом (ППН) в тепловую сеть для полного восполнения потерь и утечек сетевой воды у потребителей.

9) Конденсат – это вода, получающаяся в результате конденсации греющего пара в паровых теплообменных аппаратах, например обратный конденсат технологического пара от промышленных потребителей.

10) Дренаж – это конденсат из паровых теплообменников, вода утечек из аппаратов и трубопроводов, промывочная вода химочистки и другая вода, которая сливается или может сливаться в канализацию и удаляться из котельной.

11) Свежий (острый) пар – это пар наиболее высоких параметром в выходном коллекторе парогенератора (котлоагрегата, парового котла) из которого он поступает потребителям пара и на собственные нужды котельной.

12) Редуцированный пар – это пар сниженных параметров после прохождения им редукционно-охладительной установки (РОУ).

13) Технологический пар – это влажный или перегретый пар, подающийся из котельной установки промышленным потребителям для технологических нужд – для силовых приводов и теплоиспользующих агрегатов, в которых он отдает теплоту своего охлаждения (если он перегретый) и конденсации.

14) Греющий пар – это пар, поступающий в какие-либо паровые теплообменники, в которых он остывает (если он перегретый) и конденсируется, нагревая отдаваемой теплотой какой-либо холодный теплоноситель.

15) Вторичный пар – это пар, образующийся вследствие вторичного вскипания воды (конденсата) в каком-либо аппарате после такого уменьшения давления поступающей воды, что вода оказывается в перегретом состоянии и вскипает.

Например, вторичный пар, образующийся вследствие вскипания продувочной воды в расширителе-сепараторе непрерывной продувки.

16) Выпар – это удаляемая из верхнего штуцера деаэрационной колонки деаэратора смесь выделившихся из деаэрируемой воды коррозионно-активных газов и остатков несконденсировавшегося греющего пара.

17) Пролетный пар – это греющий пар, проходящий через конденсатоотводчики паровых теплообменных аппаратов вследствие неисправности конденсатоотводчиков или наличия в конденсате мельчайших пузырьков пара.

18) Пар утечек – это пар, теряемый из паропроводов котельной вследствие неплотности фланцевых или иных соединений, неисправности запорной арматуры, потерь при пуске котлоагрегата и др.

1.6. Перечень обозначений к расчету тепловой схемы p1 - давление острого пара, выходящего из котлоагрегатов котельной, МПа;

p 2 - давление пара после редукционной охладительной установки, МПа;

t 1 - температура насыщения при давлении р1, °С;

t 2 - температура насыщения при давлении р2, °С;

t 1 - температура прямой сетевой воды, выходящей из бойлера, °С;

t 2 - температура воды, поступающей из обратной линии теплосети, °С;

t к - температура конденсата, возвращаемого с производства, °С;

t кб - температура конденсата, выходящего из бойлеров, °С;

t кв - температура конденсата, выходящего из охладителя выпара, °С;

t кп - температура конденсата, выходящего из подогревателя сырой воды, °С;

t кi - температура конденсата после i -го подогревателя, °С;

t св - температура сырой воды, поступающей в котельную, °С;

t хво - температура воды на входе и на выходе из блока химводоочистки, °С;

t пв1 - температура питательной воды перед экономайзером, °С;

t пв2 - температура питательной воды за экономайзером, °С;

t см - температура смеси на выходе из конденсатного бака, °С;

t р - температура продувочной воды, сбрасываемой в бак-барботер, °С;

t ух1 - температура продуктов сгорания перед экономайзером, °С;

t ух 2 - температура продуктов сгорания за экономайзером, °С;

t хв - температура холодного воздуха, подаваемого в топку ( t хв = 30 °С);

ri - теплота парообразования при давлении p i, кДж/кг;

x 1 - степень сухости острого пара на выходе из котлоагрегата;

х 2 - степень сухости пара на выходе из расширителя непрерывной продувки;

h1 - энтальпия кипящей (насыщенной) воды в котлоагрегате, кДж/кг;

h 2 - энтальпия воды в сепараторе-расширителе (при давлении p 2 ), кДж/кг;

h 1х - энтальпия влажного пара на выходе из котлоагрегата, кДж/кг;

h 2 х - энтальпия влажного пара на выходе из сепаратора-расширителя непрерывной продувки, кДж/кг;

h 1 - энтальпия сухого насыщенного пара при давлении р1, кДж/кг;

h пв1 - энтальпия питательной воды перед экономайзером ( h пв1 = h 2 ), кДж/кг;

h пв2 - энтальпия питательной воды после экономайзера, кДж/кг;

h 2 - энтальпия сухого насыщенного пара при давлении р 2, кДж/кг;

h св - энтальпия сырой воды, поступающей в котельную, кДж/кг;

h ко - средневзвешенная энтальпия обратного конденсата технологического пара и сырой добавочной воды, кДж/кг;

h см - энтальпия смеси, выходящей из конденсатного бака, кДж/кг;

h р - энтальпия продувочной воды, удаляемой в бак-барботер, кДж/кг;

D сум - паропроизводительность всей котельной, кг/с;

D ка - паропроизводительность одного котлоагрегата котельной, кг/с;

D т - расход острого пара на технологические нужды, кг/с;

D б - расход пара в подогреватели сетевой воды (бойлеры) и конденсата пара после подогревателя, кг/с;

D р - количество вторичного пара, выделяющегося в сепараторе-расширителе непрерывной продувки из продувочной воды, кг/с;

D д - расход пара на деаэрацию, кг/с;

D св - расход пара на подогрев сырой воды перед химводоочисткой и конденсата пара после подогревателя, кг/с;

D1 - расход острого пара, поступающего в РОУ, кг/с;

D ред - количество редуцированного пара, кг/с;

D вып - количество выпара, удаляемого из деаэратора и конденсата после охладителя выпара, кг/с;

D ут - потери от утечек пара внутри котельной, кг/с;

d ут - доля потерь пара внутри котельной в процентах от D сум ;

Wпр - расход котловой воды на непрерывную продувку барабана котла, кг/с;

d пр - доля расхода котловой воды на продувку в процентах от D сум ;

Wкi - возврат конденсата от i-го промышленного потребителя, кг/с;

m i - доля возврата конденсата от i-го потребителя в процентах от D сум ;

W1 - расход увлажняющей воды, поступающей в РОУ, кг/с;

W2 - расход химочищенной воды на восполнение потерь конденсата от технологических потребителей, кг/с;

Wпвк - расход питательной воды, поступающей в котлоагрегат, кг/с;

Wпв - расход питательной воды, поступающей в котлоагрегаты котельной;

Wсв - расход сырой добавочной воды поступающей в котельную, кг/с;

Wсм - расход смеси из конденсатного бака, кг/с;

Wб - расход сетевой воды через сетевые подогреватели (бойлеры), кг/с;

Wтс - расход подпиточной воды для восполнения потерь в теплосети, кг/с;

d тс - доля потерь сетевой воды в теплосети в процентах от Wб ;

Wхво - расход химочищенной воды после блока химводоочистки, кг/с;

Wд - расход деаэрированной воды на выходе из деаэратора, кг/с;

Wр - расход продувочной воды из расширителя непрерывной продувки, кг/с;

Qсум - суммарная теплота, поступающая в котельную с топливом и сырой добавочной водой, кДж/с (кВт);

Qб - расход тепла на подогрев сетевой воды в бойлере, кДж/с (кВт);

Q т - расход тепла на технологические нужды, кДж/с (кВт);

Q тс - расход тепла на отопительные нужды (в тепловую сеть), кДж/с (кВт);

Qр - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;

Q р - располагаемая теплота, поступающая в котлоагрегат, кДж/кг;

Qiпот - i-е тепловые потери тепловой схемы котельной, кДж/с (кВт);

2) подпиточный (ППН);

3) сетевой (СН);

4) конденсатный (КН);

5) дренажный (ДН).

Рисунок 1 - Условные графические и буквенные обозначения элементов тепловой схемы котельной (множитель К = 1, 2, 3,...) Q i - i-е тепловые потери котлоагрегата, кДж/с (кВт);

Q э - тепловосприятие экономайзера, кДж/кг;

hп - тепловой КПД поверхностных подогревателей (hп = 0,95);

hсх - КПД работы тепловой схемы котельной;

hбр - КПД котлоагрегата "брутто";

Vво - теоретически необходимое количество (объем) воздуха, м3/кг;

Vв - действительное количество (объем) воздуха, м3/кг;

a т - коэффициент избытка воздуха в топке котлоагрегата;

a ух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;

Da э - присосы воздуха в экономайзере;

k э - коэффициент теплопередачи для экономайзера, кДж/(кг.К);

Vго - теоретический объем продуктов сгорания, м3/кг;

Vг - действительный объем продуктов сгорания, м3/кг;

I о - энтальпия теоретического объема продуктов сгорания, кДж/кг;

I г - энтальпия действительного объема продуктов сгорания, кДж/кг;

I о - энтальпия теоретического объема воздуха, кДж/кг;

B - расход топлива в котлоагрегат с учетом тепловых потерь в нем, кг/с;

B р - расход полностью сгоревшего топлива в котлоагрегате (с учетом механического недожога), кг/с;

Bгод - годовой расход топлива в котлоагрегате, кг/год;

DBгод - годовая экономия топлива в одном котлоагрегате с учетом установки экономайзера, кг/год.

1.7. Условные графические обозначения, принятые в схемах Согласно ГОСТ 2.701-84, схемы должны быть выполнены компактно, но без ущерба ясности и удобства их чтения. Графические изображения элементов схемы и линий связей между ними следует располагать так, чтобы лучше показать основные части и структуру объекта. Линии связи между элементами схемы должны состоять из горизонтальных и вертикальных участков, должны иметь наименьшее число изломов и пересечений, и они должны легко визуально отличаться от других линий. Схемы выполняют без соблюдения масштаба.

На рисунках 1 и 2 показаны условные графические и буквенные обозначения элементов схемы и линий связей (потоков рабочей среды).

Рисунок 2 - Условные обозначения линий потоков рабочей среды (толщина: пар - 1,5...0,8 мм; вода - 1,0...0,5 мм) Необходимо рассчитать тепловую схему промышленно-отопительной котельной установки с паровыми котлами.

Все исходные данные для расчета тепловой схемы выбираются из таблицы А.2 приложения А в соответствии с номером варианта исходных данных и из тепловой схемы (см. п.1.2) приложения Б. Использование при выполнении курсового проекта исходных данных, взятых из примера расчета, недопустимо.

Исходные данные для примера расчета варианта тепловой схемы котельной, изображенной на рисунке 3 следующие:

1) Параметры острого (свежего) пара из котла: p1 = 1,31 МПа, х 1 = 0,96.

2) Расход острого пара для технологических нужд: D т = 9,53 кг/с.

3) Температура поступающей в котельную сырой воды: t св = 5 °С.

4) Давление редуцированного пара после РОУ: p 2 = 0,117 МПа.

5) Степень сухости вторичного пара, выходящего из расширителя-сепаратора непрерывной продувки (РНП): х 2 = 0,95.

6) Потери от утечек пара в котельной в процентах от D сум : d ут = 2,3 %.

7) Расход котловой воды на продувку в процентах от D сум : d пр = 3,7 %.

Потери воды в тепловой сети: d тс = 2,7 %.

Расход тепла на подогрев сетевой воды: Q б = 16800 кДж/с (кВт).

Температура сетевой воды, выходящей из бойлера в теплосеть t 1 = 90 °С.

Температура сетевой воды из обратной линии тепловой сети: t 2 = 52 °С.

Температура сырой воды перед ХВО и химочищенной воды: t хво = 25 °С.

13) Возврат конденсата от потребителя производится двумя потоками:

первый поток – в количестве m1 = 30 % D т с температурой t к1 = 54 оС;

второй поток – в количестве m 2 = 45 % D т с температурой t к 2 = 73 оС.

14) Температура конденсата на выходе из бойлера: t кб = 60 °С.

15) Температура конденсата после охладителя выпара: t кв = 90 °С.

16) Температура конденсата после подогревателя сырой воды: t кп = 77 °С.

17) Температура продувочной воды, сбрасываемой в барботер: t p = 42 °С.

18) Топливо для котлоагрегатов: каменный уголь.

Низшая теплота сгорания используемого топлива: Qр = 25,0 МДж/кг.

Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки: aт = 1,35.

Температура газов перед экономайзером: tух1 = 295 °С.

Температура газов после экономайзера: tух1 = 175 °С.

Коэффициент теплопередачи в экономайзере: kэ = 0,020 кВт/(м2К).

Для сухого пара и воды в состоянии насыщения при заданном давлении p1 = 1,31 МПа, используя данные для давлений 1,30 и 1,35 МПа из таблицы А. приложения А, методом линейной интерполяции находим Аналогично для сухого пара и воды в состоянии насыщения при давлении p 2 = 0,117 МПа, используя данные для давлений 0,11 и 0,12 МПа, находим Энтальпия острого (свежего) пара, выходящего из котлоагрегата (парового котла) во влажном насыщенном состоянии, равна Энтальпия вторичного пара во влажном насыщенном состоянии, выходящего из расширителя непрерывной продувки (РНП) равна Энтальпия нагретой воды при температуре ниже 100 °С с достаточной для практических расчетов точностью может быть определена по формуле В дальнейшем способ определения энтальпии воды особо оговариваться не будет.

В проекте также условно предполагается, что падения давления рабочей среды (воды или пара) при её движении по трубопроводам не происходит и в схеме имеются линии (магистрали) только двух уровней давлений: р1 и р2 < р1.

t` m1, tк1, Wк Рисунок 3 - Тепловая схема промышленно-отопительной котельной (для примера расчета) 2.3. Общие замечания о расчете водоподогревателей Водяные подогреватели применяются в котельных и на ТЭЦ для подогрева питательной воды, сетевой воды, сырой воды, для охлаждения продувочной воды котлоагрегатов и для других целей.

В поверхностных подогревателях перенос теплоты от горячего теплоносителя к холодному осуществляется путем теплопередачи через поверхность металлической стенки (стенку труб трубного пучка), а в смесительных подогревателях – путем непосредственного соприкосновения и перемешивания обоих теплоносителей. В настоящее время широко распространены поверхностные водоподогреватели, позволяющие изолировать теплоносители друг от друга и тем самым обеспечивать наибольшую надежность и простоту эксплуатации. Кроме того, поверхностные подогреватели позволяют сохранить в чистоте конденсат греющего пара.

Смесительные подогреватели применяются в мелких установках горячего водоснабжения и в некоторых системах промышленного водоснабжения в основном лишь как деаэраторы, струйные подогреватели и т.д.

Все поверхностные водоподогреватели, независимо от их назначения, подразделяются по греющему теплоносителю на паровые и водяные.

В курсовом проекте при расчете подогревателей ставится задача определения выходной или входной температуры какого-либо теплоносителя или его расхода. Эти величины определяются из уравнения теплового баланса. Для водяных водоподогревателей уравнение теплового баланса Для пароводяных водоподогревателей уравнение теплового баланса W1 - расход греющей воды ("горячего" теплоносителя), кг/с;

где t 1 и t 1 - начальная и конечная температуры греющей воды, °С;

D1 - расход греющего пара, кг/с;

h1 - энтальпия греющего пара, кДж/кг;

h к - энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг;

W2 - расход нагреваемой воды ("холодного" теплоносителя), кг/с;

t 2 и t 2 - начальная и конечная температуры нагреваемой воды, °С;

с1 = с2 = св = 4,19 кДж/(кгК) – теплоемкость воды;

hп - коэффициент полезного действия (КПД) подогревателя, учитывающий потери теплоты в окружающую среду (в проекте принимаем hп = 0,95 ). На рисунке 4 показаны схемы водяного и парового водоподогревателей с указанием Рисунок 4 - Схемы водяного (ВП) и парового (ПП) подогревателей воды параметров потоков теплоносителей. Для обеспечения полной конденсации греющего пара в подогревателе и исключения потерь теплоты с пролетным паром на выходе парового водоподогревателя устанавливают конденсатоотводчики (КО), которые не пропускают пар и пропускают конденсат (воду).

2.4. Расчет подогревателей сетевой воды (бойлеров) Расчетная схема сетевых подогревателей показана на рисунке 5. Расход сетевой воды через сетевые подогреватели (паровые бойлеры Б) находится из заданного расхода тепла Qб и уравнения их теплового баланса Потери сетевой воды в теплосети, полностью восполняемые подпиточным насосом ППН, равны ППН подает в тепловую сеть перед сетевым насосом СН деаэрированную воду из деаэратора Д с энтальпией h 2 = 436,2 кДж/кг в количестве Wтс. Энтальпия "обратной" сетевой воды, поступающей из обратной линии теплосети в коt h= с в = 4,19 52 217,9 кДж/кг. Поэтому требуемое для подогрева сетевой воды в бойлерах количество теплоты уменьшится на величину Qб = 16800 кДж/с = 16,8 МВт Wб = ? = 105,500 кг/с t1` = 90 C, h1 = 377,1 кДж/кг t2` = 52 C, h2 = 217,9 кДж/кг Рисунок 5 - Расчетная схема сетевых подогревателей - бойлеров (Б) Считая, что в бойлеры поступает редуцированный пар после РОУ в сухом насыщенном состоянии при давлении р2 и с энтальпией h2``, необходимый расход пара на подогрев сетевой воды определяется из уравнения hкб = свtкб = 4,1960 = 251,2 кДж/кг – энтальпия конденсата греющего редугде 2.5. Определение расхода пара на подогрев сетевой воды и на технологические нужды Расход теплоты на технологические нужды Qт определяется, исходя из заданного расхода пара Dт технологическим потребителям, где h ко - средневзвешенная энтальпия возвращающегося обратно конденсата технологического пара с учетом энтальпии сырой воды, подаваемой в котельную для восполнения потерь конденсата у технологических потребителей:

hк1 = свtк1 = 4,1954 = 226,3 кДж/кг – энтальпия первого потока;

hк2 = свtк2 = 4,1973 = 305,9 кДж/кг – энтальпия второго потока;

hсв = свtсв = 4,195 = 21,0 кДж/кг – энтальпия добавочной сырой воды.

Соответственно средневзвешенная энтальпия обратного конденсата h ко = 0,30 226,3 + 0,45 305,9 + (1 - 0,30 - 0,45 ) 21,0 = 210,8 кДж/кг.

При отсутствии возврата конденсата технологического пара h ко = h св. Расход тепла на технологические нужды Q т = D т (h1x - h ко ) = 9,53 (2707,5 - 210,8 ) = 23790 кДж/с =23,79 МВт.

Суммарный расход теплоты на подогрев сетевой воды и на технологические нужды составит Q = Q б - DQ б + Q т = 16800 - 622 + 23790 = 39968 кДж/с =39,97 МВт.

Необходимый общий расход Do свежего пара на подогрев сетевой воды и на технологические нужды 2.6. Определение общего расхода свежего (острого) пара Дополнительный расход острого пара D 2 на подогрев сырой воды перед химводоочисткой и на деаэрацию воды в деаэраторе обычно равен 3…11 % от D o. Примем, что D 2 = 0,03 D o = 0,03 17,597 = 0,528 кг/с.

Соответственно ориентировочный суммарный расход свежего пара котельной в первом приближении равен Данное количество пара должно вырабатываться всеми котлоагрегатами (паровыми котлами) котельной.

2.7. Расчет редукционно-охладительной установки Назначение редукционно-охладительной установки (РОУ) заключается в снижении параметров пара за счет дросселирования (мятия) и охлаждения его водой, вводимой в охладитель в распыленном состоянии. РОУ состоит из редукционного клапана для снижения давления пара и устройства для понижения температуры (изобарного охлаждения) пара путем впрыска воды через сопла, расположенные на участке паропровода за редукционным клапаном, а также системы автоматического регулирования температуры и давления дросселируемого пара. В охладителе РОУ основная часть воды испаряется, а другая с температурой кипения отводится в конденсационные баки или непосредственно в деаэратор.

Рисунок 6 - Расчетная схема редукционно-охладительной установки (РОУ) Подача охлаждающей воды в РОУ в производственных паровых котельных обычно осуществляется из магистрали питательной воды после питательного насоса ПН. Примем в курсовом проекте, что вся вводимая в РОУ охлаждающая вода полностью испаряется, и редуцированный пар на выходе РОУ является сухим насыщенным паром.

Тепловой расчет РОУ ведется на основе уравнений теплового баланса и массового баланса. Расчетная схема РОУ показана на рисунке 6.

Расход редуцированного пара D ред с параметрами р 2, t 2, h 2 и расход охлаждающей воды W1 определяем из уравнения теплового баланса РОУ D1 - расход поступающего в РОУ острого пара с параметрами p1, x 1, кг/с;

h 2 - энтальпия охлаждающей воды, поступающей в РОУ, кДж/кг:

r2 - теплота парообразования при давлении р2, кДж/кг.

2.8. Расчет расширителя - сепаратора непрерывной продувки Непрерывная продувка барабанных паровых котлов осуществляется для уменьшения солесодержания котловой воды и получения пара надлежащей чистоты. Величина продувки (в процентах от производительности котлоагрегата) зависит от солесодержания питательной воды, типа котлоагрегата и т.п. Продувочная вода с высоким солесодержанием удаляется из солевого отсека барабана котла и сбрасывается в бак-барботер (ББ) и далее отводится из котельной.

Для уменьшения потерь теплоты и конденсата (рабочей среды) с отводимой продувочной водой применяют расширитель-сепаратор непрерывной продувки (РНП), расчетная схема которого показана на рисунке 7. Давление в РНП принимают равным р2, а вторичный пар (пар вторичного вскипания) из РНП обычно направляют в деаэратор. Вторичный пар в РНП образуется вследствие вскипания части поступающей в него из котла продувочной воды. Поступающая в РНП из барабана котла продувочная вода имеет насыщенное состояние при давлении р1 и температуру t1 = 191,95 °C. После дросселирования на входе продувочная вода в РНП оказывается при давлении р2 с температурой насыщения t2 = 104,06 °C, т.е. в перегретом состоянии, и вследствие этого вскипает. Теплота охлаждения части продувочной воды идет на испарение другой части продувочной воды, причем образуется вторичный пар с малым содержанием солей. Таким образом, удается сохранить часть рабочей среды и уменьшить затраты на водоподготовку. Кроме того, уменьшается энтальпия и количество сбрасываемой продувочной воды, а значит потери теплоты с ней.

Теплоту удаляемой из РНП продувочной воды экономически целесообразно сохранять в схеме при количестве продувочной воды больше 0,27 кг/с. Для сохранения теплоты эту воду обычно пропускают через водяной подогреватель сырой воды (ВПСВ), устанавливаемый после РНП.

Вода из РНП подается или в ВПСВ или сразу в бак-барботер ББ, где охлаждается до температуры 40…50 °С, а затем сливается в канализацию. Причем для обеспечения небольшого избыточного давления в РНП продувочная вода подается под уровень воды в ББ.

Расход продувочной воды из котлоагрегата определяется по заданному значению d пр в процентах от D сум Рисунок 7 - Расчетная схема расширителя непрерывной продувки (РНП) Количество пара, выделяющееся в РНП из продувочной воды, определяется Выражая расход вторичного пара Dр, получаем Расход продувочной воды удаляемой из расширителя 2.9. Расчет расхода химически очищенной воды Общее количество дополнительной воды, которую необходимо добавлять в схему из блока химводоочистки (ХВО) для восполнения потерь рабочей среды в котельной, равно сумме потерь воды и пара в котельной, у технологических потребителей и в тепловой сети.

3) Потери пара с выпаром из деаэратора могут быть определены только при расчете деаэратора. Предварительно примем D вып = 0,05 кг/с.

5) Потери конденсата пара у технологических потребителей В случае отсутствия возврата конденсата W2 = D т.

Общее количество необходимой в схеме добавочной химически очищенной Для определения требуемого расхода сырой воды, поступающей в блок химводоочистки, необходимо учесть дополнительное количество воды на взрыхление катионита, его регенерацию, отмывку и прочие нужды водоподготовки. Эту дополнительную воду обычно учитывают коэффициентом К = 1,10 1,25. В данном курсовом проекте рекомендуется принимать К = 1,20.

Получаем, что необходимый расход сырой добавочной воды равен Расход Wхо удаляемой из блока химводоочистки промывочной воды равен 2.10. Расчет водяного подогревателя сырой воды Расчетная схема водяного подогревателя сырой воды (ВПСВ) показана на рисунке 8. Уравнение теплового баланса водяного подогревателя hр = свtр = 4,1942 = 176,0 кДж/кг – энтальпия сбрасываемой в бак-барботер где Энтальпия сырой воды на выходе из подогревателя Рисунок 8 - Расчетная схема водяного подогревателя сырой воды (ВПСВ) 2.11. Расчет парового подогревателя сырой воды Расчетная схема парового подогревателя сырой воды (ППСВ) показана на рисунке 9. Уравнение теплового баланса парового водоподогревателя где hхво = свtхво = 4,1925 = 104,8 кДж/кг – энтальпия воды для ХВО;

hкп = свtкп = 4,1977 = 322,6 кДж/кг – энтальпия удаляемого из ППСВ конденсата греющего пара.

Необходимый расход редуцированного пара в подогреватель сырой воды Рисунок 9 - Расчетная схема парового подогревателя сырой воды (ППСВ) Возврат конденсата от технологических потребителей необходим для экономии топлива в котельной и улучшения качества питательной воды котлоагрегатов. Конденсат собирается в сборные конденсатные баки (КБ), которые устанавливаются в котельной или на предприятии. Вода поступает в конденсатные баки самотеком или под напором и забирается из КБ конденсатным насосом (КН). Расчетная схема конденсатного бака показана на рисунке 10. Температуру смеси конденсата t см, удаляемого из КБ, определяется выражением Wкi - расход i-го потока конденсата или воды в бак, кг/с;

Wсм = Wкi - расход смеси, т.е. суммарное количество конденсата и воды, поступающего в конденсатный бак и удаляемое из него, кг/с.

m1 = 30 %, Wк1 = 2,859 кг/с, t к1 = 54 С m1 = 45 %, Wк1 = 4,289 кг/с, tк1 = 73 С Рисунок 10 - Расчетная схема конденсатного бака (КБ) Найдем суммарный расход смеси Wсм, которая поступает в конденсатный бак. В бак подается два потока конденсата от технологических потребителей и химочищенная вода из блока химводоочистки:

чему соответствует hсм = свtсм = 4,1946,6 = 195,3 кДж/кг – энтальпия смеси.

Для удаления растворенных в воде газов применяют смешивающие термические деаэраторы. В общем случае они могут быть атмосферного типа с давлением в колонке 0,11…0,13 МПа, повышенного давления до 0,59 МПа и вакуумные с давлением ниже атмосферного (т.е. меньше 0,1 МПа). В курсовом проекте применен смешивающий термический деаэратор атмосферного типа с давлением р 2 = 0,117 МПа. Под термической деаэрацией воды понимают процесс удаления из неё растворенных в ней газов при нагреве воды до температуры насыщения, соответствующей давлению в деаэраторной колонке. Целью деаэрации является удаление из воды входящих в состав воздуха коррозионно-активных газов (кислорода, углекислого газа), вызывающих коррозию металла оборудования. Подогрев воды, поступающей в деаэратор, до температуры насыщения t2 = ts(p2) = 104,06 °C осуществляется подаваемым в деаэратор редуцированным паром с расходом Dд. В основе процесса термической деаэрации лежит явление резкого уменьшения почти до нуля растворяющей способности воды для газов после достижении воды состояния насыщения. Поэтому после достижения водой состояния насыщения ранее растворенные в ней газы "стремятся" из неё выйти. Вода и конденсат подаются в деаэрационную колонку деаэратора сверху и стекают вниз через множество тарелок и листов, а греющий пар подается снизу колонки и, поднимаясь в противотоке вверх, нагревает воду до насыщения, сам при этом почти полностью конденсируясь. Деаэрированная вода и конденсат греющего пара стекают из колонки вниз, в аккумулирующий бак. Для ускорения процесса деаэрации и удаления газов через поверхность жидкости в листах и тарелках выполняют отверстия, и вода стекает множеством мелких струек и капель с большой поверхностью контакта воды и пара.

Выделяющиеся из деаэрируемой воды газы вместе с остатком греющего пара называются выпаром. Выпар удаляется из деаэраторной колонки деаэратора через верхний штуцер, а затем сбрасываются в бак-барботер сразу или через паровой подогреватель - охладитель выпара, утилизирующий теплоту конденсации остаточного пара в выпаре. Расход остаточного пара Dвып по имеющимся опытным данным ЦКТИ составляет 2 4 кг на 1 тонну деаэрируемой воды. В курсовом проекте следует принять D вып = 0,003 WS, где WS - суммарный расход поступающих в деаэратор потоков воды и конденсата.

Энтальпия выпара принимается равной энтальпии сухого насыщенного пара при давлении в деаэраторе: hвып = h 2. Деаэрированная вода с расходом Wд из бака деаэратора подается питательным насосом (ПН) в котлоагрегаты.

При расчете деаэратора неизвестными и искомыми величинами являются необходимый расход пара на деаэратор Dд и расход забираемой из него деаэрированной воды Wд. Эти величины определяются при совместном решении уравнений массового и теплового баланса деаэратора.

Произведем уточнение ранее принятого расхода Dвып. Суммарный расход деаэрируемой воды и количество выпара равны В охладителе выпара (ОВ) вода (смесь), поступающая из конденсатного бака, подогревается выпаром, тем самым теплота конденсации остаточного пара сохраняется в котельной, а не выбрасывается. Уравнение теплового баланса охладителя выпара, расчетная схема которого дана на рисунке 11, имеет вид hкв = свtкв = 4,1990 = 377,1 кДж/кг – энтальпия конденсата выпара. Энтальгде Рисунок 11 - Расчетная схема охладителя выпара (ОВ) что соответствует температуре нагретой в ОВ смеси t см1 = см1 = = 49,0 °С.

Неизвестными при расчете деаэратора являются расход деаэрированной воды Wд и расход редуцированного пара на деаэрацию Dд. Уравнения теплового и массового балансов для деаэратора (смешивающего подогревателя) записываются как равенства поступающей в деаэратор со входящими потоками воды и пара теплоты (положим для деаэратора hп = 1 ) или массы (левая часть равенств) уходящей из деаэратора теплоте и массы с выходящими потоками (правая часть равенств).

Для каждой тепловой схемы должны составляться свои уравнения балансов деаэратора в соответствии с имеющимися входящими и выходящими потоками. Для деаэратора в рассматриваемой тепловой схеме, согласно расчетной схеме деаэратора на рисунке 12, уравнения имеют вид h2``= 2682,7 кДж/кг Dд = ? = 1,913 кг/с Подставляя полученное значение в уравнение (14) и решая его относительно Wд, находим расход деаэрированной воды (Wд - 20,681) 2682,7 + 13,4 205,4 + 0,219 322,6 + 7,004 251,2 + 0,12 2570,4 = Соответственно расход греющего редуцированного пара 2.16. Проверка точности расчета первого приближения Из уравнения массового баланса для линии редуцированного пара определяем значение расхода пара на деаэрацию Dд При расчете деаэратора получено значение Dд = 1,913 кг/с. Ошибка при расчете составляет 23 %. Допустимое расхождение 0,3 %. Следовательно, необходим уточненный расчет тепловой схемы во втором приближении.

2.17. Уточненный расчет РОУ (II приближение) Уточненный расход редуцированного пара, исходя из вычисленного более точного расхода пара на деаэрацию, равен Из уравнений (6) и (7) расход входящего в РОУ острого пара D1 = D ред - W1 и 2.18. Уточненный расчет тепловой схемы (II приближение) Расширитель-сепаратор непрерывной продувки (Wд - 20,718) 2682,7 + 13,434 204,9 + 0,220 322,6 + 7,004 251,2 + 0,122 2570,4 = 2.19. Проверка точности второго приближения Аналогично пункту 2.16 для линии редуцированного пара находим Из расчета деаэратора имеем Dд = 1,917 кг/с. Расхождение составляет 0,26 %, т.е.

меньше 0,3 %, и поэтому дальнейших приближений не требуется.

2.20. Определение полной нагрузки на котельную Суммарная (полная) нагрузка котельной (номинальная расчетная паропроизводительность всех котлов) по формуле баланса свежего пара В то же время полная нагрузка котельной по балансу преобразуемой в свежий пар Dсум = Wд - W1- Wтс - Wпр = 22,635 - 0,100 - 2,849 - 0,687 = 18,989 кг/с.

За расчетное берется среднее значение полной нагрузки Суммарный расчетный расход питательной воды поступающей во все котлоагрегаты котельной Тепловой баланс котельной установки составляется для определения коэффициента полезного действий (КПД) тепловой схемы и оценки относительных величин различных потерь теплоты, что позволяет оценить экономичность предложенной тепловой схемы и пути уменьшения тепловых потерь.

Поступление теплоты в котельную происходит в котлоагрегаты в виде той части теплоты сгорания топлива, которая используется на парообразование и нагрев продувочной воды Qпо, и в виде теплоты Qсв, поступающей в схему с сырой добавочной водой. Суммарное поступление теплоты в схему Q по = (D сум h1x + Wпр h1 ) - Wпв h 2 - теплота от сгорания топлива, кДж/с;

Q св = Wсв h св - теплота поступающей в схему сырой воды, кДж/с.

= [(18,996 2707,5 + 0,687 816,3) - 19,682 436,2] + 7,543 21,0 = 43564 кВт.

Найдем величину полезно использованной теплоты. Количество теплоты Qт, кДж/с, полезно использованной с острым паром на технологические нужды (производственная нагрузка) с учетом возврата части конденсата на котельную Процент (доля) расхода теплоты на производственные нужды:

Количество теплоты Qтс, кДж/с (кВт), полезно использованной в водяной тепловой сети (отопительная нагрузка) с учетом потерь сетевой воды, равно Q тс = Wб h1 - (Wб - Wтс ) h 2 = 105,5 377,1 - (105,5 - 2,849) 217,9 = 17416 кВт, h1 = с в t1 = 4,19 90 = 377,1 кДж/кг – энтальпия "прямой" сетевой воды, потс где даваемой из бойлеров котельной в подающую линию тепловой сети.

Аналогично, процент (доля) расхода теплоты на отопительные нужды Полезно использованная у потребителей доля суммарно поступившей в котельную теплоты, т.е. КПД схемы равен Соответственно доля суммарных потерь теплоты в схеме Рассмотрим основные составляющие потерь теплоты в схеме.

2) Потери теплоты в окружающую среду в бойлерах котельной Неосновные тепловые потери в котельной составляют q но = q пот - q1 - q пот = 5,29 - 2,65 - 1,86 = 0.78 %.

При выполнении данного курсового проекта неосновные тепловые потери не должны превышать 1…1,5 %. Обычно при расчетах тепловых схем котельных данные потери не учитывают (неучитываемые потери). Однако, иногда, в некоторых случаях может возникнуть необходимость их учесть. Поэтому вычислим также и неосновные тепловые потери.

3) Потери теплоты с водой, удаляемой из блока химводоочистки 4) Потери теплоты со сбрасываемой в барботер продувочной водой (после водяного подогревателя сырой воды) При отсутствии в схеме водяного подогревателя ВПСВ в формуле используется энтальпия продувочной воды на выходе РНП.

5) Потери теплоты в окружающую среду в паровом подогревателе сырой воды ППСВ 6) Потери теплоты конденсата выпара, сливаемом в бак-барботер из охладителя выпара ОВ. При отсутствии ОВ используется энтальпия выпара h 7) Потери теплоты в окружающую среду в водяном подогревателе сырой воды ВПСВ 8) Потери теплоты в окружающую среду в охладителе выпара ОВ Проверяем тепловой баланс расчета схемы котельной установки hсх + q пот = (q т + q тс ) + q iпот = (54,73 + 39,98 ) + (2,65 + 1,86 ) + 0,68 =99,90 %.

Незначительное расхождение вызвано погрешностью расчетов. В данном курсовом проекте допустима погрешность, не превышающая ±0,1 %. При выполнении расчетов следует помнить, что при определении составляющих тепловых потерь следует учитывать только уходящие потоки рабочей среды и элементы, имеющиеся именно в заданной схеме котельной, а не в примере.

4. Определение количества котлоагрегатов котельной Выбирая количество котлоагрегатов, устанавливаемых в котельной, условно принимаем, что максимальная тепловая нагрузка котельной соответствует суммарной паропроизводительности всех котлоагрегатов. При выборе числа котлов следует руководствоваться следующими соображениями 1) число котлов должно быть минимальным, но не меньше двух, причем один из них резервный (может быть меньшей производительности);

2) устанавливаемые котлоагрегаты должны по возможности иметь одинаковую номинальную паропроизводительность;

3) котлы должны обеспечивать генерацию острого пара требуемых потребителю параметров – давления и температуры.

Может оказаться, что один из котлоагрегатов будет недогружен, в этом случае он является резервным.

В курсовом проекте используются котельные агрегаты типа КЕ, которые имеют номинальную паропроизводительность Dка, кг/с, согласно таблице 2. Паровые котлы средней мощности типа КЕ для сжигания твердых топлив выпускаются вместо котлов типа ДКВР с 1977 г.

Таблица 2 – Паропроизводительность котлоагрегатов типа КЕ Примечание: при работе на газообразном топливе или мазуте паропроизводительность котлоагрегатов может быть увеличена на 25…30 % Выбираем котлы типа КЕ-10-23. Это котлы с естественной циркуляцией (буква Е) паропроизводительностью 10 т/ч пара давлением 23 ат (23 кгс/см2) или приблизительно 2,3 МПа. Количество котлоагрегатов Z в котельной определяется по их суммарной паропроизводительности В котельной устанавливается семь котлов КЕ-10-23, из которых седьмой котел в расчетном режиме недогружен (резервный).

Для определения объемов продуктов сгорания необходимо знать элементарный состав топлива (твердого – угля или жидкого – мазута). Вид топлива указан в задании. Элементарный состав топлив приведен в таблице 3.

Минимальное количество воздуха, необходимое для полного (стехиометрического) сгорания 1 кг топлива при условии полного использования кислорода, содержащегося в воздухе и топливе, называют теоретически необходимым количеством (объемом) воздуха Vво, н.м3/кг (т.е. число "нормальных" кубометров воздуха необходимых для полного сгорания килограмма топлива) и определяют по процентному элементарному составу топлива по его рабочей массе (индекс "р") При расчете объемов продуктов сгорания вместо буквенных обозначений элементов подставляют значения их процентного содержания в топливе.

Объемы газообразных продуктов сгорания и воздуха приведены к нормальным условиям: температуре tну = 0 °С и давлению pну = 101325 Па = 760 мм рт.ст.), что показывается обозначением н.м3 – "нормальный" кубометр газа, т.е.

кубический метр газа при нормальных условиях. Однако в большинстве случаев при расчетах это обозначение подразумевается.

Функция у = Int (x) здесь означает, что у равно целой части числа х.

Таблица 3 – Элементарный состав используемых топлив Каменный уголь Бурый уголь Теоретические объемы продуктов полного сгорания 1 кг топлива определяются по следующим формулам 3) 3объем водяных паров (вода из воздуха, топлива и от сгорания водорода) Следовательно, объем продуктов полного стехиометрического (теоретического) Для обеспечения полноты реальных процессов сжигания топлива действительное количество (объем) воздуха Vв, м3/кг, подаваемого в топочную камеру (топку) всегда несколько больше теоретического Vв > Vво, причем отношение этих количеств (объемов) называется коэффициентом избытка воздуха a = Vв Vво.

Коэффициент избытка воздуха на выходе из топочной камеры aт зависит от вида сжигаемого топлива и дан в задании. Если в газоходе котла после топки установлен экономайзер, то вследствие присосов воздуха в области экономайзера (давление в газоходе ниже атмосферного) коэффициент избытка воздуха в выходном сечении экономайзера возрастает на величину Daэ. Следовательно, коэффициент избытка воздуха в уходящих газах будет равен a ух = a т + Da э. При отсутствии экономайзера a ух = a т. Величина присосов воздуха в газоходе в проекте принимается Daэ = 0,1.

Расчет действительных объемов продуктов сгорания в курсовом проекте производится для двух вариантов конструкции котлоагрегата.

1) Вариант "С" – с установкой экономайзера (обозначается индексом "с").

2) Вариант "Б" – без установки экономайзера (обозначается индексом "б").

В курсовом проекте влагосодержание атмосферного воздуха принято равным dв = 10 г/кг (в граммах влаги, т.е. водяного пара на 1 кг сухого воздуха) и учтено третьим слагаемым при определении теоретического объема водяных паров. В связи с тем, что в реальном случае всегда a > 1, действительный объем водяных паров будет больше теоретического При определении действительного объема продуктов сгорания необходимо учесть объем не участвующего в процессе горения избыточного воздуха 5.2. Пример расчета объемов продуктов сгорания Примем, что котлоагрегаты котельной работают на каменном угле следующего состава Теоретически необходимое количество воздуха = 0,0889 [62,0 + 0,375 (0,8 + 1,0 )] + 0,265 4,6 - 0,0333 5,4 = 6,971 м3/кг.

Коэффициент избытка воздуха на выходе из топочной камеры дан в задании: a т = 1,35. Величина присосов воздуха в газоходе экономайзера Da э = 0,10.

Далее расчет выполняется для двух вариантов: с экономайзером и без него.

Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах Действительный объем водяных паров VН 2 О = VН 2 О + 0,0161 (a ух - 1) Vво ;

Действительный объем продуктов сгорания Vг = VRO 2 + VN 2 + VН 2 О + (a ух - 1) Vво ;

6. Определение энтальпий продуктов сгорания и воздуха Для определения энтальпий продуктов сгорания необходимо знать их состав и объем, а также температуру, которая различна для вариантов с экономайзером и без него. Значения энтальпии 1 н.м3 для газов, входящих в продукты сгорания топлива и для влажного воздуха в зависимости от их температуры, приведены в таблице 4.

Таблица 4 – Удельная энтальпия 1 н.м3 газов и влажного воздуха Примечание: энтальпии газов при промежуточных температурах определяются методом линейной интерполяции Энтальпия2 теоретического объема воздуха I о, кДж/кг и энтальпия теоретив ческого объема продуктов сгорания (дымовых газов) I о, кДж/кг, при температуре t, отнесенные к одному килограмму топлива, определяется по формулам Энтальпия действительного объема продуктов сгорания определяется с учетом коэффициента избытка воздуха в уходящих газах Расчет энтальпий произведем отдельно для вариантов "С" и "Б".

6.2.1. Вариант "С" – с установкой экономайзера Температура уходящих из котлоагрегата дымовых газов по заданию (или таблице А.2): tух = tух2 = 175 °С. Используя таблицу 4, методом линейной интерполяции Энтальпии теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания = 1,170 311,0 + 5,550 227,5 + 0,747 266,5 = 1825,6 кДж/кг.

Энтальпия действительных объемов продуктов сгорания при температуре tух 6.2.2. Вариант "Б" – без установки экономайзера В этом случае температура уходящих из котлоагрегата дымовых газов по заданию: tух = tух1 = 295 °С. Используя таблицу 4, методом линейной интерполяции В некоторых публикациях удельная энтальпия обозначается символом i, Дж/кг, а полная энтальпия символом I, Дж. Однако рекомендуемыми обозначениями энтальпии являются h, Дж/кг, и H, Дж. В данных указаниях используются обозначения для воды и пара h, Дж/кг и для продуктов сгорания I, Дж/кг (топлива).

Энтальпии теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания = 1,170 549,9 + 5,550 385,4 + 0,747 455,1 = 3122,3 кДж/кг.

Энтальпия действительных объемов продуктов сгорания при температуре tух Тепловой баланс составляется для определения расхода топлива и КПД котлоагрегата при установившемся тепловом состоянии (режиме работы) котла.

Уравнение теплового баланса котлоагрегата на единицу (килограмм) сгоревшего топлива имеет вид Q p – располагаемая теплота, поступившая в топку котлоагрегата, кДж/кг;

Q1 – теплота, полезно использованная на парообразование, кДж/кг;

Q3 – потери теплоты от химической неполноты сгорания, кДж/кг;

Q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания, кДж/кг;

Q6 – потери теплоты с физическим теплом удаляемых шлаков, кДж/кг.

В курсовом проекте в располагаемой теплоте не учитывается теплота горячего воздуха, подаваемого в топку и подогретого вне котлоагрегата, а также тепло парового дутья, затраты теплоты на размораживание смерзшегося топлива и т.д.

Поэтому можно считать, что располагаемая теплота равна низшей теплоте сгорания топлива Q p = Q р, кДж/кг.

Приняв располагаемую теплоту Q p за 100 %, выражение (25) можно запиp где q = 100 – относительная величина (доля) i-х тепловых потерь, %.

Если известны все потери теплоты в котлоагрегате, то его коэффициент полезного действия (КПД) "брутто" определяется выражением Рассмотрим методику расчета составляющих тепловых потерь котлоагрегата. Потери теплоты с уходящими газами где I о - энтальпия теоретического объема воздуха, подаваемого в топку. В курсохв вом проекте температуру холодного воздуха следует принять равной tхв = tхво (не следует искать смысловую связь между этими температурами). Объемная теплоемкость воздуха в интервале температур 0…100 °С составляет примерно схв = 1, кДж/(м3К). Энтальпия теоретического объема воздуха равна В связи с тем, что объемы продуктов сгорания рассчитываются в предположении полного сгорания топлива, в уравнение (28) введена поправка на величину q4 – долю тепловых потерь от механической неполноты сгорания.

Потери тепла от химической неполноты сгорания (недожога) q3 возникают вследствие неполного сгорания горючих газов и летучих и принимаются по данным таблицы 5 в зависимости от вида топлива и метода сжигания, согласно характеристикам топочных устройств.

Потеря тепла от механической неполноты сгорания (недожога) q4 возникают вследствие провала или уноса частиц твердого топлива с уходящими газами и недожога топлива в шлаках. Значение относительных потерь тепла q4 также можно принять по таблице 5.

Таблица 5 – Характеристики тепловых потерь слоевых и камерных топок топки Потери тепла котлоагрегатом в окружающую среду q5 в курсовом проекте могут быть найдены для котлоагрегатов типа КЕ по таблице 6.

Таблица 6 – Потери тепла котлоагрегатами КЕ в окружающую среду Марка котлоагрегата Потерями теплоты q6 с физическим теплом удаляемых из топки горячих шлаков в курсовом проекте можно пренебречь (q6 = 0 %).

После нахождения значений всех потерь определяется КПД котлоагрегата "брутто" hбр и расход подаваемого в котел топлива по уравнению С учетом потерь от механического недожога q 4 расчетный расход полностью сгоревшего в топке твердого топлива (угля) составит 7.2. Пример расчета теплового баланса котла Используемое топливо (каменный уголь) имеет по заданию низшую теплоту Из таблицы 5 для каменного угля, сжигаемого в слоевой топке, находим потери от химической неполноты сгорания q3 = 1,0 % и потери от механической неполноты сгорания q4 = 6,0 %. Температура холодного воздуха tхв = tхво= 25 °С.

Энтальпия теоретически необходимого объема холодного воздуха Составление теплового баланса котлоагрегата выполним отдельно для двух Потери теплоты с уходящими газами Из таблицы 6 для котлоагрегата КЕ-10-23 находим q c = 1,3 % и вычисляем Расчетный расход твердого топлива с учетом неполноты его сгорания Так как экономайзер в котлах располагается в виде отдельного агрегата, то его отсутствие уменьшает тепловые потери в окружающую среду. Из таблицы находим q5 = 0,5 % и затем вычисляем КПД котла "брутто" Расход топлива, подаваемого в топку, изменится только за счет изменения Расчетный расход топлива с учетом неполноты его сгорания 8. Расчет годового расхода и экономии топлива Для сравнения экономичности котлоагрегатов различной компоновки необходимо определить годовой расход топлива в одном котельном агрегате при номинальной нагрузке. Учитывая, что график расхода теплоты (свежего пара) для упрощения расчетов не задан, можно принять где Dгод – годовой расход пара, вырабатываемого одним котлом, кг/год;

6600 – условное число часов работы одного котла при номинальной нагрузке в течение года, ч/год;

Возрастание удельной энтальпии рабочей среды в котлоагрегате равно Dh ка = h1x - h 2 и не зависит от установки экономайзера или его площади.

В общем случае применение экономайзера приводит к увеличению hбр и, следовательно, к снижению затрат топлива. Годовая экономия топлива может быть условно определена при сравнении годового расхода топлива варианта котлоагрегата без экономайзера и варианта с экономайзером.

Приращение энтальпии рабочей среды в котлоагрегате Qгод = Dгод Dh ка 10-6 = 66,05 106 2271,3 10-6 = 1,500 105 ГДж/год.

Годовая экономия топлива на одном котлоагрегате вследствие использования экономайзера для подогрева питательной воды равна 9. Тепловой и конструктивный расчет экономайзера 9.1. Основы теплового расчета экономайзера Водяной экономайзер представляет собой поверхностный рекуперативный теплообменник и используется для подогрева питательной воды перед подачей ее в барабан котла за счет теплоты уходящих газов. При этом снижается температура уходящих газов и потери теплоты с ними, но в то же время несколько увеличиваются потери теплоты в окружающую среду и подсосы воздуха в газоходе в районе экономайзера. Присосы воздуха в газоходе не только снижают КПД котла hбр, но и вызывают значительное повышение расхода электроэнергии на собственные нужды (на привод дымососа).

Исходными данными для расчета водяного экономайзера являются:

1) температура питательной воды перед экономайзером tпв1, °С, которую считаем равной температуре деаэрированной воды (повышением температуры в питательном насосе ПН пренебрегаем): tпв1 = ts (р2) = t2;

2) температура уходящих газов перед экономайзером: tух1, °С;

3) температура уходящих газов после экономайзера: tух2, С.

Тепловым расчетом экономайзера определяются:

1) температура питательной воды после экономайзера: tпв2, С;

2) площадь теплопередающей поверхности нагрева экономайзера Fэ, м2.

Теплота, отдаваемая газовым потоком (уходящие газы и присосанный извне воздух) питательной воде, называется тепловосприятием экономайзера. Она определяется из уравнения теплового баланса с учетом тепловых потерь j – коэффициент сохранения тепла газового потока, который учитывает теЭ пловые потери Q5, кДж/кг, в окружающую среду в экономайзере. Они равны Затем определяется энтальпия питательной воды, выходящей из экономайзера в барабан котла где h пв1 = h пв = h 2 – энтальпия питательной воды, поступающей из деаэратора после насоса ПН в экономайзер (т.е. увеличением энтальпии при сжатии воды в Если энтальпия воды после водяного экономайзера меньше энтальпии воды в состоянии насыщения при действующем после насоса давлении р1, т.е. выполняется условие h пв 2 < h1 = h (p1 ), то экономайзер является некипящим. В этом случае температура воды после экономайзера определяется по её энтальпии Если же энтальпия воды после экономайзера больше или равна энтальпии воды в состоянии насыщения при давлении р1, т.е. h пв 2 h1 = h (p1 ), то водяной экономайзер является кипящим. В этом случае tпв2 = ts (p1) = t1 и применяются только стальные змеевиковые экономайзеры. Паросодержание (степень сухости) воды на выходе кипящего экономайзера Затем определяется площадь Fэ поверхности нагрева экономайзера kэ – коэффициент теплопередачи в экономайзере, кВт/(м2К);

Dtэ – средний температурный напор теплопередачи, °С.

В ребристых чугунных экономайзерах скорость продуктов сгорания обычно составляет 6…8 м/с. Значение коэффициентов теплопередачи при этих скоростях составляет 0,0155…0,0215 кВт/(м2К) (см. таблицу А.2).

Средний температурный напор в экономайзере Dtб – разность температур теплоносителей (уходящие газы – питательная вода) на том конце поверхности, где она наибольшая, °С;

Dtм – разность температур теплоносителей на том конце поверхности нагрева, где она наименьшая, °С.

При любых значениях температур при прочих равных условиях наибольший температурный напор Dtэ достигается при использовании противоточной схемы движения сред и наименьший – при прямотоке, в связи с чем рекомендуется применение противоточной схемы.

Если паросодержание питательной воды на выходе экономайзера лежит в интервале хпв2 = 0…30 %, то температурный напор для экономайзеров рассчитывается по формуле (36), но вместо температуры воды tпв2 на выходе из экономайзера в эту формулу подставляется условная температура воды Dh пэ = h пв 2 - h1 – количество тепла, затраченное на парообразование в вогде После определения площади Fэ поверхности нагрева производится конструктивный расчет экономайзера.

9.2. Основы конструктивного расчета экономайзера В парогенераторах малой и средней мощности применяются ребристые чугунные экономайзеры и стальные гладкотрубные экономайзеры.

Ребристые чугунные экономайзеры собирают из стандартных ребристых труб длиной 1,5; 2,5; 3,0 м. При выборе длины и количества труб в горизонтальном ряду учитывают компоновку экономайзера в газоходе, а также скорость движения газов. Скорость продуктов сгорания должна находиться в пределах 6…12 м/с, но не менее 3 м/с. Общее количество труб определяется отношением расчетной поверхности нагрева экономайзера Fэ к площади поверхности одной трубы с газовой стороны.

Стальные гладкотрубные экономайзеры выполняют в виде горизонтальных змеевиков из бесшовных труб с наружным диаметром 28, 30, 32 и 38 мм. Основные величины, которыми следует руководствоваться при разработке конструкций 1) Наружный диаметр труб

2) Толщина стенок труб

3) Расположение труб в трубном пучке

4) Скорость уходящих дымовых газов при Dка....... wг = 6…12 (опт. 8…10) м/с.

5) Скорость питательной воды в трубах (оптимальная):

для экономайзеров некипящего типа.............. wв = 0,4 м/с;

для экономайзеров кипящего типа.................. wв = 0,8 м/с.

поперек хода газов (s1)

вдоль по ходу газов (s2)

7) Радиус изгиба труб, м

8) Высота одного пакета труб

Рисунок 13 - Шахматное расположение труб одноходового экономайзера Методика определения конструктивных характеристик стального гладкотрубного экономайзера следующая. Предварительно выбрав размеры горизонтального сечения экономайзера, увязывают их с размерами сечения газохода парогенератора. Расположение труб в пучке принимают шахматным и одноходовым по уходящим дымовым газам (для КЕ-2,5 и 4,0 двухходовым по газам).

Ширина В газохода для парогенераторов типа КЕ равна 1900 мм, а глубина А газохода равна: для КЕ-2,5 – 444 мм; для КЕ-4,0 – 864 мм, для КЕ-6,5 – 642 мм и для КЕ-10 – 852 мм. Выбрав трубы какого-либо диаметра dнар и значения относительных шагов труб поперек хода газов s1 и по ходу газов s2, находят абсолютные шаги S1 = dнарs1, S2 = dнарs2, и производят шахматную расстановку труб экономайзера по глубине А (см. рисунок 13).

Согласно выбранным размерам определяют площадь F, м2 живого сечения экономайзера между трубами одного ряда для прохода дымовых газов где Z1 – количество труб в одном горизонтальном ряду, шт., равное Скорость дымовых газов wг между трубами находят по отношению объемного секундного расхода газов через экономайзер Vгэ к площади живого сечения F Рисунок 14 - Шахматное расположение труб двухходового экономайзера Если скорость газов выходит за допустимые пределы, то производят соответствующую корректировку размеров живого сечения газохода экономайзера. При недостаточной скорости газов wг увеличивают число труб в ряду (уменьшают шаг s1) и диаметр труб dнар, а при высокой скорости действуют наоборот.

Скорость движения питательной воды в трубах вычисляют по формуле где Wпвк – расход питательной воды через экономайзер одного котлоагрегата uв » 0,00107 м3/кг – средний удельный объем питательной воды, м3/кг;

Z0 – число параллельно включенных по воде труб, шт. При шахматном и одноходовом по воде расположении труб в пучке Z0 = 2Z1. При шахматном и Если скорость движения воды в трубах будет меньше рекомендуемых значений, необходимо изменить расстановку труб в пучке. Увеличение скорости движения питательной воды wв достигается следующими способами:

1) уменьшением общего количества параллельно включенных труб Z0 путем · увеличения поперечного шага s1 и уменьшения числа труб в ряду Z1;

· перехода от одноходовой схемы к двухходовой схеме экономайзера;

2) уменьшением диаметра труб dвн (dнар).

Иногда уменьшение числа труб ведет к чрезмерному увеличению высоты экономайзера по высоте. Тогда для повышения скорости воды целесообразно использовать одну из схем на рисунке 14 (а или б) двухходового экономайзера.

Количество петель (прямых участков) в одном змеевике (одной трубе пучка) рассчитывают по формуле Fэ – расчетная площадь теплопередающей поверхности экономайзера, м2;

Z2 = 2Z1 – общее количество змеевиков (труб) в газоходе при шахматном Для одноходового по воде экономайзера число петель должно быть ближайшим четным (коллекторы на одной стороне) или нечетным (коллекторы с разных сторон), а для двухходового экономайзера – нечетным (схема "а") или четным числом (схема "б"). Расчетная геометрическая высота экономайзера Если расчетная высота будет больше 1,5 м, то экономайзер делят на отдельные пакеты высотой 0,8…1,2 м с разрывом с разрывом не менее 0,5…0,6 м для ремонта и обслуживания. Диаметр коллекторов Dкол, м выбирается из условия примерного постоянства скорости питательной воды Для коллектора выбирают трубу с ближайшим внутренним диаметром Dвн из номенклатурного ряда труб заданных наружным диаметром Dнар и толщиной стенки Dкол: 76х3,5 мм; 89х4,0 мм; 102х4,5 мм; 108х4,5 мм; 114х4,5 мм; 133х4,5 мм; 159х мм; 219х7 мм.

Исходные данные t пв1 = t 2 = 104,1 °С; t ух1 = 295 °С; t ух 2 = 175 °С.

Коэффициент сохранения тепла газового потока Q э = (Iб - I с ) + Da э I о j = [(4089,0 - 2557,4 ) + 0,1 226,6] 0,862 = 1300,7 кДж/кг.

Энтальпия воды на выходе из экономайзера (hпв1 = h2 = 436,2 кДж/кг) Так как h пв 2 < h 1 = h (p1 ) = 816,3 кДж/кг, то экономайзер является некипящим. Температура питательной воды на выходе из экономайзера условно определяется по ее энтальпии Наибольший температурный напор Dt б = t ух1 - t пв 2 = 295 - 138,9 = 156,1 °С.

Наименьший температурный напор Dt м = t ух 2 - t пв1 = 175 - 104,1 = 70,9 °С.

Средний температурный напор теплопередачи в экономайзере Площадь Fэ, м2, теплопередающей поверхности экономайзера с учетом заданного коэффициента теплопередачи kэ = 0,02 кВт/(м2К) равна 9.4. Пример конструктивного расчета экономайзера Выбираем для экономайзера трубы наружным диаметром dнар = 30 мм с толщиной стенок Dст = 3,0 мм и относительные шаги расположения труб в пучке s1 = 2,4 и s Для котлоагрегата типа КЕ-10-23 ширина газохода В = 1900 мм, а глубина А = Объемный расход уходящих дымовых газов (продуктов сгорания) Внутренний диаметр труб dвн = dнар – 2Dтр = 30 – 23,0 = 24 мм. Выбирается двухходовой экономайзер Z0 = Z1 = 12 шт. Скорость воды в трубах Длина одной петли: lп = В – 2dнар = 1900 – 230 = 1840 мм. Количество петель на одном змеевике (всего труб в пучке Z2 = 2Z1 = 212 = 24) равно Коллектор по высоте следует разбить на три пакета высотой по 3,74:3 = 1,25 м.

Выбираются коллекторы 89х4,0 мм с внутренним диаметром Dвн = 81 мм.

Данный расчет экономайзера носит учебный характер. Для котлов КЕ используют стальные готовые блочные экономайзеры типа БВЭС с коридорным расположением труб диаметром 28 мм с поперечным шагом 70 мм и продольным 50 мм Исходные данные к курсовому проектированию Таблица А.1 – Термодинамические свойства воды и водяного пара Таблица А.2 – Исходные данные к расчету тепловой схемы котельной Примечание: номер варианта исходных данных к расчету тепловой схемы выбирается по последней цифре шифра в зачетной книжке Qб = 12,22 МВт t1` = 92 C t1` = 50 C m1 = 50 %, tк1 = 95 С m2 = 10 %, tк2 = 68 С Qб = 12,12 МВт t1` = 95 C t2` = 46 C m1 = 30 %, tк1 = 40 С m2 = 40 %, tк2 = 53 С Qб = 18,88 МВт t1` = 95 C t2` = 45 C m1 = 65 %, tк1 = 70 С m2 = 20 %, tк2 = 50 С Qб = 14,44 МВт t1` = 87 C t2` = 48 C Qб = 16,66 МВт t1` = 89 C t2` = 44 C m1 = 25 %, tк1 = 45 С m2 = 55 %, tк2 = 60 С Qб = 15,60 МВт t1` = 95 C t2` = 41 C m = 70 %, tк = 75 С Qб = 10,21 МВт t1` = 93 C t2` = 43 C m1 = 30 %, tк1 = 40 С m2 = 15 %, tк2 = 55 С Qб = 15,81 МВт t1` = 92 C t2` = 41 C m = 80 %, tк = 40 С Qб = 15,81 МВт t1` = 95 C t2` = 39 C m1 = 30 %, tк1 = 35 С m2 = 40 %, tк2 = 45 С Qб = 20,22 МВт t1` = 80 C t2` = 40 C m = 95 %, tк = 70 С Основными целями работы промышленно-отопительной котельной являются:

1) производство и подача технологического пара требуемых параметров (р1, t1, x1) производственным потребителям c возвратом от них части конденсата пара, т.е. промышленная тепловая нагрузка;

2) нагрев поступающей из тепловой сети обратной сетевой воды до требуемой температуры (t1`) и подача её обратно в тепловую сеть к коммунальным потребителям, т.е. отопительная тепловая нагрузка;

3) восполнение за счет поступающей в схему сырой добавочной воды внешних потерь конденсата технологического пара и сетевой воды, а также потерь рабочей среды (воды и пара) в самой котельной;

4) подготовка, т.е. химочистка сырой воды и деаэрация питательной и подпиточной воды, причем сырая вода перед химочисткой подогревается до температуры 20…30 °С для интенсификации химических процессов;

5) уменьшение потерь теплоты с уходящими из котельной потоками рабочей среды и газов, для чего используются подогреватели: охладитель выпара, водяной подогреватель сырой воды продувочной водой, экономайзер и т.д.;

КО КО КО

Рисунок В.1 - Тепловая схема котельной установки 6) уменьшение потерь рабочей среды из котельной с целью уменьшения объема водоподготовки, для чего устанавливается расширитель непрерывной продувки, вторичный пар от которого сохраняется в схеме.

На рисунке В.1 изображена тепловая схема котельной (из примера расчета) на которой указаны точки характерных состояний рабочей среды. На рисенке В. на термодинамических hs- и Ts-диаграммах показаны данные состояния и термодинамические процессы между ними, характеризующие работу отдельных элементов котельной. Рассмотрим данные термодинамические процессы:

(1-2) – изобарный при давлении р2 процесс нагрева поступающей сырой воды в водяном подогревателе ВПСВ от температуры tсв до tсв1 теплотой удаляемой продувочной воды;

(2-3) – изобарный процесс нагрева сырой воды в паровом подогревателе ППСВ от температуры tсв1 до tхво теплотой конденсации греющего редуцированного пара;

(3-4) – изобарные процессы химочистки в блоке ХВО и нагрева сырой воды до температуры tсм в конденсатном баке КБ теплотой потоков обратного конденсата с образованием смеси сырой воды и конденсата;

(4-5) – изобарный процесс нагрева смеси до температуры насыщения t2 (при давлении р2) теплотой редуцированного и вторичного пара и деаэрация смеси в колонке деаэратора Д с образованием выпара;

(5-6) – адиабатный процесс сжатия и повышения давления деаэрированной воды в питательном насосе ПН от давления р2 до р1 и подача питательной воды в котлоагрегат;

(6-7) – изобарный процесс нагрева поступающей питательной воды от температуры tпв1 » t2 до tпв2 в экономайзере Э котлоагрегата (если экономайзер есть) теплотой уходящих продуктов сгорания (дымовых газов);

(7-8) – изобарные процессы нагрева (7-7`) до температуры насыщения t1 при давлении р1 котловой воды (если экономайзер некипящий) в барабане и изотермического парообразования в топочных экранах котлоагрегата КА за счет теплоты сгорания топлива с образованием влажного насыщенного пара со степенью сухости х1 и удаляемой продувочной воды с высоким солесодержанием. Данный пар (острый пар) подается промышленным потребителям;

(8-9) – изоэнтальпийный процесс дросселирования и охлаждения острого (влажного) пара в редукционно-охладительной установке РОУ от давления р1 до р2 с образованием перегретого пара;

(9-10) – изобарный процесс охлаждения перегретого пара в РОУ до температуры t2 и состояния сухого насыщенного редуцированного пара при давлении р за счет теплоты испарения впрыскиваемой в поток пара увлажняющей деаэрированной воды;

(10-11) – изобарный процесс изотермической конденсации редуцированного пара и охлаждения конденсата пара до температуры tкб в сетевых подогревателях (бойлерах Б) котельной с отдачей теплоты процесса на нагрев проходящей через бойлеры сетевой воды и подачей данной сетевой воды h, кДж/(кг.К) коммунальным потребителям;

(10-12) – изобарный процесс конденсации выпара и охлаждения конденсата выпара до температуры tкв в охладителе выпара ОВ с утилизацией теплоты процесса на нагрев проходящей через ОВ смеси из КБ и подачей данной смеси в деаэратор для деаэрации;

(10-13) – изобарный процесс конденсации редуцированного пара и охлаждения конденсата пара до температуры tкп в подогревателе ППСВ с использованием теплоты процесса на нагрев проходящей через ППСВ сырой воды;

(7`-14, 7`-5) – процессы дросселирования поступающей из котла в насыщенном состоянии продувочной воды на входе в расширитель непрерывной продувки РНП и изобарного вскипания в нем продувочной воды с образованием чистого влажного вторичного пара со степенью сухости х2 (т.14), идущего в деаэратор, и продувочной воды в насыщенном состоянии при давлении р2 (т.5);

(8-15-16-4) – процесс транспортировки технологического пара промышленным потребителям, его теплоиспользования и возврата конденсата в котельную, который состоит из следующих процессов:

(8-15) – процесс уменьшения давления и конденсации части влажного технологического пара вследствие тепловых потерь в транспортирующих паропроводах к промышленным предприятиям;

(15-16) – процесс теплоиспользования технологического пара на установках предприятий при некотором постоянном давлении рпроизв с отдачей теплоты его изотермической конденсации на технологические нужды;

(16-4) – возврат по конденсатопроводам части конденсата технологического пара в котельную (для уменьшения тепловых потерь источника и объема водоподготовки) и изобарное смешивание нескольких потоков в КБ.

Необходимо отметить, что в данном анализе не учитываются гидравлические потери в трубопроводах, паропроводах, в теплообменниках, в котлоагрегате и т.д. Считается, что в схеме всего два уровня давления – р1 и р2. В действительности же давление на выходе ПН (точка наивысшего давления) на 2030 % выше давления острого пара на выходе котлоагрегата. Процессы теплообмена в проточных и смешивающих теплообменных аппаратах считаются изобарными. так как уменьшение давления при течении потока по аппарату или изменение давления при смешивании в нём незначительно по сравнению с величиной самого давления.

В заключение следует сказать, что рисунок В.2 имеет качественный характер, и температуры на нем даны лишь для иллюстрации процессов.

Требования к порядку выполнения, оформлению и представлению курсового проекта основаны на стандарте ВятГУ СТП 102-2000 [12].

Студент выполняет курсовой проект в соответствии с заданием и планомграфиком под руководством преподавателя, который является его руководителем.

Руководитель дает задание на курсовой проект, осуществляет текущее руководство, которое включает в себя систематические консультации с целью оказания организационной и научно-методической помощи студенту; контроль над выполнением работы в соответствии с планом-графиком и проверку содержания и оформления завершенной работы. Руководителем определяется график выполнения курсового проекта, т.е. объем проекта разбивается на три-четыре части и указываются сроки их представления. После выполнения и оформления курсового проекта назначается дата представления и защиты студентом проекта перед комиссией из состава преподавателей кафедры.

В состав курсового проекта входят пояснительная записка и графическая часть, состоящая из двух листов чертежей.

Пояснительная записка имеет объем 3050 листов формата А4 и включает в себя последовательно расположенные следующие структурные элементы.

1) Титульный лист, оформленный согласно рисунку Г.1. Бланк титульного листа может также выдаваться руководителем в бумажном или электронном виде.

2) Лист замечаний, на котором руководитель отмечает недостатки выполненного курсового проекта (необязательный элемент). Лист не нумеруется.

3) Задание на курсовой проект, на котором даются вариант исходных данных, исходные данные и номер тепловой схемы. Типовой бланк задания выдается преподавателем (необязательный элемент). Лист не нумеруется.

4) Реферат, оформленный согласно рисуеку Г.2. В реферате приводится перечень от пяти до пятнадцати ключевых слов или словосочетаний, которые приводятся с красной строки прописными буквами в строку через запятые. Текст реферата составляется по следующему плану: объект исследования и разработки;

цель работы; методы проведения работы; основные результаты, выводы, рекомендации и область использования результатов работы.

5) Ведомость курсового проекта, оформленная по рисунку Г.3.

6) Содержание оформляется согласно рисунку Г.4 и включает в себя порядковые номера и наименования разделов, подразделов и приложений с указанием их обозначения и заголовков. Структурные элементы «Титульный лист», «Задание», «Реферат», «Ведомость» в содержании не приводятся.

7) Введение не нумеруется. Слово «Введение» пишется с прописной буквы без точки в конце. Во введении приводится актуальность темы проекта, назначение и область применения проектируемого объекта, степень новизны, значимость и границы разработки, формулируется цель проекта.

8) Основная текстовая часть пояснительной записки делится на разделы, подразделы, пункты и подпункты. Разделы начинаются с нового листа. Текст основной части оформляется согласно рисунку Г.5.

9) Заключение формулирует главные выводы, характеризующие в сжатом виде итоги работы, излагаются предложения и рекомендации. В "Заключении" не допускается повторения разделов содержания, введения или основной части.

10) Приложения оформляются в соответствии с ГОСТ 2.105-95 и СТП ВятГУ 2.101-2000. В приложениях приводится материал, дополняющий содержание курсового проекта. В приложениях могут быть: графические материалы; таблицы большого формата; тексты программ и(или) результаты расчетов на ЭВМ;

перечень принятых определений и терминов; перечень принятых условных обозначений и сокращений; библиографический список. Каждое приложение оформляется с новой страницы.

11) Библиографический список является последним приложением, перед ним перечень обозначений и сокращений, перед ним перечень определений и терминов.

Графическая часть курсового проекта оформляется согласно рисунку Г.6 на листах формата А1 (тепловая схема котельной) и А2 (чертеж экономайзера).

Пример выполнения тепловой схемы котельной дан на рисунке Г.7. Тепловая схема должна включать в себя перечень основных составных частей и элементов схемы и таблицу условных обозначений трубопроводов. Буквенные обозначения элементов схемы обычно располагаются около правой или левой верхней границы элемента. На схеме около линий и элементов допускается указывать параметры воды и пара: давление, расход, температуру, энтальпию и др. Для удобства восприятия параметры можно указывать на линиях-сносках и блоками, как показано на рисунке Г.7.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ВЯТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

К ЗАЩИТЕ

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

ПРОМЫШЛЕННО-ОТОПИТЕЛЬНОЙ

КОТЕЛЬНОЙ

Разработал студент гр. ПТ-31 / _ / Руководитель к.т.н., доцент Нормоконтролер Проект защищен с оценкой “_” “_” 2003 г Члены комиссии / _ / Рисунок Г.1 – Пример оформления титульного листа пояснительной Иванов И.В. Расчет тепловой схемы промышленноотопительной котельной установки: ТПЖА 621310.001 ПЗ:

Курс. проект / ВятГУ, каф ТиГ; рук. И.В. Шестаков. – Киров, 2003. – Гр.ч. 2 л. ф.А1; ПЗ 36 с., 8 рис., 1 табл., 5 источников.

КОТЛОАГРЕГАТ, ЭКОНОМАЙЗЕР, ДЕАЭРАТОР, БОЙЛЕР, РАСШИРИТЕЛЬ-СЕПАРАТОР, КОНДЕНСАТООТВОДЧИК,

РЕДУКЦИОННО-ОХЛАДИТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА, ХИМВОДООЧИСТКА, КОНДЕНСАТНЫЙ БАК

Объект разработки – промышленно-отопительная котельная заданной тепловой схемы.

Цель курсового проекта – выполнение теплового расчета тепловой схемы котельной, расчет водяного экономайзера.

Выполнен итерационный расчет тепловой схемы и составлен тепловой баланс котельной. Выбран тип и количество котлоагрегатов, составлен тепловой баланс котлоагрегата.

Получены объемы и энтальпии продуктов сгорания заданного топлива (каменного угля). Вычислен годовой расход и экономия топлива при наличии экономайзера в котлоагрегате.

Проведен тепловой и конструктивный расчет водяного экономайзера котлоагрегата.

Рисунок Г.2 – Пример оформления реферата курсового проекта Не менее Рисунок Г.3 – Пример оформления ведомости курсового проекта Введение

20 1 Расчет тепловой схемы котельной

2 Расчет теплового баланса котельной

3 Определение количества котлоагрегатов.................. 4 Расчет объемов продуктов сгорания

и воздуха

5.1 с экономайзером

5.2 без экономайзера

6.1 с экономайзером

6.2 без экономайзера

7

Не менее Заключение

Приложение А. Тепловая схема котельной

Приложение Б. Библиографический список

8х Рисунок Г.4 – Пример оформления содержания и заполнения основной надписи заглавного листа пояснительной записки курсового проекта Не менее Не менее 3х Рисунок Г.5 – Пример оформления текста и заполнения основной надписи на последующих листах пояснительной записки ТПЖА 621310.001 ТС Рисунок Г.6 – Примеры заполнения основной надписи и размеры рамок на листе графической части курсового проекта ТПЖА 621310.001 ТС

КО КО КО

Рисунок Г.7 - Пример выполнения чертежа тепловой схемы котельной в формате А1 (без числовых данных) 1. Для чего необходима котельная, что она производит для потребителей, и как рассчитать их тепловую нагрузку?

2. Какие термодинамические состояния воды и пара, и какие теплотехнические названия воды и пара Вы знаете?

3. Какие типы теплообменных аппаратов имеются в котельной, и по каким уравнениям они рассчитываются?

4. Зачем необходимы конденсатоотводчики?

5. Для чего в котельную постоянно подается сырая вода?

6. Зачем необходимы термические деаэраторы, по какому принципу они работают, и как выполняется их тепловой расчет?

7. Зачем необходима редукционно-охладительная установка, и по каким уравнениям выполняется её тепловой расчет?

8. Нарисуйте процесс работы РОУ в термодинамических диаграммах?

9. Зачем необходим расширитель-сепаратор непрерывной продувки, и как выполняется его тепловой расчет?

10.Каковы цели работы котельной?

11.Какие потери учитывает тепловой баланс котельной, что показывает КПД тепловой схемы?

12.Какие потери учитывает тепловой баланс котлоагрегата, что такое КПД котла "брутто"?

13.Что такое коэффициент избытка воздуха и теоретически необходимое и действительное количество воздуха?

14.Каков состав топлива, и что в нем является источником теплоты?

15.Что такое теоретический и действительный объем, а также энтальпия продуктов сгорания топлива?

16.Что такое экономайзер, и как выполняется его тепловой расчет?

17.Что является источником энергии для работы котельной, и куда расходуется эта энергия?

18.Где точка самого высокого давления при работе котельной?

19.Что будут показывать манометры, установленные в линиях острого и редуцированного пара?

20.Где происходит парообразование в котлоагрегате?

21.Что такое продувочная вода, и где в котлоагрегате она образуется?

22.Как определить: кипящий экономайзер или некипящий?

23.Почему количество подведенной или отведенной в теплообменниках теплоты определяется через изменение энтальпии?

24.На что влияет наличие экономайзера в котлоагрегате?

1. Сидельковский Л.И. Котельные установки промышленных предприятий / Сидельковский Л.И., Юренев В.Н. – М.: Энергоатомиздат, 1988.

2. Бузников Е.Ф. Производственные и отопительные котельные / Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф., Берзиньш Э.Я. – М.: Энергоатомиздат, 1984.

3. Гусев Ю.Л. Основы проектирования котельных установок. – М.: Стройиздат, 1973.

4. Соловьев Ю.П. Проектирование теплоснабжающих установок для промышленных предприятий. – М.: Энергия, 1978.

5. Соловьев Ю.П. Проектирование крупных центральных котельных для комплекса тепловых потребителей. – М.: Энергия, 1976.

6. ГОСТ 21.606-95 СПДС. Правила выполнения рабочей документации тепломеханических решений котельных.

7. СНиП II-35-76. Котельные установки. Нормы проектирования.

8. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / Под ред. Н.В.

Кузнецова и др. – М.: Энергия, 1973.

9. Тепловой расчет промышленных парогенераторов / Под ред. В.И. Частухина – Киев: Вища школа, 1980.

10.Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. – Л.: Энергоатомиздат, 1989.

11.Роддатис К.Ф. Котельные установки. – М.: Энергия, 1977.

12.СТП ВятГТУ 102-2000 Общие требования к структуре. оформлению и представлению курсовых проектов и работ.