* 1-- максимально зимний режим

 2-- режим наиболее холодного месяца

 3-- летний режим

Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для 2 режима

,

где  - расчетная температура наружного воздуха на отопление для 2 режима,(табл. 2.1)

Температура сетевой воды на нужды отопления и вентиляции в подающей линии для 2 режима

t1 = 18 + 64,5× kов0,8 +67,5× kов , оС

t1 = 18 + 64,5·0,70,8 + 67,5·0,7 = 111 °С

Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции

t2 = t1 – 90×kов ,оС

t2 = 111 - 90·0,7 = 50 °С

Расход воды в подающей линии для нужд горячего водоснабжения

, т/ч

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч

Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию

, т/ч

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч

Расход сетевой воды

G = Gов + Gгв , т/ч

1. G = 67,7 + 10,7500 = 78,5 т/ч

2. G = 59,9 + 14,0984 = 74,0 т/ч

3. G = 0,0 + 9,8286 = 9,8 т/ч

Расход пара на подогреватель сетевой воды

, т/ч

1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч

Утечка воды в тепловых сетях

Gут = 0,01×kтс× Gов , т/ч

где kтс - потери воды в системе теплоснабжения, принимаются равными

 1,5-3% [табл. 3.1]

1. Gут = 0,01×3×67,7 = 2,0 т/ч

2. Gут = 0,01×3× 59,9 = 1,8 т/ч

3. Gут = 0,01×3× 0 = 0,0т/ч

Количество подпиточной воды

Gподп = Gгв + Gут ,т/ч

1.Gподп = 10,75 + 2 = 12,78 т/ч

2.Gподп = 14,0984 + 1,8 = 15,90 т/ч

3.Gподп = 9,8286 + 0 = 9,83 т/ч

Расход редуцированного пара внешним потребителем

Dllроу = Dт + Dпсв ,т/ч

1.D"роу = 16 + 10,78 = 26,78 т/ч

2.D"роу = 16 + 7,76 = 23,76 т/ч

3. D"роу = 17,9 + 1,18 = 19,08 т/ч

Суммарный расход свежего пара внешним потребителем

, т/ч

1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч

Количество воды, впрыскиваемой в РОУ

1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч

Расход пара на собственные нужды котельной

Dlсн = 0,01×kсн×Dвн , т/ч

где kсн - коэффициент расхода пара на собственные нужды котельной ,%.

 Принимаем в интервале 5 – 10 %

1. D'сн = 0,01×9×25,66 = 2,31 т/ч

2. D'сн = 0,01×9×22,77 = 2,05 т/ч

3. D'сн = 0,01×9,2×18,29 = 1,68 т/ч

Расход пара на покрытие потерь котельной

Dп = 0,01×kп× (Dвн + Dlсн), т/ч

где kп - коэффициент покрытия потерь котельной, % .

 Принимаем в интервале 1 – 3 % [табл. 3.1]

1. Dп = 0,01×1×( 25,66 + 2,31) = 0,28 т/ч

2. Dп = 0,01×1×( 22,77 + 2,05) = 0,25 т/ч

3. Dп = 0,01×3×( 18,29 + 1,68) = 0,60 т/ч

Суммарный расход пара на собственные нужды и потери

Dсн = Dlсн + Dп , т/ч

1. Dсн = 2,31 + 0,28 = 2,59 т/ч

2. Dсн = 2,05 + 0,25 = 2,30 т/ч

3. Dсн = 1,68 + 0,6 = 2,28 т/ч

Суммарная паропроизводительность котельной

D = Dсн + Dвн , т/ч

1. D = 2,59 + 25,66 =28,25 т/ч

2. D = 2,3 + 22,77 = 25,07 т/ч

3. D = 2,28 + 18,29 = 20,57 т/ч

Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной

 Gпотк = (1 -b )×Dn + 0,01×kк×D , т/ч

где b - доля возврата конденсата [табл. 3.1]

 kк - потери конденсата в цикле котельной

,% [табл.3.1]1.Gпотк = (1 – 0,7)ּ16 + 0,01ּ3ּ28,25 = 5,65 т/ч

2.Gпотк = (1 - 0,7)ּ16 + 0,01ּ3ּ25,07 = 5,55 т/ч

3.Gпотк = (1 - 0,7)ּ17,9 + 0,01ּ3ּ20,57 = 5,99т/ч

Расход химочищенной воды на подпитку теплосетей

Gхов = Gпотк + Gподп , т/ч

1.Gхов = 5,65 +12,78 = 18,43 т/ч

2.Gхов = 5,55 +15,9 = 21,45 т/ч

3.Gхов = 5,99 + 9,83 = 15,82 т/ч

 Расход сырой воды

Gсв = kхвּGхов, т/ч

kхв - коэффициент , учитывающий расход сырой воды на нужды хим

 водоочистки , принимаем в интервале 1,1 - 1,25 [табл.3.1]

1. Gсв = 1,25ּ18,43 = 23,04 т/ч

2. Gсв = 1,25ּ21,45 = 26,81 т/ч

3. Gсв = 1,25ּ15,82 = 19,78 т/ч

Количество котловой воды , поступающей с непрерывной продувкой в сепаратор

Gпр = 0,01ּPпрּD

где Рпр - коэффициент непрерывной продувки, %, принимаем в интервале от 2 до 5 % [табл. 3.1]

1. Gпр = 0,01ּ3ּ28,25 = 0,85 т/ч

2. Gпр = 0,01ּ3ּ25,07 = 0,75т/ч

3. Gпр = 0,01ּ3ּ20,57 = 0,62 т/ч

Количество пара, образовавшегося в расширителе непрерывной продувки

, т/ч

 Где χ - степень сухости пара. Принимаем χ = 0,98

 h'расш - энтальпия отсепарированной поточной воды , кДж/кг.

Принимаем по табл. 3.1

 h"расш - энтальпия пара, выходящего из сепаратора непрерывной про

дувки , кДж/кг [табл.3.1]

 1.  т/ч

 2.  т/ч

 3.  т/ч

 Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувкиGрасш = Gпр – Dрасш , т/ч

1. Gрасш = 0,85 - 0,14 = 0,71 т/ч

2. Gрасш = 0,75 - 0,13 = 0,62 т/ч

3. Gрасш = 0,62 - 0,11 = 0,51 т/ч

Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки

, т/ч

где h"пр - энтальпия продувочной воды с t = 50 оC

 h"пр =50ּ4,2 = 210 кДж/кг

1. °C

2. °C

3. °C

Расход пара на подогреватель сырой воды

, т/ч

 где h'св - энтальпия воды при температуре t'св

 1. h'св = 4,2ּ7 = 29,4 кДж/кг

2. h'св = 4,2ּ6 = 25,2 кДж/кг

3. h'св = 4,2ּ6 = 25,2 кДж/кг

 h'хов - энтальпия химически очищенной воды при t'хов = 20 оС

1. h'хов = 4,2ּ20 =84,0 кДж/кг

2. h'хов = 4,2ּ20 =84,0 кДж/кг

3. h'хов = 4,2ּ20 =84,0 кДж/кг

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч

 Температура химочищенной воды после охладителя подпиточной воды

, оС

1  °C

2  °C

3  °C

Расход пара на подогрев химочищенной воды в подогревателе перед деаэратором

, т/ч

 где h"хов - энтальпия химочищенной воды при t"хов, равной

h"хов = 4,2ּt"хов , кДж/кг

1. h"хов = 4,2ּ 43,1 = 181 кДж/кг

 2. h"хов = 4,2ּ 59,2 = 248,6 кДж/кг

3. h"хов = 4,2ּ52,9= 222,2 кДж/кг

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч

Суммарное количество воды и пара , поступающих в деаэратор , без учёта греющего пара

Gд = Gхов + βּDт +Dхов + Dсв + Dпсв + Dрасш , т/ч

1. Gд = 18,43 + 0,7ּ16 + 1,43 + 0,62 + 10,78 + 0,14 = 42,60 т/ч

2. Gд = 21,45 + 0,7ּ16 + 0,31+0,77 + 7,76 + 0,13 = 41,62 т/ч

3. Gд = 15,82 + 0,7ּ16 + 0,29 + 0,57 + 1,18 + 0,11 = 29,17 т/ч

Средняя температура воды в деаэраторе без учёта греющего пара

, оС

1.  оС

2.оС

3.  оС

Расход греющего пара на деаэратор

, т/ч

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч

Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной

Dснроу = Dд + Dхов + Dсв , т/ч

1. Dснроу = 1,3 +1,43 + 0,62 = 3,35 т/ч

2. Dснроу = 1,46 + 0,31 + 0,77 = 2,54 т/ч

3. Dснроу = 0,79 + 0,29 + 0,57 = 1,65 т/ч

Расход свежего пара на собственные нужды котельной

, т/ч

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч

Действительная паропроизводительность котельной

Dк = Dвн + Dсн +0,01ּ kп ּ(Dвн + Dсн) , т/ч

1. Dк = 25,66 + 3,21 + 0,01ּ 1ּ(25,66 + 3,21) = 28,93 т/ч

2. Dк = 22,77 + 2,43 + 0,01ּ 1 ּ(22,77 + 2,43) = 25,25 т/ч

3. Dк = 18,29 + 1,58 + 0,01ּ 3 ּ(18,29 + 1,58) = 19,99 т/ч

Невязка:

, %

1.  %

2.  %

3.  %

Моделирование тепловой схемы котельной закончено, т.к. небаланс с предварительно принятой паропроизводительностью котельной меньше 3%.

АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА

Газовый тракт

Присос воздуха на участке газохода между котлом и дымососом:

Δαд = 0,05

Температура дымовых газов перед дымососом:

оС

Плотность дымовых газов за топкой: a = 1,1

 кг/м3

Плотность дымовых газов в конвективном пучке:

кг/м3

За установкой (перед дымосом):

 кг/м3

У дымовой трубы:

кг/м3

Действительный часовой объем дымовых газов:

,

где a11 и q11 – соответственно коэффициент избытка воздуха и температура в конце поверхности нагрева, предшествующей рассматриваемому соседнему газоходу;

 Вр = 1390,116 кг/ч

Voг = VoN2 + VRO2 +VoH2O = 7.84+1.06+2.22=11.12 м3/м3

В конвективном пучке:

м3/ч

За котлом:

м3/ч

За установкой:

 м3/ч

У дымовой трубы:

 м3/ч

Паровой котел:

Сопротивление топки DhT = 30 Па

Сопротивление котла:

Dhк = Dhп+ Dhм

Сопротивление пучка труб:

Dhn = Dhдин×xк

Динамическое сопротивление при средней скорости и плотности:

м/с

Средняя плотность:

rср = 0,378

 Па

xк – коэффициент сопротивления коридорного пучка:

xк = xо×z2

где z2 – число труб по глубине пучка: z2 = 43

 xо – коэффициент сопротивления данного ряда пучка:

xо = xгр×Cs×CRE

где xгр – графический коэффициент, зависящий от скорости потока, диаметра труб и средней температуры потока; tср = 706 оС

При wср = 26,4 м/с и дтрубой 51´2,5 мм xгр = 0,420

Сs = 0,37 СRE = 1,26

x0 = 0,420×0,37×1,26=0,193

xк = 0,193×4,3 =8,299

Dhn = 131,7×8,299 = 1092,9 Па

Значение сопротивления конвективного газохода (поворот на 90о)

xо =0,5

Dhм = xпов×Dhдин = 0,5×131,7=65,85 Па

Полное сопротивление:

Dhк = 1092,9+65,85=1158,7 Па

 5.3 Газоходы между дымососом и дымовой трубой6

qд = 146,8 оС rг = 0,905 кг/м3

Диффузор за дымососом (10 оС)

 xвых =0,6 j = 0,2;

x = 0,6×0,2 = 0,12

F=0,53 м2

м/с

Па

Колено 45оС

Па

м/с

Ввод в трубу:

 Па

Суммарное аэродинамическое сопротивление установки:

Dhу=DhT+Dhдин+Dhк+Dhд+Dhк2+Dhтр =

 =30+131,7+1158,7+1,9+0,84+1,88=1325,02 Па =135,09 мм.вод.ст.

Разрежение в верхней части топки:

Dh llT = 3 мм.вод.ст.

Итого перепад давлений по газовому тракту:

 DhпT = 135,09 – 3 =132,09 мм.вод.ст.

АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

Управление работой оборудования требует наличия в котельной аппаратуры контроля и управления. Основной и необходимой частью аппаратуры являются контрольно-измерительные приборы, по которым осуществляется оперативное управление технологическим процессом, обеспечивающее экономичную, надежную и безопасную работу оборудования. Кроме того, показания приборов используются для получения исходных данных при составлении учета и отчетности по работе установки в целом [3].

В котельных технологическому контролю подлежат следующие параметры:

– количество и параметры нагреваемой воды – давление и температура;

–        расход питательной воды и ее параметры

–        давление, температура;

–        температура уходящих газов и воздуха;

– анализ продуктов сгорания;

– количество и качество сжигаемого топлива;

– качество воды;

– расход электроэнергии на собственные нужды и др.

Текущий контроль и ведение режима осуществляется по показывающим приборам. Для измерения параметров, необходимых при подсчете технико-экономических показателей, а также последующем анализе причин нарушения режимов или аварий, устанавливаются регистрирующие приборы. Замеры количества воды и электроэнергии, необходимые только для отчетности, производятся расходомерами с суммирующими счетчиками [3].

Для удобства обслуживания персоналом оборудования в современных котельных приборы контроля и управления концентрируются на тепловых щитах. Управление работой котельного агрегата осуществляется путем воздействия на отдельные механизмы и устройства (вентиляторы, дымососы, запорная арматура и др.) дистанционно.

Расположение тепловых щитов может быть индивидуальным, групповым и централизованным.

При индивидуальном управлении тепловые щиты предусматриваются отдельно для каждого котельного агрегата. В этом случае они располагаются обычно вблизи агрегата (на основной площадке котельной), перед фронтом котлов, что делает удобным сочетание дистанционного управления с возможностью непосредственного наблюдения за работой оборудования. Кроме того, индивидуальное расположение щитов позволяет использовать более простые и надежные механические устройства и приборы управления (сниженные указатели уровня воды, штурвалы к запорной и регулирующей арматуре и др.).

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8