Расчет тепловой схемы котельной

Стр 1 из 11Следующая ⇒

Соколов В.Ю.

Сологуб И.В.

Методическое пособие по дисциплине

«Котельные установки и парогенераторы»

Расчет тепловой схемы котельной

Оренбург 2010г.

Содержание

Введение. 4

1. Методические указания по выполнению курсового проекта. 5

1.1 Задача курсового проекта. 5

1.2 Задания на курсовой проект. 5

1.4 Общие методические указания. 5

1.5 Перечень обозначений к расчёту тепловой схемы. 6

1.6 Условные обозначения принятые в схемах. 8

2 Порядок расчета тепловой схемы котельной. 9

2.1 Исходные данные. 10

2.2 Определение параметров воды и пара. 12

2.3 Общие замечания о расчете водоподогревательных установок. 12

2.4 Расчет подогревателей сетевой воды. 14

2.5 Определение расхода пара на подогрев сетевой воды и на технологические нужды……15

2.6 Ориентировочное определение общего расхода свежего пара. 17

2.7 Расчет редукционно-охладительной установки (РОУ), редукционной усрановки (РУ).. 17

2.8 Расчет сепаратора непрерывной продувки. 22

2.9 Расход расхода химически очищенной воды. 25

2.10 Расчет пароводяного подогревателя сырой воды. 31

2.11 Расчет конденсатного бака. 32

2.12 Расчет охладителя выпара………………………………………………………………… 32

2.13 Общие замечания о расчете деаэратора. 32

2.14 Проверка точности расчета первого приближения. 43

2.15 Уточненный расчет РОУ. 43

2.16 Уточненный расход тепловой схемы……………………………………………………….44

2.17 Проверка математического баланса линии редуцированного пара. 46

2.18 Определение полной нагрузки на котельную. 46

3 Составление теплового баланса котельной. 47

4 Определение количества котлоагрегатов, устанавливаемых в котельной. 53

5 Расчет теоретических и действительных объемов продуктов сгорания. 55

5.1 Исходные данные и порядок расчета………………………………………………………..55

5.2 Пример расчета объемов продуктов сгорания……………………………………………...56

6 Определение энтальпий продуктов сгорания и воздуха. 59

6.1 Исходные данные и порядок расчета………………………………………………………..59

6.2 Пример расчета энтальпий…………………………………………………………………..59

7 Тепловой баланс котельного агрегата. 61

7.1 Общие положения…………………………………………………………………………….61

7.2 Пример расчета………………………………………………………………………………..63

8 Определение годового расхода топлива в одном котельном агрегате. 66

8.1 Общие положения…………………………………………………………………………….66

8.2 Пример расчета………………………………………………………………………………..66

9 Тепловой и конструкционный расчет экономайзера. 68

9.1 Основные положения теплового расчета…………………………………………………...68

9.2 Конструктивные характеристики экономайзера и его расчет……………………………..70

9.3 Пример расчета………………………………………………………………………………..74

10 Графическая часть………………………………………………………………………………..77

11 Расчет дополнительных элементов схемы……………………………………………………...78

12 Библиографический список. 82

Приложение А. 83

Приложение Б……………………………………………………………………………………......86

Введение

Данный проект преследует цели углубленной проработки студентами основных типов тепловых схем котельной, подробного расчета заданного варианта тепловой схемы и отдельных её элементов, составление теплового баланса котлоагрегата на его основе, определение стоимости годового расхода топлива для различных вариантов компоновки котлоагрегатов.

Тепловая схема во многом определяет экономичность работы котельной. Подробный расчёт тепловой схемы с составлением его теплового баланса позволяет определить экономические показатели котельной, расхода пара и воды, по которым производится выбор основного и вспомогательного оборудования.

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

Приведённая методика расчётов тепловой схемы и составление теплового баланса парогенератора максимально упрощена с целью уменьшения объёма необходимых расчетов. Определение параметров воды и пара в состояние насыщения производится по таблице 1 приложения A.

Начальная буква фамилии студента	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
Номер тепловой схемы

Методические указания по выполнению курсового проекта

Задача курсового проекта.

Задачей курсового проекта является углубление знаний, полученных в процессе изучения курса «Котельные установки и парогенераторы». При выполнении курсового проекта студенты практически знакомятся с итерационным методом расчёта тепловой схемы котельной (метод последовательных приближений).

Задания на курсовой проект.

Задания на курсовой проект имеют десять вариантов исходных данных для расчета и десять различных тепловых схем (всего 100 вариантов). Тепловая схема выбирается согласно первой буквы фамилии студента, а исходные данные - по последней цифре шифра.

1.3 Курсовой проект содержит следующие разделы:

1. Подробный расчёт принципиально тепловой схемы котельной.

2. Выбор типоразмера и определение количества котлоагрегатов.

3.Тепловой баланс котельного агрегата.

4. Определение количества котлоагрегатов, устанавливаемых в котельной.

5. Расчет теоретических и действительных объемов продуктов сгорания.

6. Определение энтальпий продуктов сгорания и воздуха.

7. Тепловой баланс котельного агрегата.

8. Определение годового расхода топлива в одном котельном агрегате.

9. Тепловой и конструкционный расчет экономайзера.

10. Графическая часть.

Общие методические указания.

До начала расчётов принципиальной тепловой схемы котельной студенту необходимо внимательно ознакомится с заданием и подобрать все необходимые материалы.

Следует изучить все узлы тепловой схемы, познакомиться с конструкцией редукционно-охладительной установки, деаэратора, подогревателей и т.д.

Следует помнить, что в тепловых схемах приняты деаэраторы атмосферного типа. Вода должна поступать в химводоочистку с температурой 15-25 ^°С.

Для упрощения тепловых расчётов можно пренебречь потерями воды, проходящей через подогреватели, а также потерями тепла в деаэраторе.

При расчёте каждого узла тепловой схемы необходимо составить принципиальную тепловую схему с указанием всех параметров

Условные обозначения принятые в схемах.

пар

деаэрированная вода

сырая вода

химически очищенная вода

конденсат

продувочная вода

вторичный пар

Порядок расчета тепловой схемы котельной.

Исходные данные.

№/№	Наименование	Ед. изм.	Исходные данные
	Пар для технологических нужд производства: - давление пара на выходе из котлоагрегата, ; - сухость пара на выходе из котлоагрегата, ; - расход пара на технологические нужды,	МПа - кг/с	1, 39 0, 99 5, 65
	Температура сырой воды, воды,	º С
	Давление пара после РОУ,	МПа	0, 119
	Сухость пара на выходе из расширителя непрерывной продувки,	-	0, 98
	Потери пара в котельной в процентах от ,	%	5, 5
	Расход котловой воды на непрерывную продувку в процентах от ,	%	4, 5
	Расход тепла на подогрев сетевой воды,	кДж/с	14, 44× 10³
	Температура горячей воды на выходе из сетевых подогревателей,	º C
	Температура воды в обратной линии теплосети,	º С
	Температура воды перед и после ХВО,	º С
	Температура конденсата на выходе из бойлера,	º С
	Возврат конденсата от потребителя,	-	-
	Потери воды в тепловой сети,	%	1, 5
	Температура воды, сбрасываемой из барботера,	º С
	Температура конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды,	º С

Рисунок 1 - Схема котельной

На расчетной схеме обозначим движение потоков и необходимые параметры.

Умягчение

Метод одноступенчатого параллельно-точного Na-катионирования применяется наиболее широко. Данный процесс реализуется в фильтрах (различной конструкции и размеров в зависимости от производительности, требований к проведению самого процесса и т.п.). Сам ионообменный процесс происходит при фильтровании воды через слой ионообменной смолы (представляющей собой сильнокислотный катионит в Na-форме), загруженный в фильтр и периодически, по истощению, регенерируемый раствором поваренной соли. При этом происходит замена солей кальция (Ca2+), магния (Mg2+) на натрий (Na+) по следующей схеме:

Таким образом, вместо кальция (Ca2+), магния (Mg2+), вводится эквивалентное количество натрия (Na+). В результате получается умягченная вода, но при этом щелочность исходной воды практически не меняется в ходе обработки, а в случае ее повышенного значения вода будет обладать усиленными коррозионными свойствами вследствие разложения щелочности при нагреве. В качестве фильтрующих загрузок обычно служат сильнокислотные катиониты типа КУ2-8 или сульфоуголь, регенерируемые поваренной солью.

Недостатками данного метода является:

· Повышенный (обычно трехкратный) расход реагента (соли NaCl) по отношению к стехиометрии;

· Повышенный расход воды на собственные нужды;

· Повышенное содержание в сбросных водах хлоридов и натрия зачастую превышающих нормы;

· Для получения глубоко умягчённой воды требуется вторая ступень;

Современные способы ионирования и использование новых типов катионитов позволяют существенно оптимизировать процесс Na - катиониования – снизить расход реагентов на регенерацию, уменьшить расход воды на собственные нужды, сократить количество задействованного оборудования (фильтров). К таким методам относится противоточное катионирование, при котором поток фильтрата и регенерационного потока имеют противоположные направления. В частности, используется практически весь объем фильтра под загрузку катионита. Процент собственных нужд снижается до 3-4 %, расход соли уменьшается на 15-20 %. Появляется возможность получать фильтрат после первой ступени с качеством воды по жесткости не выше 10 –15 мкг-экв/л, то есть вторая ступень катионирования устраняется. Но данная технология требует высокой степени организации эксплуатации и желательна автоматизация технологических процессов.

Особо следует отметить, что перевод катионита из одной формы в другую непосредственно у потребителя приводит не только к повышенным трудозатратам и дополнительному расходу воды и реагентов, но и зачастую приводит к снижению эксплуатационных показателей, в первую очередь, динамической обменной ёмкости. Объяснением этому служит сама процедура перевода из Н-формы в Na-форму, при которой вначале необходимо «истощить» катионит, слив кислую воду в канализацию (что приводит не только к загрязнению сточных вод, но и к коррозии трубопроводов), а только затем дважды отрегенерировать раствором поваренной соли перевести в Na-форму. Следует отметить также, что сильнокислотный катионит в Н-форме при пропускании через него исходной воды до «истощения» кроме солей жёсткости захватывает из неё и другие ионы, в том числе ионы металлов (железа, алюминия и т.д.), которые при последующей регенерации раствором поваренной соли не удаляются. Следовательно, часть функциональных групп заблокирована, в результате чего обменная емкость катионита после таких процедур снижается. Этих негативных процессов не происходит в случае применения для процессов умягчения воды специально, в заводских условиях, изготовленных катионитов в Na-форме.

Дальнейшим усовершенствованием противоточных процессов послужила разработка ионитов в виде моносфер, т.е. смол имеющих узкий фракционный эффективный состав гранул (количество частиц эффективного размера -около 0, 5-0, 6 мм достигает 95 %, тогда как у обычных ионитов оно составляет примерно 40 - 45 %).

Однако, неплохих результатов можно достигнуть, если применить катиониты и с обычным грансоставом (0, 3-1, 2 мм), но изготавливаемыми и поставляемыми потребителям в Na-форме. Например, сильнокислотный катионит Тульсион Т-42 в Na-форме, с фракционным составом 0, 3-1, 2 мм.

Декарбонизация

При подготовке подпиточной воды для систем ГВС, применяется также технология подготовки воды Н - катионированием с «голодной» регенерацией.

Технология Н-катионирования с «голодной» регенерацией позволяет существенно снизить карбонатную жесткость воды с частичным уменьшением некарбонатной. Все ионы водорода, вводимые в катионит с регенерационным раствором, полностью задерживаются, и вследствие этого в отработанных сточных водах кислота практически отсутствует. Расход регенерирующего реагента - серной кислоты является стехиометрическим, т.е. расчетным.

Недостатками данного метода при использовании сульфоугля в Н-форме является пониженные эксплутационные характеристики, в частности:

· Низкая скорость фильтрования (до 10 м³/ч);

· Низкая обменная емкость (200-250 г-экв /м³), как следствие
- большие затраты реагентов и воды на собственные нужды
-увеличенное количество фильтров
- трудность в управлении процессом и, как следствие, нестабильное качество воды

Существуют слабокислотные катиониты, зачастую называемые карбоксильными катионитами, которые специально созданы для удаления карбонатной жёсткости т.е. декарбонизации. К ним в частности относится слабокислотный катионит Тульсион СХО-12.

При ионообменном способе декарбонизации воды на слабокислотном карбоксильном катионите к водородной форме (как наиболее экономичном) происходит замена солей кальция (Ca2+), магния (Mg2+) на водород (Н+) по следующей схеме:

Таким образом, вместо кальция (Ca2+), магния (Mg2+), вводится эквивалентное количество водорода (Н+). Далее анионы HCO3- взаимодействуют с образующимися катионами Н+.

В результате происходит снижение концентрации бикарбонатов путём их «разрушения» и образование в результате углекислого газа. При этом, происходит снижение рН воды. Далее, для стабилизации рН воды требуется её отдувка на дегазаторе.

Например, рассмотрим технологическую схему, предусматривающую применение процесса декарбонизации на слабокислотном катионите взамен Н-катионирования с «голодной регенерацией» и умягчение на сильнокислотном катионите, поставляемом сразу в Na – форме. Учитывая, что источником исходной воды служит питьевая хлорированная вода из городского водопровода, для повышения срока службы катионитов предусмотрена предварительная очистка в виде фильтра заполненного активированным углём. После этого вода поступает на три фильтра декарбонизации, заполненные слабокислотным катионитом, один/два в работе, один в резерве. Образовавшийся углекислый газ после ионообменника отдувается в дегазаторе (декарбонизаторе) и поступает через деаэратор на нагрев. Часть декарбонизированной воды поступает на установку двухстадийного умягчения - для получения подпиточной воды паровых котлов. Принципиальная схема представлена на рисунке 10, в виде прямоточных фильтров с организацией верхней распредсистемы и инертным слоем для повышения эффективности фильтрования и отмывки катионита.

Рисунок 10 - Принципиальная технологическая схема ХВО котельной

Рисунок 11 - Фотография цеха ХВО

Общее количество воды, добавляемое из химводоочистки, состоит из следующих потерь:

1) Потери конденсата от технологических потребителей:

. (20)

В случае отсутствия конденсата от технологических потребителей кг/с.

2) Потери продувочной воды кг/с.

3) Потери пара внутри котельной заданы в процентах от :

, (21)

кг/с.

3) Потери воды в теплосети кг/с.

5) Потери пара с выпаром из деаэратора могут быть определены только при расчете деаэратора. Предварительно примем кг/с.

Общее количество химически очищенной воды равно:

, (22)

кг/с.

Для определения расхода сырой воды на химводоочистку, необходимо учесть количество воды, идущей на взрыхление катионита, его регенерацию, отмывку и прочие нужды водоподготовки. Их обычно учитывают величиной коэффициента . В данном курсовом проекте следует принимать .

Имеем:

, (22)

кг/с.

где - потери конденсата от технологических потребителей, кг/с;

, - возврат конденсата от потребителя в процентах от ;

- потери продувочной воды, кг/с;

- потери пара внутри котельной, кг/с;

- потери воды в теплосети, кг/с;

- количество выпара из деаэратора, кг/с;

- расход воды через химводоочистку, кг/с;

- расход сырой воды на химводоочистку, кг/с.

Расчет конденсатного бака.

Так как возврат конденсата от технологических потребителей отсутствует, то расчет конденсатного бака в данном примере не ведется. Пример выполнения расчета вынесен в п. 11.

Расчет охладителя выпара.

Охладитель выпара на рассчитываемой схеме не предусмотрен. Пример выполнения расчета вынесен в п. 11.

Уточненный расчет РОУ.

Расчет редуцированного пара:

кг/с.

Из уравнения (11) и (12) имеем: ;

Отсюда:

кг/с.

Общий расход свежего пара:

кг/с.

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

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

- общий расход свежего пара, кг/с.

Исходные данные и порядок расчета.

Для определения объемов продуктов сгорания необходимо знать элементарный состав топлива. Элементарный состав различных топлив приведен в таблице 2.

Количество воздуха, необходимое для полного сгорания 1 кг топлива при условии безостаточного использования кислорода, называют теоретически необходимым объемом воздуха и определяют по процентному составу топлива для твердого и жидкого топлива:

м³/кг. (37)

Здесь и далее объемы продуктов сгорания приведены к нормальным условиям: 0 °С; 760 мм. рт. ст. или 101300 Н/м².

Таблица 2 - Элементарный состав топлива

Вид топлива	Рабочая масса топлива, %	Низшая теплота сгорания , МДж/кг


Донецкий каменный уголь	3, 0	19, 6	2, 4	1, 6	50, 6	3, 7	1, 1	8, 0	20, 3
Челябинский бурый уголь	17, 0	24, 9	0, 7	0, 5	41, 8	3, 0	1, 0	11, 1	15, 8
Мазут 40	3, 0	0, 3	-	0, 5	85, 3	10, 2	0, 3	0, 4	40, 7
Мазут 100	1, 5	0, 15	-	1, 5	85, 1	9, 5	1, 75	0, 5	40, 5

Теоретические объёмы продуктов горения при для твердого и жидкого топлива:

Объем трехатомных газов:

м³/кг. (38)

Объем азота:

м³/кг. (39)

Объем водяных паров:

м³/кг. (40)

Теоретически полный объем продуктов сгорания:

м³/кг. (41)

Для повышения полноты сгорания действительный объем воздуха подаваемого в топку, всегда несколько больше теоретического , причем отношение этих объемов называют коэффициентом избытка воздуха . При наличии экономайзера вследствие присосов коэффициент избытка воздуха в выходном сечении экономайзера возрастает на величину , т.е. .

Коэффициент избытка воздуха на выходе из топочной камеры задан: (см. приложение А, таблица 2). Величина присосов воздуха в газоходе экономайзера .

Далее расчет производится для двух вариантов конструкции котлоагрегата:

1) с установкой экономайзера

2) без установки экономайзера

(В дальнейшем для кратности варианты «С» и «Б» соответственно)

Коэффициент избытка воздуха уходящих газов:

- с установкой экономайзера;

- без установки экономайзера.

Действительный объем водяных паров:

м³/кг. (42)

Действительный объем продуктов сгорания:

м³/кг. (43)

Пример расчета объемов продуктов сгорания

Котлоагрегат работает на каменном угле следующего состава:

Теоретический объем воздуха, необходимый для полного сгорания 1 кг топлива:

м³/кг.

Объем трехатомных газов:

м³/кг.

Объем азота:

м³/кг.

Объем водяных паров:

м³/кг.

Коэффициент избытка воздуха уходящих газов:

;

Действительный объем водяных паров:

м³/кг,

Действительный объем продуктов сгорания:

м³/кг.

Исходные данные и порядок расчета.

Для определения энтальпий продуктов сгорания необходимо знать их состав и объем, а также температуру, которая различна для вариантов С и Б и задана в задании. Значение энтальпий 1 м³ различных газов и влажного воздуха в зависимости от их температуры приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Энтальпии 1 м³ газов и влажного воздуха

, °С	Энтальпии газов, кДж/м³

Энтальпии газов при промежуточных температурах определяют методом линейной интерполяции.

Расчет энтальпий произведем отдельно для вариантов С и Б.

Энтальпия теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания, отнесенная к 1 кг топлива, определяется по формулам:

кДж/кг, (44)

кДж/кг.

Энтальпия действительных объемов продуктов сгорания определяется с учетом реального коэффициента избытка воздуха:

кДж/кг. (45)

Пример расчета энтальпий.

Расчет энтальпий проведем отдельно для вариантов С и Б.

А) С установкой экономайзера

Температура уходящих газов º С (приложение А, таблица 2).

кДж/м³; кДж/м³;

кДж/м³; кДж/м³.

Энтальпия теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания:

кДж/кг,

Энтальпия действительных объемов продуктов сгорания при температуре º С:

кДж/кг.

Б) Без установки экономайзера.

Температура уходящих газов º С.

кДж/м³; кДж/м³;

кДж/м³; кДж/м³.

Энтальпия теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания:

кДж/кг,

Энтальпия действительных объемов продуктов сгорания при температуре º С:

кДж/кг.

Общие положения

Тепловой баланс составляется для определения КПД котлоагрегата и расхода топлива при установившемся тепловом состоянии котлоагрегата.

Уравнение теплового баланса:

, (46)

где - располагаемое тепло, кДж/кг;

- теплота, полезно воспринимаемая в котлоагрегате поверхностями нагрева, кДж/кг;

- потери тепла соответственно с уходящими газами, от химической неполноты сгорания, от механического недожога, в окружающую среду, с физическим теплом шлаков, кДж/кг.

В курсовом проекте не учитывается тепло горячего воздуха, подаваемого в топку и подогреваемого вне котлоагрегата, а также тепло парового дутья, затраты тепла на размораживание смерзшегося топлива и т.д. Поэтому можно принять: , кДж/кг.

Приняв располагаемое тепло за 100%, выражение (46) можно записать в таком виде:

. (47)

Если известны потери тепла в котлоагрегате, его коэффициент полезного действия брутто определяется из выражения:

. (48)

Потери тепла с уходящими газами определяются по формуле:

, (49)

где - энтальпия уходящих газов, кДж/кг или кДж/м³;

- коэффициент избытка воздуха за котлоагрегатом;

- энтальпия теоретического объема (холодного) воздуха, подаваемого в топку. В курсовом проекте условно температуру холодного воздуха принять равной (не следует искать смысловую связь между этими температурами).

Удельная теплоемкость 1 м³ воздуха в интервале температур 0 – 100°С составляет кДж/м³∙ °С.

В связи с тем, что объемы продуктов сгорания рассчитываются в предположении полного сгорания топлива, в уравнении (49) введена поправка на величину - механической неполноты сгорания. Потери тепла от механической неполноты сгорания вызываются провалом топлива, уносом недогоревшего топлива с уходящими из топки газами и недожогом его в шлаках. При тепловых расчетах значение потерь тепла можно принять по таблице 4.

Потери тепла от химической неполноты сгорания принимаются в зависимости от вида топлива и метода сжигания, согласно характеристикам топочных устройств (см.таблицу 4).

Потери тепла котлоагрегатом в окружающую среду, могут быть найдены для стационарных котлоагрегатов по графику, приведенному на рисунке 19.

Потери тепла с физическим теплом шлаков в курсовой работе можно не учитывать.

Таблица 4 - Расчетные характеристики слоевых и камерных топок

Тип топки	Наименование топлива	Потери тепла
От химической неполноты сгорания,	От механической неполноты сгорания,
Слоевая	Антрацит	0, 5	10, 0
Каменный уголь	1, 0	6, 0
Бурый уголь	0, 1-1, 0	7, 0
Камерная	Мазут, природный газ	1, 0

В курсовом проекте рекомендуется определять потери по таблице 4.

После нахождения всех потерь можно определить коэффициент полезного действия котлоагрегата (брутто):

. (50)

И расход топлива из уравнения:

, (51)

где - паропроизводительность котлоагрегата, кг/с;

- энтальпия пара, выходящего из котлоагрегата, кДж/кг;

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒