Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время объем потребления энергии непрерывно возрастает, что является следствием процесса индустриализации, увеличения энергозатрат на добычу природных ресурсов и работу транспорта, повышение плодородия почв и др. Несмотря на развитие топливодобывающей промышленности в нашей стране, топливный баланс ее в течение многих лет является весьма напряженным: опережающими темпами растет потребность в топливе, и зачастую оно расходуется расточительно. Сегодня наша страна в расчете на единицу национального дохода расходует топлива, электроэнергии, металла и других ресурсов более чем в 2 раза больше, чем развитые капиталистические страны. Прирост потребности в топливе, энергии, сырье и материалах должен обеспечиваться в основном (на 70?80%) за счет их экономии.

Природный газ является важнейшим видом органического топлива. В настоящее время продолжается тенденция к увеличению доли природного газа в топливном балансе. Основная стратегия -- наращивать добычу природного газа с повышением его доли в топливном балансе. На тепловых электростанциях, использующих в качестве топлива природный газ, производится более 40% электроэнергии, а всего на ТЭС вырабатывается 67,1% энергии. В перспективе, наряду с природным и технологическими газами (доменным и коксовым), представляется возможным использование в качестве энергоносителей продуктов переработки твердых топлив, в первую очередь, водорода. Высокие энергетические качества, термостабильность и относительная чистота продуктов сгорания делают перспективным использование газовых топлив не только в стационарной технике, но и в таких видах депорта, как автомобильный, авиационный и др. С учетом изложенного повышение эффективности использования природного газа является актуальным [1].

Рассмотрим основные пути повышения эффективности использования газа в котельных установках:

- Закрытие мелких котельных мощностью 3?6 Гкал/ч, работающих на газообразном топливе, и подключение их потребителей к крупному теплоисточнику дает экономию газа 13?16 м³/Гкал (40?70 кг условного топлива/Гкал). Кроме того, при закрытии одной мелкой котельной экономятся трудовые ресурсы -- 6?9 человек.

- Замена устаревших моделей котлов и схем компоновки оборудования с отключаемыми и групповыми экономайзерами при. водит к снижению расхода газа на 18?20 м³/Гкал отпущенной теплоты.

- Реконструкция тепловой схемы котельной в соответствии с составом потребителей при значительном несоответствии существующей схемы может дать экономию газа до 10%. Например, перевод отопления помещений с парового на водяное сокращает расход газа на 5?7%.

- Теплопотери с уходящими газами q₂ в котельных установках без хвостовых поверхностей нагрева, работающих с коэффициентами избытка воздуха б=б_опт, достигают 25%. Мероприятия, способствующие уменьшению q₂ следующие установка водяного питательного поверхностного экономайзера и воздухоподогревателя -- экономия газа 4?7%, теплофикационного-- 6?9%, конденсационного (контактного) -- 10?15%; повышение температуры уходящих газов за котлом на 10?15 °С приводит к перерасходу газа на 0,7?1,0%; котел должен работать с оптимальным коэффициентом избытка воздуха б=б_опт. Увеличение коэффициента избытка воздуха в топке выше оптимального на 0,1 приводит к перерасходу газа на 0,7%, при этом на 6?10% возрастает расход электроэнергии на привод дутьевого вентилятора и дымососа; повышение газоплотности котла в целях уменьшения присосов холодного воздуха на 10% приводит к снижению расхода газа на 0,5% и уменьшению расхода электроэнергии на привод дымоcoca на 4?5%; применение для котельных, сжигающих природный газ, вакуумных деаэраторов, позволяющих снизить температуру питательной воды до 65?70°С (по сравнению с температурой 104°С при атмосферных деаэраторах), обеспечивает более глубокое охлаждение уходящих газов; установка наряду с водяным питательным поверхностным экономайзером КТ, позволяющего проводить глубокое охлаждение уходящих продуктов сгорания[2].

Поддержание номинальных производительностей и параметров работы котла, чистоты наружных и внутренних поверхностей нагрева; правильное конструктивное оформление конвективных поверхностей нагрева в целях более полного омывания их газами со скоростью, обеспечивающей самообдувку.



1. ХАРАКТЕРИСТИКА КОТЕЛЬНОЙ ЖМР-16

Котельная ЖМР - 16 предназначена для теплоснабжения отопительных установок и систем горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.

Теплоносителем внешних потребителей является вода с температурой 150/70^оС. Топливо - природный газ.

Источником водоснабжения служит система хозяйственно-питьевого водопровода. Карбонатная жесткость воды составляет Ж_к =4 мг-экв/л. Снижение давления газа у котлоагрегатов типа ПТВМ-50 осуществляется газорегуляторной установкой с регулятором давления РДУК2В-200/140. Газорегуляторная установка размещается в котельной на площадке 4,200 газооборудование котлов запроектировано с учетом работы на газе среднего давления с оборудованием автоматики безопасности и регулирования. Количество котлов определяется из условия покрытия заданных тепловых нагрузок (СНиП 11-35-76). Типы сетевых и подпиточных насосов принимается в соответствии с расходами воды и пьезометрическими графиками тепловых сетей. С целью экономии водных ресурсов принята оборотная система водоснабжения котельной.

Компоновка котельной закрытого типа: все оборудование, в том числе и тягодутьевые машины, располагаются внутри здания. Это обеспечивает санитарные нормы по уровню шума на территории, окружающей котельную. Здание котельной прямоугольное в плане с размерами 24Ч48 м. Высота от пола до низа несущих конструкций покрытия котельного зала 14,4 м определена габаритами оборудования и условиями обслуживания котлов ПТВМ-50.

В здании размещены водогрейные котлы типа ПТВМ-50 со щитами теплового контроля, а защиты и автоматики; оборудования химводочистки; насосы; трубопроводы; распределительные устройства РП-10-6 кВт; ремонтный пункт; химическая лаборатория. Служебно-бытовые помещения расположены на антресольном этаже на отметке 10,8 м. Вне здания котельной расположены бункер мокрого хранения соли и дымовая труба.

Основными элементами отопительной котельной является котел, топка, питательные, подпиточные и тягодутьевые устройства.

К вспомогательным элементам котельной относятся устройства для подачи топлива, очистки дымовых газов, водоподготовка, а также приборы теплового контроля и средства автоматизации.

В котельной предусмотрено автоматическое регулирование, сигнализация всех основных технологических процессов и тепловой контроль, что позволяет постоянно следить за показаниями и поддерживать параметры воды на заданном уровне.

Система тепловой сети - двухтрубная, с одним выводом теплопровода из котельной. Регулирование отпуска тепла - качественное (по отопительному графику).

Оборудована котельная тремя водогрейными котлами ПТВМ-50, номинальная производительность которых составляет 50 Гкал/ч. Общая производительность установленного оборудования составляет 150Гкал/ч, тепловые расчеты проекта выполнены для условий работы котельной в районах с расчетной температурой воздуха для проектирования отопления равной t_р.о. = - 23^оС.



2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУЦИИ

Современное развитие всех отраслей промышленности сопровождается ростом потребления ТЭР для выработки необходимого количества энергии. В условиях повышения цен, ограниченности запасов первичного топлива и ужесточения экологических требований к воздействию теплогенерирующих установок на окружающую среду становиться актуальными вопросы энерго- и ресурсосбережения. В настоящее время в коммунальном секторе водогрейные отопительные котлы малой мощности, на нашем рынке в большей степени представляли зарубежные производители, но в последнее время стали появляться и отечественные котлы малой мощности с вентиляторными горелками с достаточно высоким КПД - 93-94% и низкой эмиссией загрязнения окружающей среды [3]. Это вызвано в первую очередь тем, что по данным областных администраций срок эксплуатации 57% котельных превышает 20 лет, 40% эксплуатирует котлы с КПД менее 82%. В эксплуатации более 20 лет находится 10800 котлов производительностью от 100 кВт до 1 МВт. Не подлежит модернизации и нуждается в замене около 14 тыс. котлов мощностью до 1 МВт.

Следует отметить, что модернизация действующих котлов малой и средней мощности на несколько порядков дешевле их полной замены, т.к. она не требует значительных инвестиционных затрат и может быть выполнена в короткие сроки значительно сокращая себестоимость производимой тепловой энергии. Направления такой модернизации это: интенсификация топочного теплообмена, за счёт интеграции в топочное пространство дополнительных поверхностей нагрева, экранов-излучателей, вторичных излучателей, возврат на повторный дожег топочных газов, установка экономайзеров вода/вода и вода/воздух, подаваемый на горение, различные схемы аккумуляции тепловой энергии, зонированное распределение тепловой энергии по тракту топочных газов, за счёт применения перегородок излучателей, различных конструкционных материалов, отличающихся коэффициентами теплопередачи (например: интеграция алюминиевых деталей в чугунные котлы или использование красномедных теплообменников в стальных котлах и т.п.), изменение теплоёмкости теплоносителя за счёт изменения его текучести и т.д. Кроме того, следует рассматривать задачи модернизации направленные на замену оборудования и технологические улучшения, направленные на экономию и сокращение потребления воды и электрической энергии, при производстве тепловой энергии, переход на использование альтернативных источников топлива и энергии.

2.1 Основные факторы, влияющие на КПД котла

Негативно на эксплуатацию котельного оборудования влияет необоснованная децентрализация теплоснабжения, несанкционированный отбор теплоносителя, перевод без мероприятий по модернизации существующего оборудования в низкотемпературные режимы эксплуатации, снижение мощности котлов за счёт низкого давления газа, нарушения режимных карт, отложения накипи на конвективных поверхностях теплообмена, повышенные расходы потребляемой электроэнергии, нарушение регламента ремонта, материальный и моральный износ вспомогательного оборудования и тепловых сетей.

Перечисленные факторы приводят к недожогу топлива, коррозии и преждевременному выходу из строя оборудования, снижению качества теплоснабжения и обоснованным претензиям потребителя.

2.2 Химическая неполнота сгорания

Неполное сгорание топлива и появление в дымовых газах СО, Н2 и других горючих газов и сажи может быть вызвано общим недостаточным количеством воздуха в топке или его неравномерным распределением, из-за чего часть топлива не получает требуемого для полного сгорания количество воздуха. Причиной химической неполноты сгорания могут быть также низкие температуры в топке из-за охлаждающего действия экранных поверхностей, низкой температуры подаваемого воздуха, вялого (неинтенсивного) горения влажного топлива, малого выхода летучих в топливе и др. При интенсивном перемешивании топочных газов и достаточно высоких температурах в топке продукты неполного сгорания могут, догорая, отдать свое тепло в топке.

Потери тепла от неполноты сгорания увеличиваются при недостаточной высоте топки и недостатке времени пребывания в ней газов, при плохом и неравномерном заполнении объема топки факелом горения, при перегрузке топочного объема. При правильном ведении процесса горения потеря тепла от химической неполноты горения не превышает 0,5?1% от теплоты сгорания для твердого топлива и 1?1,5% для жидкого топлива и газа. При неправильном же режиме горения эти потери могут достигать значительной величины, особенно при сжигании природного газа.

2.3 Потери теплоты от наружного охлаждения

Потери тепла в окружающую среду зависят от качества и состояния обмуровки, размеров и взаимного расположения котлов, толщины и качества обмуровки, степени экранирования топки, конструкции фронтовых устройств котла, наличия хвостовых поверхностей. Потери эти возрастают при наличии в котельной сквозняков. Согласно ПТЭ внешние поверхности котла и его элементов должны иметь изоляцию, обеспечивающую температуру стенки не выше 55°С.

Газифицированные теплогенерирующие установки имеют сравнительно высокие технико-экономические показатели, что обусловлено отсутствием потерь теплоты от химической и механической неполноты сгорания природного газа. Однако потери теплоты с уходящими газами значительны и составляют до 20%.

Потеря теплоты с отходящими газами тем больше, чем выше их температура и чем больше коэффициент избытка воздуха. Температура отходящих газов котлов, не имеющих хвостовых поверхностей нагрева, составляет 250--350°С, при наличии поверхностных экономайзеров и воздухонагревателей 120--160°С, а при наличии контактных экономайзеров 65--70 °С, что повышает количество полезно использованной теплоты.

Для уменьшения потери теплоты с отходящими газами необходимо: поддерживать в чистоте наружную сторону поверхности нагрева, а также не допускать образования накипи, что обеспечит хорошую передачу теплоты от газов к воде, а следовательно, приведет к снижению температуры отходящих газов; соблюдать требования, предъявляемые к питательной и котловой воде; не допускать присосов воздуха в топку и газоходы; поддерживать оптимальные режимы работы горелок; обеспечивать нормальную работу хвостовых поверхностей. Включение хвостовых поверхностей нагрева вызывает увеличение сопротивления газового тракта. Требуемый в связи с этим дополнительный расход электроэнергии на работу дымососа экономически оправдан, так как стоимость сэкономленного топлива значительно выше стоимости, дополнительной электроэнергии.

Потеря теплоты от химической неполноты сгорания характеризуется содержанием в продуктах сгорания горючих газов. Величина потери теплоты от химической неполноты сгорания соответствует тому количеству теплоты, которое могло бы выделиться при сгорании этих газов. Неполнота сгорания наблюдается при недостаточном количестве воздуха, плохом его перемешивании с газом, при снижении температуры в отдельных зонах горящего факела, при соприкосновении его с поверхностями нагрева. Возможна неполнота сгорания и при завышенных значениях коэффициента избытка воздуха, если нарушены; нормальные условия процесса.

С этой целью все большее распространение получают конденсационные теплоутилизаторы (КТ) поверхностного типа. Особенно эффективно применение КТ при утилизации продуктов сгорания природного газа, что объясняется повышенным содержанием в них водяных паров ( более 20% по объему при коэффициенте избытка б>1,1) и высоким качеством выделяющегося из продуктов сгорания конденсата водяных паров (при контакте с продуктами сгорания поглощает СО₂ и О₂). Исследования качества конденсата [3] продуктов сгорания природного газа показали, что он лишен взвешенных веществ карбонатной жесткости и имеет сухой остаток менее 5 мг/л. Он является практически бессолевой водой и превосходит в этом смысле воду, умягченную в водоподготовительных установках. Конденсат продуктов сгорания природного газа после дегазации вполне может быть использован для питания котлов низкого давления.

Общим условием для конденсационных теплообменников поверхностного типа является высокая коррозионная стойкость, поскольку выделяющийся из продуктов сгорания конденсат имеет кислую реакцию.

Таким образом, внедрение и эксплуатация такого конденсационного теплообменника позволит повысить КПД котла на 4,71%, нагревает сырую воду с 5 ^оС до 20 ^оС, а также снижает себестоимость вырабатываемой тепловой энергии и позволяет снизить в несколько раз выброс из дымовой трубы в атмосферу оксидов азота (за счет уменьшения расхода топлива).

Результаты эффективного использования конденсационного теплоутилизатора приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1

Эффективность использования КТ

Наименование	Обознач.	Ед. изм.	Формула	Расчет
Теплопроизводительность КТ		МВт
Повышение КПД котла		%
КПД котла с КТ		%
Потери теплоты с уходящими газами		%

Расчет экономии топлива от использования тепла отходящих газов теплообменником установленным в газаходе котла

(2.1)

где - количество необходимого тепла, Г кал;

- КПД брутто при работе на оптимальном режиме,%

- низшая теплота сгорания условного топлива, ккал/кг

мі. у.т.

Экономия в натуральном топливе составляет

(2.2)

где - теплота сгорания природного газа ккал/мі



3. РАСЧЁТ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК

3.1 Расход теплоты на отопление

Для расчета тепловых нагрузок исходные данные сведены в таблицу 3.1

Таблица 3.1

Исходные данные

Наименование	Обозначение	Размерность	Значение
Температура наружного воздуха - расчетная на отопление - расчетная на вентиляцию - средняя за отопительный период	tр.о. tр.в. tн.ср.	оС оС оС	-23 -9 -0,8
Отапливаемая площадь зданий	F	м2	681328,6
Количество жителей	m	чел.	34459
Продолжительность отопительного периода	nо	сут.	177

Системы отопления зданий предназначены для поддержания расчётной внутренней температуры воздуха в помещении.

Максимальный (расчётный) расход теплоты на отопление для жилых, гражданских и отдельных зданий с учетом потерь с инфильтрацией определяют по формуле:

(3.1)

где - тепловая характеристика зданий

- площадь, мІ;

- поправочный коэффициент

3.2 Расход теплоты на горячее водоснабжение

Качество горячей воды, подаваемой потребителем, должно соответствовать требованиям, предъявляемым к питьевой воде. Температура горячей воды в точках водоразбора должна быть:

- не ниже 50 єС для закрытых систем теплоснабжения;

- не ниже 60 єС для открытых систем теплоснабжения;

- не выше 70 єС для всех систем.

Расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжения общественных и жилых зданий в ваттах определяется по формуле:

(3.2)

где - число жителей, чел.;

- норма расхода горячей воды с температурой 55 єС на 1 жителя;

- то же на 1 жителя для общественных зданий, принимать 25 кг/сутки на человека;

- температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период. При отсутствии данных принимается 5 єС;

- теплоёмкость воды, Дж/(кг·єС);

Максимальный (расчетный) расход теплоты на горячее водоснабжение определим по формуле:

(3.3)

= 2,4•13,06 = 31,34 МВт.

Расход теплоты в ваттах на горячее водоснабжение потребителями в неотопительный период (летний):

(3.4)

где - температура холодной (водопроводной) воды в неотопительный период, принимается 15 єС;

- коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному

3.3 Суммарный расход теплоты

(3.5)

3.4 Годовые расходы теплоты

Годовые расходы теплоты необходимо знать для определения режимов работы оборудования, сроков ремонта, расхода топлива и т.п.

В общем виде его определяют, суммируя годовые расходы каждого потребителя по всему району теплоснабжения:



(3.6)

Для подсчёта годовых расходов теплоты необходимо знать средние расходы теплоты за отопительный период и нагрузку горячего водоснабжения в летний период по каждому потребителю.

Средний расход теплоты на отопление в ваттах за отопительный период:

(3.7)

где - максимальный (расчётный) расход теплоты на отопление, МВт;

- средняя температура наружного воздуха за отопительный период;

Годовые расходы теплоты в джоулях составит:

- на отопление:

(3.8)

где - длительность отопительного периода, =177сут .



- на горячее водоснабжение:

(3.9)

где 350 - продолжительность работы системы горячего водоснабжения в году, сутки;



4. РАСЧЕТ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ

4.1 Описание и технические характеристики котла ПТВМ-50

Котел ПТВМ-50 предназначен для получения горячей воды с температурой до 150°С в отдельно стоящих котельных для использования в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения объектов промышленного и бытового назначений

Топочная камера котла, а также задняя стена конвективной шахты закрыты экранами из труб Ш 60Ч3 мм с шагом 64 мм. Конвективная поверхность нагрева котлов состоит из трех пакетов[4]. Каждый пакет набирается из U - образных ширм, которые выполнены из труб Ш 28Ч3 мм. Ширмы в пакетах расположены параллельно фронту котла и расставлены так, что их трубы образуют шахматный пучок с шагом S₁ =64 мм и S₂ =40 мм. Все трубы, которые образуют экранные поверхности котла, вварены непосредственно в коллекторы Ш 273Ч 10 мм.

Условное обозначение котла выглядит следующим образом:

ПТВМ-50

П - пиковый;

Т - теплофикационный;

В - водогрейный;

М - мазутный;

50 -теплопроизводительность в Гкал/ч.

При работе на мазуте котлы ПТВМ-50 должны включаться по прямоточной схеме: подвод воды осуществляется в поверхности нагрева топочной камеры, отвод воды - из конвективной поверхностей нагрева.

При работе только на газообразном топливе включение котлов ПТВМ-50 по воде выполняется по противоточной схеме: подвод воды - в конвективные поверхности нагрева, отвод воды - из поверхностей нагрева топочной камеры.

Котёл ПТВМ-50 оборудуется двенадцатью газомазутными прямоточно-вихревыми горелками ГМПВ - 6 , расположенными на боковых сторонах по 6 штук. Каждая горелка снабжена индивидуальным дутьевым вентилятором.

Котлы имеют облегченную обмуровку, которая крепится непосредственно к экранным трубам. Общая толщина обмуровки 110 мм. Обмуровочные и изоляционные материалы в поставку завода не входят.

Над каждым отопительным котлом устанавливают дымовую трубу 1, обеспечивающую естественную тягу. Труба 1 опирается на каркас. Отопительные котлы устанавливаются полуоткрыто: в помещении размещаются только горелки, арматура, вентиляторы и т.д. (т.е. нижняя часть котлоагрегата), а все остальные элементы котла расположены на открытом воздухе.

Вода в отопительном котле циркулирует с помощью насосов. Расход воды зависит от режима работы отопительного котла: при работе в зимний период применяется четырехходовая схема циркуляции воды по основному режиму, а в летний -- двухходовая по пиковому режиму.

При четырехходовой схеме циркуляции вода в отопительном котле из теплосети подводится в один нижний коллектор и последовательно проходит через все элементы поверхности нагрева котла, преодолевая подъемы и опуски, после чего вода также через нижний коллектор отводится в тепловую сеть.

При двухходовой схеме вода в отопительном котле поступает одновременно в два нижних коллектора и, перемещаясь по поверхности нагрева, нагревается, после чего отводится в тепловую сеть. При двухходовой схеме циркуляции через котел пропускается почти вдвое больше воды, чем при четырехходовой схеме. Это объясняется тем, что при летнем режиме работы котла нагревается большее, чем в зимний период, количество воды и она поступает в отопительный котел с более высокой температурой (ПО вместо 70°С). Основной причиной возникновения отложений в котлах является поступление в них с водой веществ, образующие в котловой воде труднорастворимые соединения. К таким соединениям относятся ионы кальция, магния, кремния, меди и железа. Умягчение исходной сырой воды производится на установке двухступенчатого катионирования [5]. Первая ступень состоит из 3-х натрий-катионитовых фильтров, вторая ступень состоит из 2-х аналогичных фильтров диаметров 2600 мм. Техническая характеристика котла ПТВМ-50 представлена в таблице 4.1

Таблица 4.1

Техническая характеристика котла ПТВМ-50

Наименование	Размерность	Топливо
		газ	мазут
Теплопроизводительность	МВт	58,15	58,15
Давление воды: - расчетное - минимальное на выходе	МПа МПа	1,6 1,0	1,6 1,0
Температура воды: - на входе - на выходе	оС оС	70 150	70 150
Расход воды	м3/ч	618	618
Гидравлическое сопротивление	МПа	0,25	0,25
Температура уходящих газов	оС	180	250
КПД котла	%	92,5	91,1
Расход топлива (расчетный)	м3/ч (кг/ч)	6720	6340
Сопротивление воздушного короба с горелками	кПа	2,4	2,4
Расход воздуха	м3/ч	84000	84000
Теплонапряжение топочного объема	кВт/ м3	251,2	251,2
Тепловая нагрузка лучевоспринимающей поверхности	кВт/ м2	109,3	124,4
Объем топочной камеры	м3	251	251
Лучевоспринимающая поверхность	м2	245	245
Поверхность нагрева конвективных пучков	м2	1223	1223
Масса котла в объеме заводской поставки	т	83,5	83,5



4.2 Тепловой расчет котла ПТВМ-50

Состав топлива и его теплота сгорания приведены в таблице 4.2

Таблица 4.2

Состав и теплота сгорания природного газа

Наименование	Обозначение	Ед. измерения	Величина
Метан	СН4	%	97,1
Этан	С2Н6	%	0,3
Пропан	С3Н8	%	0,1
Углекислота	СО2	%	0,1
Азот	N2	%	2,4
Теплота сгорания	Qн р	кДж/м3	35043
Плотность газа		кг/м3	0,733

Теоретическое количество воздуха необходимое для горения и теоретический состав дымовых газов представлена в таблице 4.3

Таблица 4.3

Теоретическое количество воздуха необходимое для горения и теоретический состав дымовых газов

Наименование	Обозна-чение	Ед. изм.	Расчетная формула	Результаты расчета
Теоретическое количество воздуха, необходимого для горения	Vво		0,0476•[0,5•СО+ 0,5•Н2 + 1,5•H2S + +У(m+)•CmHn-O2]	0,0476•[ (2•97,1) + (3,5•0,3)+(5•0,1)] = 9,32
Теоретический объем азота в дымовых газах	Vо		0,79• Vво + 0,01•N2	(0,79•9,32) + (0,01•2,4) = 7,39
Объем сухих 3-х атомных газов	V		0,01•(СО2+СО+H2S+ У m• CmHn)	0,01•(0,1 + 97,1 + (2•0,3) + (3•0,1)) = 0,98
Теоретический объем водяных паров в дымовых газах	VHzOo		0,01•(H2S+H2+У(0,5n?CmHn)+(0,124•dг)) + 0,0161•Vво	0,01•((2•97,1) + (3•0,3) + (4•0,1) + (0,124•10)) + (0,0161•9,32) = 2,11
Полный объем теоретического количества дымовых газов	Vго		Vо + V + VH2O	7,39+0,98+2,11=10,48

Характеристика продуктов сгорания представлена в таблице 4.4

Таблица 4.4

Характеристика продуктов сгорания в поверхностях нагрева

Наименование	Обозна-чение	Ед. изм.	Расчетная формула	Наименование газового тракта
				топка	конвективная шахта
1	2	3	4	5	6
Коэффициент изб. возд. в топке	б1	-	по таблице 4-3 [1]	1,1	1,1
Присос воздуха по элементам тракта	?б	-	по таблице 2-1 [1]	-	0,05
Коэффициент избытка воздуха по элемен. тракт	б”	-	б + ?б	1,1	1,15
Средний коэф. избытка воздуха	бср	-	(б'+б”)/2	1,1	1,125
Величина	бср - 1	-	бср - 1	0,1	0,125
Избыточный объем воздуха	?Vв		(бср- 1)•Vво	0,1•9,32 =0,932	0,125•9,32= 1,165
избыточный объем водяных паров	?VH2O		0,0161•?Vв	0,0161•0,932= =0,015	0,0161•1,165 = 0,0188
Действительный объем прод сгор	Vг		Vго+?Vв	10,48+0,932 = 11,412	10,48 + 1,165 = 11,645
Действительный объем водяных паров	VH2O		VHzOo + ?VH2O	2,11 + 0,015 = 2,125	2,11 + 0,0188 = 2,129
Объемная доля 3-х атомных газов в продуктах сгорания (сухих)	r	-	V / Vг	0,98/11,412 = 0,0859	0,98/11,645 = 0,0842
Объемная доля водяных паров в прод. сгорания	r	-	VH2O / Vг	2,125/11,412 = 0,1862	2,129/11,465 = 0,1828
Общая объемная доля 3-х атом. газов в пр. сгор.	rn	-	r + r	0,0859+0,1862 = 0,2721	0,0842+0,1828 = 0,2670

Энтальпии воздуха и продуктов сгорания представлены в таблице 4.5



Таблица 4.5

Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, кДж/м³

100	1230	166	961	319	1446
200	2479	350	1921	641	2912
300	3756	548	2897	977	4422
500	6375	976	4907	1675	7558
700	9124	1432	6991	2420	10843
900	11939	1912	9186	3216	14314
1100	14865	2408	11418	4064	17890
1300	17997	2916	13672	4946	21534
1500	20867	3434	15992	5864	25290
1700	23915	3954	18342	6809	29105
1900	27000	4480	20729	7782	32991
2100	30187	5013	23109	8780	36902

Таблица 4.6

Энтальпия продуктов сгорания в газоходах, кДж/м³

	б =1,1	б =1,15
	(б -1)?Iво	Iго + (б -1)?Iво	(б -1)?Iво	Iго + (б -1)?Iво
100	123	1569	184,5	1630,5
200	247,9	3159,9	371,9	3283,9
300	375,6	4797,6	563,4	4985,4
500	637,5	8195,5	956,3	8514,3
700	912,4	11755,4	1368,6	12211,6
900	1193,9	15507,9	1790,9	16104,9
1100	1486,5	19376,5	2229,8	20119,8
1300	1799,7	23333,7	2699,6	24233,6
1500	2086,7	27376,7	3130,1	28420,1
1700	2391,5	31496,5	3587,3	32692,3
1900	2700	35691	4050	37041
2100	3018,7	39920,7	4528,1	41430,1

4.2.1 Тепловой баланс котлоагрегата

Расчет теплового баланса котла и топлива представлена в таблице 4.7



Таблица 4.7

Расчет теплового баланса котла и расхода топлива

Величина	Единица изм.	Расчёт
Наименование	Обознач.	Расчётная формула или способ определение
1	2	3	4	5
Располагаемая теплота топлива				35043+0+0 =35043
Потеря теплоты от химического недожога		По таблице 4-3 [1]	%	1
Потери от механического неполноты сгорания		-	%	0
Температура уходящих газов		принимаем	С	180
Энтальпия уходящих газов		по -таблице		2141,035
Температура воздуха		по выбору	С	25
Энтальпия воздуха в котельной		Vво•(ct)в		9,32•39 = 363,5
Потеря теплоты с уходящими газами			%
Потеря теплоты от наружного охлаждения		по рис. 3-1 [1]	%	1,15
Сумма тепловых потерь			%
КПД котла			%
Коэффициент сохранения теплоты			--
Температура воды на выходе		по заданию	?	150
Энтальпия воды на выходе		Из таблицы [2]		632
Температура воды на входе		по заданию	?	70
Энтальпия питательной воды на входе		Из таблицы [2]		293
Расход воды	D
Расход топлива
Объем топочной камеры		Из конструктивных характеристик	м3	251
Видимое тепловое напряжение топочного объема

4.2.2 Расчет теплообмена в топке

Основные размеры топки представлены в таблице 4.8

Таблица 4.8

Основные размеры топки

Наименование	Обозн.	Ед.изм.	Расчет
Общая площадь ограждающих поверхностей		м2	255
Эффективная толщина излучающего слоя	S	м	3,6• = 3,54
Глубина топочной камеры		м	4,16
Ширина топочной камеры	b	м	5,7
Площадь боковых стен		м2	43,26
Площадь передней стены		м2	59,28
Площадь задней стены		м2	59,28
Площадь пода и потолка		м2	23,71

Определение поверхности нагрева топки представлены в таблице 4.9

Таблица 4.9

Определение лучевоспринимающей поверхности нагрева топки

Наименование	Обозначение	Еденицы измерения	Экраны
			бок.	перед.	всего
Площадь стен		м2	49,92	44,08	187,9
Освещенная длина труб экранов	?осв.	м	12,04	10,4	44,88
Диаметр экранных труб		мм	60	60
Шаг экранных труб	S	мм	64	64
Расстояние от оси экранных труб до стены	?	мм	80	80
Отношение	S /	-	1,067	-
Отношение	? /	-	1,33	-
Угловой коэффициент экранов	ч	-	0,98	-
Лучевоспринимающая поверхность нагрева		м2	-	-	247

Расчет теплообмена в топке представлены в таблице 4.10

Таблица 4.10

Расчет теплообмена в топке

Наименование	Обоз	Формула	Ед.из	Расчет
1	2	3	4	5
Степень экранирования топки		/	-	247/255 =0,97
Условный коэффициент загрязнения воспринимающей поверхности	о	по таблице 5-2 [1]	-	0,65
Коэффициент тепловой эффективности экранов	ш	ч ? о	-	0,98•0,65 = 0,637
Температура газов на выходе из топки		предварительному выбору	С	1175
Объемная доля водяных паров	r	из таблицы 4.4	-	0,1862
Суммарная объемная доля водяных паров 3-х атомных газов	rn	-//-	-	0,2721
Суммарная поглощательная способность			м·МПа	0,1•0,2721•3,57 = 0,097
Коэффициент ослабления лучей 3-х газами		по рис.5-5 [1]		4,53
Коэффициент ослабления лучей топочной средой	k			0,2721•4,53 = 1,233
Сила поглощения запыления потоком газа			--	1,233•0,1•3,57 = 0,44
Степень черноты несветящихся газов части пламени		по рис. 5-4 [1]	--	0,3
Коэф, учитывающий заполнение объема топки светящимся пламенем		стр. 32 [1]	--	0,1
Соотношение содержания углеводорода и водорода в рабочей массе топлива			--
Коэффициент ослабления лучей коксовыми частицами
Степень черноты светящейся газовой части			--
Степень черноты факела			-
Средняя высота расположения горелок		по конструктивным размерам	мм	4370
Расстояние от нижней плоскости до центра входного отверстия дымовых газов		-//-	мм	7877
Уровень расположения горелок			--
Расчетный коэффициент	М		--
Количество теплоты, вносимое в топку воздухом
Полезное тепловыделение в топке
Адиабатическая температура горения		по -таблице	С	1871,5
Тепловое напряжение
Степень черноты топки			-
Температура газов на выходе из топки		по форм.5-3 [9]	С	1170
Энтальпия газов на выходе из топки		по -таблице		20762
Средняя суммарная теплоёмкость продуктов сгорания
Общее тепловоспр. топки
Средняя удельная тепловая нагрузка луче-воспринимающих поверхностей топки

Поскольку температура дымовых газов на выходе из топки =1170 ^оС, отличается от предварительно принятой на 5 ^оС, то расчет не уточняем.

4.2.3 Расчет конвективных поверхностей

Расчет конвективной части представлен в таблице 4.12

Таблица 4.12

Поверочный расчет конвективных поверхностей

Наименование	Обозн	Формула	Ед.изм.	Расчет
1	2	3	4	5
Диаметр труб экранов	dЧS	констр.разм.	мм	28Ч3
Расположение труб	-	-//-	-	шахматное
Количество труб в горизонтальном ряду		-//-	шт.	22
Количество рядов труб по ходу газов		-//-	шт.	88
Шаг труб: - по ширине - по высоте	S1 S2	-//- -//-	мм мм	64 40
Относительный шаг труб: - поперечный - продольный			-	2,29 1,43
Площадь поверхности нагрева	Н	конструктивным размерам	м2	1223
Cечения газохода поперек движения газов	А В	-//-	м	5,7 1,7
Площадь живого сечения для прохода газов	F		м2	7,45
Количество параллельно включенных труб		конструктивным размерам	шт	165
Площадь сечения для прохода воды	f		м2	0,063
Температура газов на входе		Из расчёта камеры	°С	1170
Энтальпия газов на входе		То же		19376,5
Температура газов на выходе		По предварительному выбору	°С	180
Энтальпия газов на выходе		-таблице		2141,035
Теплота, отданная газами
Энтальпия воды на входе
Температура воды на входе		По таблицам [2]	єС	112
Температура воды на выходе		По выбору	єС	150
Энтальпия воды на выходе		По таблицам [2]		632
Средняя температура воды	tср		єС
Скорость воды в трубах
Средняя температура газов			єС
Средняя скорость газов
Коэффициент теплоотдачи конвекцией		По рис. 6-5 [12]		138,6
Эффективная толщина излучающего слоя	s		м
Суммарная поглощательная способность трёхатомных газов			м·МПа
Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами		По формуле 5-26[1]		65,8
Суммарная оптическая толщина запылённого газового потока			--
Степень черноты газов	а		--
Температура загрязнённой стенки трубы			єС
Коэффициент тепло-отдачи излучением		По рис. 6-12 [10]
Коэффициент тепло-передачи
Разность температур между средами: - наибольшая - наименьшая			єС єС
Температурный напор			єС
Тепловосприятие ступени по уравнению теплообмена
Расхождение расчётных тепловосприятий			%

Невязка теплового баланса парогенератора представлен в таблице 4.13

Таблица 4.13

Расчёт невязки теплового баланса парогенератора

Наименование	Обозначен.	Расчётная формула или способ определения	Велич.	Расчёт
Температура холодного воздуха, пост. в котел		Из таблицы 4.7	єС	25
Энтальпия холодного воздуха		То же		363,5
Тепловосприятие поверхности нагрева поворотной камеры		Из таблицы 4.11		1356,4
Тепловосприятие ступени		Из таблицы 4.12		16692,4
Количество теплоты, вносимое в топку воздухом
Полезное тепловыделение в топке
Общее тепловосприятие топки
Расчётная невязка теплового баланса
Невязка	--		%



5. ВЫБОР И РАСЧЕТ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ

Для повышения надежности работы котельной вспомогательное оборудование чаще всего устанавливают однотипное, поскольку установка однотипного оборудования позволяет снизить капиталовложения на эксплуатацию и монтаж.

5.1 Сетевые насосы

Сетевые насосы выбирают по максимальному расходу циркулирующей воды , который определяется из расчета тепловой схемы котельной

(5.1)

Для зимнего периода:

Согласно правилам в котельных с паровыми или водогрейными котлами должно быть установлено не менее 2 сетевых насосов. Суммарная подача сетевых насосов в котельной должна быть такой, чтобы при выходе из строя любого насоса оставшиеся обеспечивали подачу максимального расхода сетевой воды. Данные по выбранным насосам приведены в таблице 5.1



Таблица 5.1

Паспортные данные сетевых насосов

Наименование	Размерность
Тип насоса	-	СЭ 800 - 100
Количество	шт	4
Производительность	м3/ч	790
Напор	м. вод. ст.	90,2
Мощность двигателя	кВт	560
Число оборотов	об/мин	1450

5.2 Рециркуляционные насосы

Производительность этих насосов рассчитывается по массовому расходу воды на рециркуляцию

(5.2)

Устанавливаем 2 рециркуляционных насоса типа НКУ-250 производительностью 250 м³/ч, напором 30 м.вод.ст.

5.3 Подпиточные насосы

Производительность насосов для подпитки в закрытых системах теплоснабжения определяется по удвоенному массовому расходу воды для покрытия утечек в тепловых сетях.

(5.3)



Устанавливаем 2 насоса типа КС-50/55 производительностью по 50 м³/ч, напором 55 м.вод.ст.

5.4 Тягодутьевые машины

Для правильного выбора тягодутьевых машин водогрейных котлов следует пользоваться указаниями по комплектации тягодутьевыми машинами котлов производительностью до 75 т/ч. При составлении указаний по комплектации учтены аэродинамические сопротивления газовых и воздушных трактов, типовые компоновочные решения водогрейных котлов.

Исходя из этих рекомендаций на котельной с тремя котлами ПТВМ-50 устанавливается комплект тягодутьевых машин, данные которых приведены в таблице 5.2

Таблица 5.2

Паспортные данные тягодутьевых машин

Наименование	Размерность	Вентилятор
Тип	-	ВДН-15
Количество	шт	3
Производительность	м3/ч	64300
Напор	кгс/м2	323
Мощность двигателя	кВт	75
Число оборотов	об/мин	1000

Перечень вспомогательного оборудования, установленного в котельной, представлен в таблице 5.3

Таблица 5.3

Комплектация вспомогательного оборудования

Наименование	Тип	Количество
Вентилятор	ВДН-15	3
Зимние сетевые насосы	Д 1250-125 УХЛЧ	3
Летние сетевые насосы	Д-500-65-УХАЧ	2
Рециркуляционные насосы	НКУ-250	4
Подпиточные насосы	КМ-90-45	3



6. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ ЖМР-16

Суммарный расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, МВт,

(6.1)

где Q_ГВ - максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт.

Q_О - расчетный расход теплоты на отопление потребителей

Определяется расчетный расход сетевой воды для нужд горячего водоснабжения при параллельной схеме присоединения водоподогреватели

, (6.2)

где - температура горячей воды, подаваемой потребителям

- температура холодной водопроводной воды

Определяется расчетный расход сетевой воды на нужды отопления

. (6.3)

Суммарный расчетный расход сетевой воды

= + . (6.4)

Определяется температура обратной сетевой воды после подогревателей горячего водоснабжения,

, (6.5)

где - КПД подогревателя, принимается равным 0,98

= ⁰С

Расход подпиточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних потребителей:

= 0,01 К_ТС G (6.6)

где К_ТС - потери воды в системе теплоснабжения, принимаются 1,5 - 2% расчетного расхода сетевой воды.

=

Расход сырой воды поступающей на химводоочистку:

= 1,25 . (6.7)

=



Температура химически очищенной воды, поступающей в деаэратор:

₁ - ) + t^"_ХОВ (6.8)

где - предварительно принята расход воды, греющего на подогреватель химически очищенной воды, т / ч;

G'_ХОВ предварительно принята расход химически очищенной воды, т / ч;

₁ - расчетная температура сетевой воды на выходе из котла

t_ГР температура греющей воды после подогревателя химически очищенной воды. Обычно ее принимают на 4-6 0С выше температуры насыщения при давлении в деаэраторе

t^"_ХОВ - температура химически очищенной воды

⁰С

Проверяем температуру сырой воды перед химводоочисткой:

(6.9)

⁰С

Расход греющей воды на деаэратор определим по формуле:

= G'_ХВО + ₁ (6.10)

(6.11)

Проверим расход химически очищенной воды на подпитку теплосети:

(6.12)

Расход теплоты на подогрев сырой воды:

(6.13)

Определим расход теплоты на подогрев химически очищенной воды по формуле:

(6.14)

Расход теплоты на деаэратор:

. (6.15)

Суммарный расход теплоты, необходимый в водогрейных котлах, определим по формуле:

. (6.16)

Расход воды через водогрейные котлы:

(6.17)

Определим расход воды на рециркуляцию по формуле:

. (6.18)

Расход воды по перепускной линии:

где - температура воды в линии , после котлов. Для максимального-зимового режиму , тобто .

Расход сетевой воды от внешних потребителей через обратную линию

. (6.19)

Расчетный расход воды через котлы определим по формуле

. (6.20)

Расход воды, поступающей к внешним потребителям по прямой линии:

. (6.21)

Разница между найденными ранее и уточненными расходами воды внешними потребителями

(6.22)



7. ПРИМЕНЕНИЕ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ТЕПЛОУТИЛИЗАТОРОВ И ТЕПЛОВОГО НАСОСА

Известно, что контактные (смесительные) теплообменники широко применяются в промышленности и энергетике (скрубберы, абсорбционные и ректификационные колонны, градирни и др.). Их широкое распространение объясняется простотой конструкции, малым расходом металла, относительно высокой интенсивностью теплообмена.

По конструктивным особенностям контактные теплоутилизаторы можно разделить на три основные группы: насадочные, полые и типа КТАН (контактный теплообменник с активной насадкой).

В насадочном теплообменнике уходящие газы нагревают жидкость, стекающую по насадке. Теплоутилизаторы такого типа получили наибольшее распространение на практике. Основным элементом, определяющим интенсивность процессов тепло- и массообмена в таком аппарате, является теплообменная насадка, в качестве которой чаще всего используется засыпка из керамических колец Рашига [13]. В этих теплообменниках дымовые газы и жидкость, как правило, движутся противотоком.

Общими преимуществами насадочных контактных теплообменников являются простота изготовления и высокая тепловая эффективность.

К недостаткам можно отнести:

? возможность нагревания воды только до температуры мокрого

? термометра, примерно равной температуре кипения воды при парциальном давлении паров в дымовых газах;

? высокое аэродинамическое сопротивление (300-1700 Па);

? существенную зависимость аэродинамического сопротивления от плотности орошения, что усложняет эксплуатацию этих теплообменных аппаратов при работе в переменных режимах;

? небольшую предельную скорость движения газов (1-2,5 м/с), обусловливающую увеличение габаритов;

? высокую вероятность влагоуноса, усложняющую эксплуатацию газоходов, дымососов и дымовых труб.

Меньшее распространение получили полые контактные теплообменные аппараты, в которых основным элементом, обеспечивающим развитую поверхность контакта газа с жидкостью, являются форсунки механического распыливания или другие оросители. От характеристик и расположения последних зависят дисперсность, равномерность распространения и в конечном счете интенсивность процессов тепло- и массообмена.

Полые контактные теплообменники отличаются от насадочных следующими преимуществами:

? простотой конструкции (отсутствием насадки);

? низким аэродинамическим сопротивлением (не более 100-200 Па), слабо зависящим от плотности орошения;

? более высокими скоростями движения газов (2,5-3 м/с).

Полые контактные теплообменники не находят широкого применения в качестве утилизаторов теплоты уходящих газов из-за их низкой тепловой эффективности, обусловленной малым временем контакта теплоносителей.

Контактные теплообменники с активной насадкой разработаны позднее насадочных и полых контактных теплообменников. Основное отличие КТАНа от обычного теплообменника с насадкой заключается в том, что исходная вода подогревается уходящими газами в активной насадке -- пучке труб диаметром 20-30 мм, который орошается циркулирующей водой. Тепловая эффективность таких аппаратов зависит от интенсивности процессов тепло- и массообмена между газом и орошающей жидкостью, а также от интенсивности процесса теплообмена между орошающей жидкостью и жидкостью, проходящей в трубном пучке.

Анализ публикаций показывает, что КТАНы сочетают как преимущества, так и недостатки насадочных и полых контактных теплообменников. К преимуществам можно отнести:

? повышение скорости движения газов (до 6-10 м/с);

? относительно низкое аэродинамическое сопротивление (300-700 Па);

? отсутствие контакта газов с нагреваемой водой, что снимает ограничения по ее качеству.

Вместе с тем КТАНы имеют следующие недостатки:

не обеспечивают нагревание жидкости до температуры выше температуры мокрого термометра;

? холодная вода, орошающая змеевик, в верхней зоне охлаждает нагреваемую воду;

? уступают теплообменникам с насадкой по коэффициенту использования тепла уходящих газов;

? имеется вероятность влагоуноса дымовыми газами.

Разработан контактно-экономайзерный агрегат АЭМ-0,6 применительно к

водогрейным котлам. АЭМ-0,6 состоит из контактного экономайзера квадратного сечения со встроенным декарбонизатором воды и выносного промежуточного теплообменника, представляющего восемь секций скоростного водо-водянного подогревателя. Секции имеют профильные латунные трубки длиной 2 м и устанавливаются в специальных нишах корпуса экономайзера по четыре секции с каждой стороны. Кольцевые выступы внутри латунных труб, образующиеся при накатке, повышают коэффициент теплоотдачи внутри труб примерно в двое, что увеличивает коэффициент теплопередачи на 40-50% и соответственно снижает расход металла на теплообменник.

Особенностью агрегата АЭМ-0,6 является то, что секции промежуточного теплообменника устанавливаются внутри корпуса и омываются небольшим количеством газов. Использование байпасных газов позволяет при наружной установке агрегата не опорожнять теплообменник при кратковременных его остановках. Существенным недостатком контактных и контактно-поверхностных экономайзеров, в которых в качестве теплоносителя используется вода, является сравнительно низкая температура ее нагрева, не превышающая (при использовании теплоты уходящих газов котлов) 50-60 °С. Нагреть воду в контактно-поверхностном теплообменнике до более высокой температуры можно, если применить в качестве промежуточного теплоносителя водный раствор бромистого лития или хлористого калия, которые имеют более высокую температуру кипения, точку росы и температуру мокрого термометра

Рисунок 7.1 - Контактно-экономайзерный агрегат

1 - патрубок для входа горячих газов; 2 - рабочие слои кольцевых насадок размерами 50x50x5 мм; 3 - слой кольцевых насадок, загруженный навалом; 4 - каплеуловитель; 5 - люк - взрывной клапан; 6 - патрубок для выхода газов; 7 - водораспределитель; 8 - люк; 9 - промежуточный водо-водяной теплообменник; 10 - переливная труба; 11 - патрубок для выхода нагреваемой воды 1 контура; 12 - патрубок для подвода воздуха; 13 - насадка декарбонизатора

Одновременное применение теплоутилизационного теплообменника и ТНУ позволяет примерно в два раза сократить затраты индикаторной мощности в компрессоре теплового насоса [18]. Это приведет к снижению затрат на оплату потребляемой электроэнергии, составляющих основную часть эксплуатационных затрат. Кроме того, уменьшится и установленная мощность ТНУ, удельные капитальные затраты на которую существенно выше, чем на установленную мощность утилизатора теплоты.

Задачей теплового расчета является установление теплопроизводительности теплоутилизатора и теплового насоса по заданному расходу и параметрам дымовых газов на входе в КТ и на выходе из него, определение количества подогреваемой воды и геометрических параметров теплоутилизатора; поверхности теплообмена; числа ребристых труб в ряду и количества рядов.

Исходные данные для дальнейшего расчета приведены в таблице 7.1

Таблица 7.1

Исходные данные

	Обозначение	Размерность	Значение
Теплопроизводительность котла	Qк	МВт	58,15
Расход топлива	В	м3/с	1,27
Коэффициент избытка воздуха в ухо-дящих газах	бух	-	1,15
КПД котла по низшей теплоте сгорания		%	92,5
Температура газа на входе в теплоутилизатор	tн	оС	180
температура газа на выходе из теплоутилизатора	tух	оС	50
Температура нагреваемой воды на входе в теплоутилизатор	tв'	оС	5
Температура нагреваемой воды на выходе из него	tв”	оС	40
Объем дымовых газов на входе в КТ		м3/ м3	8,384
Потери теплоты с уходящими газами	q2	%	5,35

Расчет будет произведен для случая, когда 80% уходящих продуктов сгорания пропускается через конденсационный теплоутилизатор, а 20% уходящих газов по байпасному газоходу (более выгодный эксплуатационный режим), в следующем порядке:

Объемный расход дымовых газов на входе в теплоутилизатор определим по формуле:

(7.1)

м³/с

Действительный расход дымовых газов на выходе из теплоутилизатора:

(7.2)

м³/с

Массовый расход дымовых газов составит:

(7.3)

где кг/м³ - плотность дымовых газов среднего состава при нормальных физических условиях.

кг/с

Определим энтальпию газов на входе в теплоутилизатор:

, (7.4)

где - теоретическая энтальпия продуктов сгорания;

- теоретическая энтальпия воздуха. При =180 ^оС = 172,5 кДж/м³;

м³/м³ [раздел 4, табл.4.5]

кДж/кг

, (7.5)

где -соответственно удельные энтальпии трехатомных газов, азота и водяных паров. При =180 ^оС =223,4 кДж/м³; =171 кДж/м³ ; =198,23 кДж/м³ [раздел 4, табл.4.5].

кДж/кг

кДж/кг

Влагосодержание продуктов сгорания на входе в телпоутилизатор определим по формуле Л.Г. Семенюка:

, (7.6)

где =0,01 кг/кг с.в. - влагосодержание дутьевого воздуха.

кг/кг с.в.

Влагосодержание продуктов сгорания на выходе из теплоутилизатора

(7.7)

кг/кг с.в

Энтальпия газов на выходе из теплоутилизатора составит:

, (7.8)

где = 0,68 кДж/(кг• ^оС) [3] - теплоемкость сухих продуктов сгорания в зависимости от и ;

=1,478 кДж/(кг• ^оС) [3] - теплоемкость водяных паров сгорания в зависимости от .

кДж/кг

Определим приведенное количество получаемого из продуктов сгорания конденсата:

, (7.9)

где = 1,333 [5] - приведенное теоретическое количество сухих продуктов сгорания;

=1,415 [5] - приведенный теоретический расход дутьевого воздуха.

Абсолютное количество получаемого конденсата:

(7.10)

кг

Теплопроизводительность конденсационного теплоутилизатора определим по формуле И.З. Аронова:

(7.11)

кВт

Количество нагреваемой воды:

(7.12)

кг/с

Средний температурный напор в теплоутилизаторе:

(7.13)

^оС

Найдем оптимальную температуру нагрева воды в контактном утилизаторе

, (7.14)

где -температура окружающей среды, =30°С;

-коэффициент, = 208;

Рассчитываем площадь поперечного сечения контактной камеры

(7.15)

где - скорость движения дымовых газов в контактном камере экономайзера, =8,7 м/с

Прирост КПД за счет установки конденсационного теплоутилизатора определим по формуле:

(7.16)

где - КПД котла с конденсационным теплоутилизатором

(7.17)

(7.18)

При =70 ^оС =627,46 кДж/кг, тогда



%

%

%

Аналогично данному расчету были проведены расчеты еще для трех режимов, т.е. когда регулирующий клапан на байпасным газоходе открыт на 80%, на 40% или же полностью закрыт. Полученные данные приведены в таблице 7.2

Таблица 7.2

Результаты расчетов

Наименование измер. параметра	Обозн.	Ед. изм.	Степень открытия клапана
			80	40	20	0
1	2	3	4	5	6	7
Температура газов на входе в КТ		оС	180	180	180	180
Температура газов на выходе из КТ		оС	46	48	50	52
Температура воды на входе в КТ		оС	5	5	5	5
Температура воды на выходе из КТ		оС	36,9	38,5	40,14	42,1
Расход воды через теплоутилизатор		м3/с	4,174	10,09	20,89	21,009
Расход уходящих газов через теплоутилизатор		м3/с	2,48	6,65	13,37	14,42
Массовый расход дымовых газов		м3/с	2,58	6,89	13,79	14,78
Влагосодержание продуктов сгорания на входе в телпоутилизатор

Подобные документы

• Проектирование котельной промышленного предприятия

  Описание котельной и ее тепловой схемы, расчет тепловых процессов и тепловой схемы котла. Определение присосов воздуха и коэффициентов избытка воздуха по газоходам, расчет объемов воздуха и продуктов сгорания, потерь теплоты, КПД топки и расхода топлива.
  
  дипломная работа [562,6 K], добавлен 15.04.2010
  

• Расчет отопительной котельной

  Техническая характеристика водогрейного котла. Расчет процессов горения топлива: определение объемов продуктов сгорания и минимального объема водяных паров. Тепловой баланс котельного агрегата. Конструкторский расчет и подбор водяного экономайзера.
  
  курсовая работа [154,6 K], добавлен 12.12.2013
  

• Тепловой баланс котла и расчет топлива

  Элементарный состав и геометрические характеристики топлива. Определение объемов воздуха и продуктов сгорания топлива при нормальных условиях. Состав котельной установки. Конструкция и принцип действия деаэратора. Конструктивный расчет парового котла.
  
  курсовая работа [594,6 K], добавлен 25.02.2015
  

• Расчет парового котла ДЕ-6,5-14

  Описание конструкции котла. Особенности теплового расчета парового котла. Расчет и составление таблиц объемов воздуха и продуктов сгорания. Расчет теплового баланса котла. Определение расхода топлива, полезной мощности котла. Расчет топки (поверочный).
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 12.07.2010
  

• Поверочный тепловой расчет водогрейного котла

  Расчет котла, предназначенного для нагрева сетевой воды при сжигании газа. Конструкция котла и топочного устройства, характеристика топлива. Расчет топки, конвективных пучков, энтальпий воздуха и продуктов сгорания. Расчетная невязка теплового баланса.
  
  курсовая работа [77,8 K], добавлен 21.09.2015
  

• Расчетные характеристики работы котла

  Топливо, его состав, объемы воздуха и продуктов сгорания для котла определенного типа. Элементарный состав топлива. Коэффициент избытка воздуха в топке. Объёмы продуктов сгорания. Тепловой баланс котла, расчет расхода топлива на весь период его работы.
  
  контрольная работа [35,6 K], добавлен 16.12.2010
  

• Проект блочно-модульной котельной для теплоснабжения зданий ФГУ комбината "Заречье"

  Характеристика блочно-модульной котельной и участка строительства. Определение нагрузок в тепле и топливе. Подбор котлов, горелок, основного и вспомогательного оборудования. Расчет газопроводов, водоподготовка. Автоматизация газового водогрейного котла.
  
  дипломная работа [3,4 M], добавлен 20.03.2017
  

• Расчет котла ТВГ-8М

  Принцип работы водогрейного котла ТВГ-8МС, его конструкция и элементы. Расход топлива котла, определение объемов воздуха и продуктов сгорания, подсчет энтальпий, расчет геометрических характеристик нагрева, тепловой и аэродинамический расчеты котла
  
  курсовая работа [209,5 K], добавлен 13.05.2009
  

• Тепловой расчет котла БКЗ-160-100ГМ

  Характеристика оборудования котельной установки. Обслуживание котла во время нормальной его эксплуатации. Расчет объемов, энтальпий и избытка воздуха и продуктов сгорания. Расчет ширмового и конвективного перегревателя. Уточнение теплового баланса.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 08.08.2012
  

• Тепловой расчёт котельного агрегата

  Развитие котельной техники, состав котельной установки. Определение теоретических объёмов воздуха, газов, водяных паров и азота, расчёт энтальпий. Тепловой баланс котла, расчёт расхода топлива. Тепловой расчёт конвективного пучка и водяного экономайзера.
  
  курсовая работа [58,1 K], добавлен 02.07.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам