Расчет тепловой схемы котельной

Содержание

Перечень обозначений к расчёту тепловой схемы I. Расчет тепловой схемы котельной 1.1 Исходные данные 1.2 Определение параметров воды и пара 1.3 Общие замечания о расчете водоподогревательных установок 1.4 Расчет подогревателей сетевой воды 1.5 Определение расхода пара на подогрев сетевой воды и на технологические нужды 1.6 Ориентировочное определение общего расхода свежего пара 1.7 Расчет редукционно-охладительной установки (РОУ), редукционной установки (РУ) 1.8 Расчет сепаратора непрерывной продувки 1.9 Расчет расхода химически очищенной воды 1.10 Расчет пароводяного подогревателя сырой воды 1.11 Общие замечания о расчете деаэратора 1.12 Проверка точности расчета первого приближения 1.13 Уточненный расчет РОУ 1.14 Уточненный расход тепловой схемы 1.15 Проверка математического баланса линии редуцированного пара 1.16 Определение полной нагрузки на котельную II. Составление теплового баланса котельной III. Определение количества котлоагрегатов, устанавливаемых в котельной IV. Расчет теоретических и действительных объемов продуктов сгорания V. Определение энтальпий продуктов сгорания и воздуха VI. Тепловой баланс котельного агрегата VII. Определение годового расхода топлива в одном котельном агрегате VIII. Тепловой и конструкционный расчет экономайзера Список использованной литературы

Перечень обозначений к расчёту тепловой схемы

P_1 — давление пара на выходе из котлоагрегата, MПa; P_2 — давление пара после РОУ, МПа; P_д — давление в атмосферном деаэраторе, МПа; P_p — давление в расширителе непрерывной продувки (принимаем равным P_2), МПа; t_1 — температура пара на выходе из котлоагрегата, °С; t_2 — температура пара после РОУ, °С; t_гор — температура горячей воды на выходе из сетевых подогревателей, °С; t_об — температура воды в обратной линии теплосети, °С; t_к1,t_к2,t_к3,…,t_кn — температуры конденсата, °С; t_д – температура воды в деаэраторе, °С; t_ух1 — температура продуктов горения перед экономайзером, °С; t_ух2 — температура продуктов горения за экономайзером, °С; t_уд^ср — среднее значение температуры газа в измерительном сечении, оС; t_пв1 — температура питательной воды перед экономайзером, °С; t_пв2 — температура питательной воды на выходе из экономайзера, °С; ∆t_э — температурный напор в экономайзере, °С. ∆t_б — разность температур теплообменивающихся сред на том конце поверхности, где она наибольшая, °С; ∆t_м — разность температур теплообменивающихся сред на том конце поверхности, где она наименьшая, °С. t_кб — температура конденсата на выходе из бойлера, °С; 〖t 〗_св — температура сырой воды, °С; t_ХВО — температура воды перед и после химводоочистки, °С; t_см — температура смеси на выходе из конденсатного бака, °С; t_хв — температура холодного воздуха, подаваемого в топку, °С (t_хв=t_ХВО); t_кб^’ — температура конденсата после i-го подогревателя, °С; i^x — энтальпия сухого насыщенного пара на выходе из котлоагрегата, кДж/кг; i_1^x — энтальпия влажного пара после выхода из котлоагрегата, кДж/кг; i_1^’ — энтальпия кипящей воды в котлоагрегате при давлении P_1, кДж/кг; i_2^» — энтальпия влажного пара после РОУ при давлении P_2,кДж/кг; i_p^x — энтальпия влажного пара в расширителе непрерывной продувки, кДж/кг; i_p^’- энтальпия кипящей воды в расширителе непрерывной продувки (при давлении〖 〖 P〗_p=P〗_2), кДж/кг; i_пв1 — энтальпия питательной воды перед экономайзером, кДж/кг; i_пв2 — энтальпия питательной воды на выходе из экономайзера, кДж/кг; 〖i 〗_св — энтальпия сырой воды, кДж/кг; i_хво – энтальпия воды перед и после химводоочистки, кДж/кг; 〖i 〗_к — средневзвешенная энтальпия конденсата от технологических потребителей, кДж/кг; 〖i 〗_к1, 〖i 〗_к2 — энтальпия конденсата от первого, второго технологического потребителя, кДж/кг; i_увл^’ — энтальпия увлажняющей воды, поступающей в РОУ, кДж/кг; i_пр^’ — энтальпия продувочной воды (равна энтальпии кипящей воды в барабане, i_1^’, при давлении P_1), кДж/кг; i_св1, i_св2 — начальная и конечная энтальпии нагреваемой воды в подогревателе сырой воды, кДж/кг; i_кб — энтальпия конденсата после подогревателя сетевой воды (бойлера), кДж/кг; i_(к.св) — энтальпия конденсата на выходе из подогревателя сырой воды, кДж/кг; i_д — энтальпия воды в деаэраторе, кДж/кг; i_гор — энтальпия горячей воды на выходе из сетевых подогревателей, кДж/кг; i_об — энтальпия воды в обратной линии теплосети, кДж/кг; i_пв — энтальпия питательной воды, кДж/кг; ∆i — приращение энтальпии рабочего тела в котлоагрегате; ∆i_п — количество тепла, затраченное в водяном экономайзере на парообразование, кДж/кг; r_1 — теплота парообразования при давлении P_1, кДж/кг; r_2 — теплота парообразования при давлении P_2, кДж/кг; x_1 — степень сухости пара на выходе из котлоагрегата; x_2 — степень сухости пара на выходе из расширителя непрерывной продувки; η_п — коэффициент, учитывающий потери тепла аппаратом и трубопроводами в окружающею среду (η_п=0,95). W_б — расход воды через сетевой подогреватель (бойлер), кг/с; W_1 — расход увлажняющей воды, поступающей в РОУ, кг/с; W_2 — потери конденсата от технологических потребителей, кг/с; W_пр — расход котловой воды на непрерывную продувку, кг/с; W_р — расход воды из расширителя непрерывной продувки, кг/с; W_ТС — расход воды на подпитку тепловой сети, кг/с; W_хво — расход воды через химводоочистку, кг/с; W_(св.хво) — расход сырой воды на химводоочистку, кг/с; W_∑ — суммарный расход деаэрируемой воды, кг/с; W_д — расход деаэрированной воды на выходе из деаэратора, кг/с; W_кб — возврат конденсата после сетевого подогревателя (бойлера), кг/с; W_(к.св) — возврата конденсата после подогревателя сырой воды, кг/с; W_ПВ — расход воды на питание котельных агрегатов, кг/с; W_эк — количество воды, проходящей через экономайзер котлоагрегата, кг/с; Q_техн — расход тепла на технологические нужды, кДж/с; Q_сум — суммарное поступление теплоты, кВт; Q_ТС — расход теплоты в теплосеть с учетом потерь воды в теплосети, кВт; Q_год — годовой расход теплоты, ГДж/год; Q_э — тепловосприятие экономайзера, кДж/кг; Q_б — расход тепла на подогрев сетевой воды, кДж/с; D_техн — расход пара на технологические нужды, кг/с; D_(св.пар) — общий расход свежего пара, кг/с; D_1 — расход острого пара, поступающего в РОУ, кг/с; D_ред — количество редуцированного пара, кг/с; D_д — расход пара на деаэрацию, кг/с; D_p — количество пара, выделяющегося в расширителе из продувочной воды, кг/с; D_УТ — потери пара внутри котельной, кг/с; D_вып — количество выпара из деаэратора, кг/с; D_б — расход пара в подогревателе сетевой воды (бойлере), кг/с; D_П^св — расход редуцированного пара в подогревателе сырой воды, кг/с; D_общ — общий расход свежего пара, кг/с. D_сум — паропроизводительность котельной, кг/с; D_к — номинальная паропроизводительность котлоагрегата, кг/с; D_год — годовой расход пара, вырабатываемый одним котельным агрегатом, кг/с; d_пр — расход котловой воды на непрерывную продувку в процентах от D_сум; d_уm — потери пара в котельной в процентах от D_сум; d_ТС — потери воды в тепловой сети в процентах от W_б; 〖m 〗_1, 〖m 〗_2 — возврат конденсата от потребителя в процентах от D_сум; w_1,w_2,w_3,…,w_n — возврат конденсата от потребителей, кг/с; q_техн — процент расхода теплоты на технологические нужды, %; q_ТС — процент расхода теплоты в тепловой сети, %; q_пот — суммарные потери теплоты, %; q_3 — химическая неполнота сгорания топлива, %; q_4 — механическая неполнота сгорания топлива, %; q_5 — потери тепла котлоагрегатом в окружающую среду, %; q_6 — физическое тепло шлаков, %; η_сх — полезно расходуемый процент теплоты (КПД схемы), %; η_ка^бр — коэффициент полезного действия котлоагрегата (брутто), %; I_в^о — энтальпия теоретических объемов воздуха, отнесенная к 1 кг топлива, кДж/кг; I_(п.с.)^о — энтальпия теоретических объемов продуктов сгорания, отнесенная к 1 кг топлива, кДж/кг; I_(х.в)^0=V_в^о∙〖(C∙t)〗_хв — энтальпия теоретического объема (холодного) воздуха, подаваемого в топку. В курсовом проекте условно температуру холодного воздуха принять равной t_хво; I_Г — энтальпия уходящих газов, кДж/кг или кДж/м3; V_в^о — теоретически необходимый объем воздуха для полного сгорания 1 кг топлива при условии безостаточного использования кислорода, м3/кг; V_(RO_2 ) — объем трехатомных газов, м3/кг; V_(N_2 ) — объем азота, м3/кг; V_(H_2 O)^о — объем водяных паров, м3/кг; V_Г^о — объем продуктов сгорания, м3/кг; α_т — коэффициент избытка воздуха на выходе из топочной камеры; ∆α_э — величина присосов воздуха в газоходе экономайзера; α_ух^с — коэффициент избытка воздуха уходящих газов с установкой экономайзера; α_ух^б — коэффициент избытка воздуха уходящих газов без установки экономайзера; B^с — расход топлива, подаваемого в топку, кг/с; B_p^с — расход топлива полностью сгоревшего в топке топлива с установкой экономайзера, кг/с; B_p^б — расход топлива полностью сгоревшего в топке топлива без установки экономайзера, кг/с; B_год — годовой расход топлива, кг/год; Н_э — поверхность нагрева экономайзера, м2; φ — коэффициент сохранения тепла; K_э — коэффициент теплопередачи в экономайзере, кВт/м2∙К; F — площадь сечения для прохода газов, м2; n — количество петель в одном змеевике экономайзера; l — длина одной петли, м; Z — количество змеевиков, установленных в газоходе, шт. h — расчетная высота экономайзера, мм; Z_1 — количество труб в горизонтальном ряду, шт; Z_0 — общее количество параллельно включенных труб по воде, шт; w_г — скорость дымовых газов, м/с; w_в — скорость движения воды в трубах экономайзера, м/с; d_вн — внутренний диаметр трубы, мм; d_нар — наружный диаметр трубы, мм; Условные обозначения, принятые в схемах пар деаэрированная вода сырая вода химически очищенная вода конденсат продувочная вода вторичный пар

І. Расчет тепловой схемы котельной

1.1 Исходные данные

Рассчитать тепловую схему котельной и отдельных её элементов, составить тепловой баланс котлоагрегата на её основе, определить стоимость годового расхода топлива для различных вариантов компоновки котлоагрегатов. Тепловая схема выбрана согласно первой буквы фамилии (М-4), исходные данные – по последней цифре шифра – 6. Рисунок 1 – Схема котельной

1.2 Определение параметров воды и пара

При давлении P_1=1,39 МПа в состоянии насыщения имеем (Приложение А, таблица 1): t_1=194,03 ºС, i^x=2787,74 кДж/кг, i_1^’=825,54 кДж/кг, r_1=1962,2 кДж/кг. При давлении P_2=0,119 МПа имеем (Приложение А, таблица 1): t_2=104,31 ºС, i_2^»=2683,04 кДж/кг, i_p^’=437,26 кДж/кг, r_2=2245,76 кДж/кг. Энтальпия воды при температуре ниже 100ºС может быть с достаточной точностью определена без использования таблиц по формуле: i_в=С_в∙t_в , где С_в=4,19 кДж/кг∙°С. В дальнейшем определение энтальпии воды (конденсата) особо оговариваться не будет.

1.3 Общие замечания о расчете водоподогревательных установок

Водоподогреватели применяются в котельных и на ТЭЦ для подогрева питательной воды, сетевой воды, для охлаждения продувочной воды котлоагрегатов и других целей. В курсовой работе ставится задача: определить расход или температуру теплоносителей из уравнения теплового баланса. Для пароводяных подогревателей: D_б∙(i_б-i_к )∙η_п=W_н∙С_н∙(t_н^»-t_н^’ ),(1) где W_н — расход нагреваемой воды, кг/с; С_н — теплоемкость нагреваемой воды, кДж/кг∙ºС; t_н^’ , t_н^» — начальная и конечная температура нагреваемой воды, ºС; D_б — расход греющего пара, кг/с; i_б — энтальпия пара, кДж/кг; i_к — энтальпия конденсата, кДж/кг; η_п — коэффициент, учитывающий потери тепла аппаратом и трубопроводами в окружающею среду (η_п=0,95). Рисунок 2 — Схема водоподогревательной установки

1.4 Расчет подогревателей сетевой воды

Определим расход воды через сетевой подогреватель (бойлер) из уравнения теплового баланса, согласно предложенной расчетной схеме на рисунке 2: Q_б=W_б 〖∙C〗_б∙(t_гор-t_об ),(2) W_б=Q_б/(C_б∙(t_гор-t_об)), W_б=(14,44∙〖10〗^3)/(4,19∙(87-48))=88,367 кг/с. Потери воды в тепловой сети заданы в процентах от W_б: W_ТС=d_ТС/100∙W_б, W_ТС=1,5/100∙88,367=1,326 кг/с. где i_p^’- энтальпия кипящей воды в расширителе непрерывной продувки (при давлении〖 〖 P〗_p=P〗_2), кДж/кг; Подпиточный насос подает в тепловую сеть воду из деаэратора с энтальпией i_д (принимаем равной энтальпия кипящей воды в расширителе непрерывной продувки, i_p^’), кДж/кг в количестве W_ТС, кг/с. Поэтому расход тепла на подогрев сетевой воды в бойлерах уменьшится на величину: ∆Q_б=W_ТС∙(i_д-i_об ) ,(3) где i_д соответствует температуре кипящей воды в расширителе непрерывной продувки (437,26/4,19=104,36), t_p^’=104,36 °С; i_об соответствует температуре воды в обратной линии теплосети, t_об=48 °С, i_об=201,12 кДж/кг; ∆Q_б=1,326 ∙(437,26-201,12)=313,0036 кДж/кг. Расход пара на подогрев сетевой воды определяется из уравнения: Q_б-∆Q_б=D_б (i_2^»-i_кб )∙η_п, Откуда: D_б=(Q_б-∆Q_б)/(〖(i〗_2^»-i_кб)∙η_п ), По заданию известно t_кб=75 °С, а i_кб=314,25 кДж/кг. D_б=(14,44∙〖10〗^3 -313,122 )/((2683,04-314,25)∙0,95)=6,278,кг/с.

1.5 Определение расхода пара на подогрев сетевой воды и на технологические нужды

Расход тепла на технологические нужды составит: Q_техн=D_техн (i_1^x-〖i 〗_к ),(4) При движении пара из котлоагрегата к потребителям и к РОУ происходит потеря энергии сухого насыщенного пара, поэтому для расчета его энергетической эффективности необходимо произвести у каждого из потребителей (технологические нужды, РОУ) следующим образом: i_1^x=i^x-(1-x_1 )∙r_1,(5) В дальнейших расчетах значение энтальпии пара после котлоагрегата необходимо принимать как энтальпию влажного пара — i_1^x. Средневзвешенная энтальпия конденсата от технологических потребителей 〖i 〗_к: 〖i 〗_к=〖m 〗_1∙〖i 〗_к1+〖m 〗_2∙〖i 〗_к2+(1-〖m 〗_1-〖m 〗_2 )∙〖i 〗_св,(6) В случае отсутствия возврата конденсата от технологических потребителей 〖i 〗_к=〖i 〗_св. i_1^x=2787,74 -(1-0,99)∙1962,2=2768,12 кДж/кг, Q_техн=11,15∙(2768,12-33,52)=30,491∙〖10〗^3 кДж/с. Суммарный расход на подогрев сетевой воды и на технологические нужды составит: Q=Q_σ-∆Qσ+Q_техн,(7) Q=14,44∙〖10〗^3-313,122+30,491∙〖10〗^3=44,618∙〖10〗^3 кДж/с. Расход пара на подогрев сетевой воды и на технологические нужды составит: D_o=Q/(〖(i〗_1^x-i_p^’)) ,(8) D_o=(44,618∙〖10〗^3)/((2768,12 -437,26))=19,142 кг/с. При отсутствии сетевых подогревателей D_o=D_техн.

1.6 Ориентировочное определение общего расхода свежего пара

Расход пара на деаэрацию воды (D_д) и расход пара на подогрев сырой воды перед химводоочисткой (D_П^св ) приблизительно составляет 3 — 11% от D_o. В курсовой работе расход пара на вышеуказанные нужды принимаем 3% от D_o: D_2=0,03∙D_o ,(9) D_2=0,03∙19,142 =0,574 кг/с. Общий расход свежего пара: D_(св.пар)=D_o+D_2 ,(10) D_(св.пар)=19,142 +0,574=19,716 кг/с.

1.7 Расчет редукционно-охладительной установки (РОУ), редукционной установки (РУ)

Назначение РОУ – снижение параметров пара за счет дросселирования и охлаждения его водой, вводимой в охладитель в распыленном состоянии. РОУ состоит из редукционного клапана для снижения давления пара, устройства для понижения температуры пара путем впрыска воды через сопла, расположенные на участке паропровода за редукционным клапаном и системы автоматического регулирования температуры и давления дросселирования пара. В охладителе РОУ основная часть воды испаряется, а другая с температурой кипения отводится в конденсатные баки или непосредственно в деаэратор. Примем в курсовом проекте, что вся вода, вводимая в РОУ, полностью испаряется, и пар на выходе является сухим, насыщенным. Подача охлажденной воды в РОУ производственных котельных обычно осуществляется из магистрали питательной воды после деаэратора. Тепловой расчет РОУ ведется по балансу тепла (рисунок 3). Рисунок 3 — Схема РОУ Расход редукционного пара D_ред с параметрами P_2, t_2, i_2^» и расхода увлажняющей воды W_1 определяем из уравнения теплового баланса РОУ: D_1∙i_1^x+W_1∙i_увл^’=D_ред∙i_2^»,(11) Из уравнения материального баланса РОУ: D_ред=D_1+W_1,(12) Решая совместно уравнения (6) и (7), получим: W_1=(D_1 (i_1^x-i_2^»))/(i_2^»-i_увл^’ ) ,(13) Определим расход свежего пара, поступающего в РОУ: D_1=D_(св.пар)-D_техн ,(14) D_1=19,716-11,15=8,566 кг/с. Составляем схему РОУ: Рисунок 4 — Узел РОУ Питательный насос подает увлажняющую воду в РОУ из деаэратора с энтальпией i_д (ранее принятой равной энтальпии кипящей воды в расширителе непрерывной продувки, i_p^’). Таким образом, расход увлажняющей воды, W_1, определим по формуле (13): W_1=(8,566∙(2768,12-2683,04))/(2683,04-437,26)=0,325 кг/с. Количество редуцированного пара: D_ред=8,566+0,325 =8,891 кг/с.

1.8 Расчет сепаратора непрерывной продувки

Непрерывная продувка барабанных котлоагрегатов осуществляется для уменьшения солесодержания котловой воды и получения пара надлежащей чистоты. Величина продувки (в процентах от производительности котлоагрегатов) зависит от солесодержания питательной воды, типа котлоагрегатов и т.п. Для уменьшения потерь тепла и конденсата с продувочной водой применяются сепараторы – расширители (рис. 5). Давление в расширителе непрерывной продувки принимается равным . пар из расширителя непрерывной продувки обычно направляют в деаэраторы. Тепло продувочной воды (от сепаратора непрерывной продувки) экономически целесообразно использовать при количестве продувочной воды больше 0,27 кг/с. Эту воду обычно пропускают через теплообменник подогрева сырой воды. Вода из сепаратора подается в охладитель или барботер, где охлаждается до 40 – 50 ºС, а затем сбрасывается в канализацию. Рисунок 5 — Схема непрерывной продувки Расход продувочной воды из котлоагрегата определяется по заданному его значению d_пр в процентах от D_сум: W_пр=D_(св.пар)∙d_пр/100 ,(15) W_пр=19,716∙2,4/100=0,473 кг/с. Количество пара, выделяющегося из продувочной воды, определяется из уравнения теплового баланса: W_пр∙i_пр^’=D_p∙i_p^x+W_p∙i_p^’ ,(16) и массового баланса сепаратора: W_пр=D_p+W_p (17) Рисунок 6 — Узел сепаратора непрерывной продувки Энтальпию влажного пара в расширителе при x_2=0,98 определим по формуле (5): i_p^x=i_2^»-(1-x_2 )∙r_2, i_p^x=2683,04-(1-0,98)∙2245,76=2638,13 кДж/кг. Имеем: D_p=(W_пр (i_пр^’-i_р^’))/(i_p^x-i_р^’ ) ,(18) D_p=(0,473∙(825,54-437,26))/(2638,12-437,26)=0,0,083 кг/с. Количество сливаемой воды в барботёр: W_р=W_пр-D_p ,(19) W_р=0,473-0,083=0,3897 кг/с.

1.9 Расчет расхода химически очищенной воды

Общее количество воды, добавляемой из химводоочистки, равно сумме потерь воды и пара в котельной, на производстве и тепловой сети. Потери конденсата от технологических потребителей: W_2=(100-m_1-m_2)/100∙D_техн (20) В случае отсутствия конденсата от технологических потребителей W_2=D_техн=11,15 кг/с. Потери продувочной воды W_р=0,3718 кг/с. 3) Потери пара внутри котельной заданы в процентах от D_сум: D_УТ=d_УТ/100∙D_сум ,(21) D_УТ=3,1/100∙19,716=0,611 кг/с. 4) Потери воды в теплосети W_ТС=1,326 кг/с. 5) Потери пара с выпаром из деаэратора могут быть определены только при расчете деаэратора. Предварительно примем D_вып=0,05 кг/с. Общее количество химически очищенной воды равно: W_хво=W_2+W_р+D_УТ+W_ТС+D_вып ,(22) W_хво=11,15+0,3897+0,611+1,326+0,05=13,5264 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 К=1,10-1,25. В данном курсовом проекте следует принимать К=1,20. Имеем: W_(св.хво)=К∙W_хво ,(22) W_(св.хво)=1,20∙13,5264=16,231 кг/с.

1.10 Расчет пароводяного подогревателя сырой воды

Рисунок 7 — Схема пароводяного подогревателя сырой воды Запишем уравнение теплового баланса подогревателя: D_П^св∙(i_2^»-i_(к.св) )∙η_п=W_(св.хво)∙(i_св2-i_св1 ) (23) Расход редуцированного пара в подогревателе сырой воды: D_П^св=(W_(св.хво)∙(i_св2-i_св1 ))/((i_2^»-i_(к.св) )∙η_п ),(24) D_П^св=(16,23∙(121,51-33,52))/((2683,04-356,15)∙0,95)=0,646 кг/с.

1.11 Общие замечания о расчете деаэратора

Для удаления растворенных в воде газов применяются смешивающие термические деаэраторы. В общем случае они могут быть атмосферного типа с давлением в колонке 0,11 – 0,13 МПа, повышенного давления и вакуумные с давлением ниже атмосферного. В курсовом проекте применен смешивающий термический деаэратор атмосферного типа ( P_д=0,17 МПа). Под термической деаэрацией воды понимают удаление растворенных в ней воздуха при нагреве до температуры кипения, соответствующей давлению деаэраторной колонке. Целью деаэрации является удаление входящих в состав воздуха агрессивных газов, вызывающих коррозию металла оборудования (кислорода и угольной кислоты). Подогрев воды, поступающей в деаэратор, до температуры насыщения осуществляется редуцированным паром (D_ред). Газы, выделяемые деаэрированной водой, переходят в паровой поток и остатком неконденсированного избыточного пара (выпара) удаляются из деаэрационной колонки через штуцер, а затем сбрасываются в барботер (иногда через охладитель выпара). Расход избыточного пара (D_вып) по имеющимся опытным данным ЦКТИ составляет 2 – 4 кг на 1 тонну деаэрированной воды. В курсовом проекте следует принять: D_вып=0,003∙W_∑, где W_∑ — суммарный расход деаэрируемой воды. Энтальпия пара (выпара) принимается равной энтальпии пара при данном давлении (принимаем равным i_2^»). Деаэрированная вода (W_д) из бака деаэратора подается питательным насосом (ПН) в котельный агрегат. При расчете деаэратора неизвестными являются расход пара на деаэратор (D_д) и расход деаэрированной воды (W_д). Эти величины определяются при совместном решении уравнений массового и теплового балансов деаэратора. Рисунок 8 — Узел деаэратора Произведем уточнение ране принятого расхода D_вып. Суммарный расход деаэрируемой воды: W_∑=W_(к.св)+W_кб+W_хво (25) Принимаем значение возврата конденсата после подогревателя сырой воды, W_(к.св), согласно рассчитываемой схеме, равным расходу редуцированного пара в подогревателе сырой воды, D_П^св; а возврат конденсата после сетевого подогревателя (бойлера), W_кб, равным расходу пара в подогревателе сетевой воды, D_б: W_∑=0,646 +6,278 +13,526=20,45 кг/с, D_вып=0,003∙W_∑ ,(26) D_вып=0,003∙20,45=0,061 кг/с. Запишем уравнение теплового и массового балансов (предположим для деаэратора η_п=1): 〖W_(к.св)∙i_(к.св)+D〗_д∙i_2^»+W_кб∙i_кб+W_хво∙i_хво+D_p∙i_p^x=W_д∙i_д+D_вып∙i_2^» (27) где i_д – энтальпия воды в деаэраторе (принимаем равной энтальпии кипящей воды в расширителе), кДж/кг. 〖W_(к.св)+D〗_д+W_кб+W_хво+D_p=W_д+D_вып (28) Из уравнения (28) находим: D_д=W_д+D_вып-W_(к.св)-W_кб-W_хво-D_p, D_д=W_д+0,061 -0,645-6,278-13,509-0,1014 D_д=W_д-20,47 Подставляем полученное значение в уравнение (27) и решаем его относительно W_д: 0,645∙356,15+(W_д-20,47)∙2683,04+6,278∙314,25+13,509∙121,51+ 0,101∙2638,13=W_д∙437,26+0,061∙2683,04 W_д=22,72 кг/с, D_д=22,7 -20,47=2,25 кг/с. Рисунок 9 — Расчетная схема деаэратора

1.12 Проверка точности расчета первого приближения

Из уравнения массового баланса линии редуцированного пара определяем значение D_д: D_д=D_ред-D_б-D_св^П ,(29) D_д=8,891 -6,278 -0,646=1,967 кг/с. При расчете деаэратора получено D_д=2,249 кг/с. Ошибка расчета составляет 12,5 %. Допустимое расхождение 3%. Следовательно, необходимо провести второй цикл приближения.

1.13 Уточненный расчет РОУ

Расчет редуцированного пара: D_ред=D_б+D_д+D_св^П, D_ред=6,278 +2,249+0,646=9,172 кг/с. Из уравнения (11) и (12) имеем: D_1=D_ред-W_1; (D_ред-W_1 )∙i_1^x+W_1∙i_увл^’=D_ред∙i_2^», Отсюда: W_1=(D_ред∙(i_1^x-i_2^»))/(i_1^x-i_увл^’ ), W_1=(9,172 ∙(2768,12-2683,04))/(2768,12-437,26)=0,335 кг/с. D_1=D_ред-W_1, D_1=9,172 -0,335=8,837 кг/с. Общий расход свежего пара: котельная сгорание топливо агрегат D_общ=D_1+D_техн, D_общ=8,837 +11,15=19,987 кг/с.

1.14 Уточненный расход тепловой схемы

Расчет расширителя непрерывной продувки: W_пр=d_пр/100 〖∙D〗_общ, W_пр=2,4/100∙19,987=0,480 кг/с, D_p=(W_пр (i_пр^’-i_р^’))/(i_p^x-i_р^’ ), D_p=(0,480∙(825,54-437,26))/(2638,13-437,26)=0,0846, W_р=W_пр-D_p, W_р=0,480-0,0846=0,395 кг/с. Расчет расхода химически очищенной воды: D_УТ=d_УТ/100∙D_общ, D_УТ=3,1/100∙19,987 =0,619 кг/с, W_хво=W_2+W_р+D_УТ+W_ТС+D_вып, W_хво=11,15+0,395 +0,619+1,326+0,061=13,55 кг/с, W_(св.хво)=К∙W_хво, W_(св.хво)=1,20∙13,55=16,26 кг/с. Расчет пароводяного подогревателя сырой воды: D_П^св=(W_(св.хво)∙(i_св2-i_св1 ))/((i_2^»-i_(к.св) )∙η_п ) D_П^св=(16,26 ∙(121,51-33,52))/((2683,04-356,15)∙0,95)=0,647 4) Расчет деаэратора: D_д=W_д+D_вып-W_(к.св)-W_кб-W_хво-D_p, D_д=W_д+0,061 -0,646-6,278-13,55-0,0846, D_д=W_д-20,5, 〖W_(к.св)∙i_(к.св)+D〗_д∙i_2^»+W_кб∙i_кб+W_хво∙i_хво+D_p∙i_p^x=W_д∙i_д+D_вып∙i_2^», 0,646∙356,15+(W_д-20,50)∙2683,04+6,278∙314,25+13,55∙121,51+ 0,0846∙2638,12=W_д∙437,26+0,061∙2683,04 W_д=22,750 кг/с, D_д=22,761 -20,51=2,251 кг/с.

1.15 Проверка математического баланса линии редуцированного пара

Аналогично 1.13 имеем: D_д=D_ред-D_б-D_св^П, D_д=9,172 -6,278 -0,647 =2,247 кг/с. При расчете деаэратора получено D_д=2,249кг/с. Расхождение составляет 0,05%, дальнейших уточнений не требуется.

1.16 Определение полной нагрузки на котельную

Полная нагрузка определяется по формуле: D_сум=D_1+D_техн+D_УТ ,(30) D_сум=8,837 +11,15+0,62=20,607 кг/с. В тоже время: D_сум=W_д-W_1-W_ТС-W_пр ,(31) D_сум=22,750 -0,335-1,326 -0,480=20,609 кг/с.

ІІ. Составление теплового баланса котельной

Тепловой баланс котельной составляется для определенных КПД, оценки относительной величины различных потерь, что позволяет оценить экономичность предложенной тепловой схемы. Суммарное поступление теплоты в схему: Q_сум=D_сум∙i_1^x+W_пр∙i_пр^’+W_ПВ∙i_д ,(32) Q_сум=20,607∙2768,12+0,480∙825,54+21,089∙437,26+16,26∙33,52=67205,47 кВт. Здесь: W_ПВ=W_д-W_1-W_ТС ,(33) W_ПВ=22,750-0,335-1,326=21,089 кг/с. Паропроизводительность котельной включает в себя: D_сум=D_1+D_техн+D_УТ Определим расход теплоты с паром на технологические нужды с учетом возврата конденсата: Q_техн=D_техн∙i_1^x-D_техн∙(m_1∙i_к1+m_2∙ i_к2 ),(34) Q_техн=11,15∙2768,12-11,15∙(0∙0+0∙ 0)=30864,52 кВт. Процент расхода теплоты на технологические нужды: q_техн=Q_техн/Q_сум ∙100 ,(35) q_техн=30864.52/67205,47∙100=45,926 %. Расход острого пара поступающего в РОУ, D_1, включает в себя расход пара на подогрев сетевой воды, на деаэрацию и на подогрев сырой воды, таким образом, расход теплоты, Q_1 составит: q_1=q_б+q_д+q_П^св, Q_б=D_б∙i_2^», q_б=(D_б∙i_2^»)/Q_сум ∙100, q_б=(6,278∙2683,04)/67205,47∙100=25,062 %, Q_д=D_д∙i_2^», q_д=(D_д∙i_2^»)/Q_сум ∙100, q_д=(2,25∙2683,04)/67205,47∙100=8,97 %, Q_П^св=D_П^св∙i_2^», q_П^св=(D_П^св∙i_2^»)/Q_сум ∙100, q_П^св=(0,647∙2683,04)/67205,47∙100=2,584 %, q_1=25,062+8,97+2,584=36,618 %, Расход теплоты на продувку котла: Q_пр=W_пр∙i_пр^’, q_пр=(W_пр∙i_пр^’)/Q_сум ∙100, q_пр=(0,480∙825,54)/67205,47∙100=0,589 %. Расход теплоты с водой, подаваемой на питание котельных агрегатов: Q_ПВ=W_ПВ∙i_д, q_ПВ=(W_ПВ∙i_д)/Q_сум ∙100, q_ПВ=(21,089∙437,26)/67205,47∙100=13,72 %. Полезно расходуемый процент теплоты (КПД схемы): η_сх=q_техн+q_1+q_пр+q_ПВ, η_сх=45,93+36,62+0,59+13,72=96,85 %. Суммарные потери теплоты: q_пот=100-η_сх, q_пот=100-96,85=3,15 %. Основные составляющие потерь теплоты: Потери от утечек свежего пара: Q_пот^1=D_УТ∙i_1^x, Q_пот^1=0,62∙2768,12=1716,23 кВт, q_пот^1=(Q_пот^1)/Q_сум ∙100, q_пот^1=1716,23/67205,47∙100=1,55 %. Потери в окружающую среду в бойлере: Q_пот^2=D_б∙(i_p^x-i_кб )∙(1-η_п ), Q_пот^2=6,278 ∙(2638,13-314,25)∙(1-0,95 )=729,43 кВт, q_пот^2=(Q_пот^2)/Q_сум ∙100, q_пот^2=(729,43 )/67205,47∙100=1,09 %. Неучтенные потери составляют: q_пот=∑q_пот^’=3,15-1,55-1,09=0,51 %. При выполнении курсового проекта неучтенные потери не должны превышать 1%. Для выполнения этого условия при расчете различных тепловых схем котельных может возникнуть необходимость учесть не только указанные ранее потери. Продолжим вычисление потерь: Потери с водой при производстве химводоочистки: Q_пот^3=〖(W〗_(св.хво)-W_хво)∙i_хво, Q_пот^3=(16,261-13,552)∙121,51=329,329 кВт, q_пот^3=(Q_пот^3)/Q_сум ∙100, q_пот^3=329,329/67205,5∙100=0,49 % Потери теплоты со сбрасыванием в барботер продувочной водой (после расширителя непрерывной продувки): 〖Q_пот^4=W〗_Р∙i_p^’, Q_пот^4=0,395∙437,26=172,748 кВт, q_пот^4=(Q_пот^4)/Q_сум ∙100, q_пот^4=172,748/67205,5∙100=0,26 %. Потери в окружающую среду в подогревателе сырой воды: Q_пот^5=D_П^св∙(i_2^»-i_(к.св) )∙(1-η_п ), Q_пот^5=0,647∙(2683,04-356,15)∙(1-0,95)=75,31 кВт, q_пот^5=(Q_пот^5)/Q_сум ∙100 , q_пот^5=75,31/67205,5∙100=0,112 %. Потери с выпаром: 〖Q_пот^6=D〗_вып∙i_2^», Q_пот^6=0,061∙2683,04=164,606 кВт, q_пот^6=(Q_пот^6)/Q_сум ∙100, q_пот^6=164,606/67205,5∙100=0,245 Итого имеем: q_техн+q_1+q_пр+q_ПВ+∑q_пот^’==45,926 +36,619+0,589+13,721+1,552+1,085+0,49+0,257+0,112+0,245=100,57 % Незначительное расхождение вызвано погрешностью расчетов. Расхождение не превышает 1 %.

ІІІ. Определение количества котлоагрегатов, устанавливаемых в котельной

Подбирая количество устанавливаемых котлоагрегатов, условно принимаем, что максимальная нагрузка котельной соответствует суммарной производительности, и руководствуемся следующими соображениями: 1) недопустимо устанавливать один котлоагрегат, а общее их количество не должно превышать четырех – пяти; 2) устанавливаемые котлоагрегаты должны иметь одинаковую производительность. Может оказаться, что один из котлоагрегатов будет недогружен, в этом случае он является резервным. Определяем количество котлоагрегатов в котельной: n=D_сум/D_к ,(36) n=20,607/6,94=2,9≈3 шт. Принимаем 3 котлоагрегата ДЕ-25-14ГМ.

IV. Расчет теоретических и действительных объемов продуктов сгорания

Для определения объемов продуктов сгорания необходимо знать элементарный состав топлива. Котлоагрегат работает на мазуте 40 следующего состава: W_p=3,0 % A^p=0,3 % S_k^p=- S_op^p=0,5 % C^p=85,3 % H^p=10,2 % N^p=0,3 % O^p=0,4 % 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: V_в^о=0,089∙(C^p+0,376∙(S_op^p+S_k^p ))+0,265∙H^p-0,033∙O^p= =0,089∙(85,3 +0,376∙(0,5+0))+0,265∙10,2-0,033∙0,4=10,3 м3/кг. Объем трехатомных газов: V_(RO_2 )=0,0186∙[C^p+0,375∙(S_k^p+S_op^p )]= =0,0186∙[85,3+0,375∙(0+0,5)]=1,59 м3/кг. Объем азота: V_(N_2 )=0,79∙V_в^о+0,008∙N^p= =0,79∙10,3+0,008∙0,3=8,14 м3/кг. Объем водяных паров: V_(H_2 O)^о=0,111∙H^p+0,0124∙W_p+0,0161∙V_в^о= =0,111∙10,2+0,0124∙3+0,0161∙10,3=1,34 м3/кг. 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: = 1,50 (см. Приложение, таблица 2). Величина присосов воздуха в газоходе экономайзера = 0,10. Далее расчет производится для двух вариантов конструкции котлоагрегата: с установкой экономайзера без установки экономайзера Коэффициент избытка воздуха уходящих газов: α_ух^с=α_т+∆α_э=1,25+0,10=1,35; α_ух^б=α_т=1,25. Действительный объем водяных паров: V_(H_2 O)=V_(H_2 O)^о+0,0161∙(α_ух-1)∙V_в^о, 〖V_(H_2 O)〗^с=1,33 +0,0161∙(1,35-1)∙10,3=1,39 м3/кг, 〖V_(H_2 O)〗^б=1,33 +0,0161∙(1,25-1)∙10,3=1,38 м3/кг. Действительный объем продуктов сгорания: V_Г^о=V_(RO_2 )+V_(N_2 )+V_(H_2 O)+(α_ух-1)∙V_в^о, V_Г^с=1,59+8,14+1,39+(1,35-1)∙10,3=14,73 м3/кг. V_Г^б=1,59+8,14+1,38+(1,25-1)∙10,3=13,68 м3/кг.

V. 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 и Б и задана в задании. Расчет энтальпий проведем отдельно для вариантов С и Б. А) С установкой экономайзера Температура уходящих газов t_ух2=180 ºС (приложение А, таблица 2). 〖(C∙t)〗_(〖RO〗_2)^с=316,4 кДж/м3; 〖(C∙t)〗_(N_2)^с=234 кДж/м3; 〖(C∙t)〗_(H_2 O)^с=274,2 кДж/м3; 〖(C∙t)〗_в^с=240 кДж/м3. Энтальпия теоретических объемов воздуха и продуктов: I_в^ос=V_в^о∙(C∙t)_в^с, I_в^ос=10,298∙240=2471,6 кДж/кг, I_Г^ос=V_(RO_2 )∙(C∙t)_(〖RO〗_2)^с+V_(N_2 )∙(C∙t)_(N_2)^с+V_(H_2 O)^о∙(C∙t)_(H_2 O)^с, I_Г^ос=1,59∙316,4+8,138∙234+1,335∙274,2=2,774∙〖10〗^3 кДж/кг. Энтальпия действительных объемов продуктов сгорания при температуре 156 ºС: I_Г^с=I_Г^ос+(α_ух^с-1)∙I_в^ос, I_Г^с=2,774∙〖10〗^3+(1,35-1)∙2,472*〖10〗^3=3,639∙〖10〗^3 кДж/кг. Б) Без установки экономайзера. Температура уходящих газов t_ух1=305 ºС. 〖(C∙t)〗_(〖RO〗_2)^б=613,25 кДж/м3; 〖(C∙t)〗_(N_2)^б=425,75 кДж/м3; 〖(C∙t)〗_(H_2 O)^б=504 кДж/м3; 〖(C∙t)〗_в^б=437,75 кДж/м3. Энтальпия теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания: I_в^об=V_в^о∙(C∙t)_в^б, I_в^об=10,3∙409,95=4,222∙〖10〗^3 кДж/кг, I_Г^об=V_(RO_2 )∙(C∙t)_(〖RO〗_2)^б+V_(N_2 )∙(C∙t)_(N_2)^б+V_(H_2 O)^о∙(C∙t)_(H_2 O)^б, I_Г^об=1,59∙570,65+8,14∙398,75+1,34∙471,2=4,782∙〖10〗^3 кДж/кг. Энтальпия действительных объемов продуктов сгорания при температуре 325 ºС: I_Г^б=I_Г^об+(α_ух^б-1)∙I_в^об, I_Г^б=4,782∙〖10〗^3+(1,25-1)∙2,222∙〖10〗^3=5,837∙〖10〗^3 кДж/кг.

VI. Тепловой баланс котельного агрегата

Тепловой баланс составляется для определения КПД котлоагрегата и расхода топлива при установившемся тепловом состоянии котлоагрегата. Уравнение теплового баланса: Q_p^p=Q_1+Q_2+Q_3+Q_4+Q_5+Q_6 ,(46) где Q_p^p — располагаемое тепло, кДж/кг; Q_1 — теплота, полезно воспринимаемая в котлоагрегате поверхностями нагрева, кДж/кг; 〖∑Q〗_пот=Q_2+Q_3+Q_4+Q_5+Q_6 — 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: Q_p^p=Q_н^p, кДж/кг. Приняв располагаемое тепло за 100%, выражение (46) можно записать в таком виде: 100%=q_1+q_2+q_3+q_4+q_5+q_6=q_1+∑q_пот (47) Если известны потери тепла в котлоагрегате, его коэффициент полезного действия брутто определяется из выражения: η_ка^бр=q_1=100-∑q_пот .(48) Потери тепла с уходящими газами определяются по формуле: Q_2=(I_Г-α_ух∙I_(х.в)^0 )∙(100-q_4)/100 ,(49) где I_Г — энтальпия уходящих газов, кДж/кг или кДж/м3; α_ух — коэффициент избытка воздуха за котлоагрегатом; I_(х.в)^0=V_в^о∙〖(C∙t)〗_хв — энтальпия теоретического объема (холодного) воздуха, подаваемого в топку. В курсовом проекте условно температуру холодного воздуха принять равной t_хво (не следует искать смысловую связь между этими температурами). Удельная теплоемкость 1 м3 воздуха в интервале температур 0 – 100°С составляет С_(х.в)=1,3 кДж/м3∙°С. Используемое топливо имеет низшую расчетную теплоту сгорания Q_н^p=40,7 МДж/кг. Принимаем Q_p^p=Q_н^p Из таблицы 4 для мазута 40, сжигаемого в камерной топке имеем: — потери от химической неполноты сгорания q_3=1,0 %; — потери от механической неполноты сгорания q_4=0,0 %; — температура холодного воздуха t_хв=29 ºС. Энтальпия теоретического объема холодного воздуха, необходимого для полного сгорания 1 кг топлива: I_хв^о=V_в^о∙t_хв∙C_хв, I_хв^о=10,3∙29∙1,3=388,24 кДж/кг. Составление теплового баланса производим отдельно для двух вариантов конструкции. А) С экономайзером. Потери теплоты с уходящими газами: Q_2^с=(I_Г^с-α_ух^с∙I_(х.в)^о )∙(100-q_4)/100, Q_2^с=(3,639∙〖10〗^3-1,35∙388,24)∙(100-0,0)/100=3,114∙〖10〗^3 кДж/кг, q_2^с=(Q_2^с)/(Q_p^p )∙100, q_2^с=(3,114∙〖10〗^3)/(40,7*〖10〗^3 )∙100=7,65 %. По рисунку 19 для выбранного в результате расчета тепловой схемы котельной котлоагрегата ДКВР-20-13 имеем: q_5^с=1,3 %. Потерями тепла с физическим теплом шлаков q_6 пренебрегаем. η_ка^брс=100-(q_2^с+q_3+q_4+q_5^с ), η_ка^брс=100-(7,65 +1,0+0,0+1,3)=90,05 %. Из расчета тепловой схемы имеем: D_к=6,94 кг/с; i^x=2787,74 кДж/кг; i_пв =i_p^’=437,26 кДж/кг; i_1^’=825,54 кДж/кг; d_пр=2,4 %. Расход топлива, подаваемого в топку: B^с=(D_к∙[(i^x-i_пв )+d_пр/100∙(i_1^’-i_пв)])/(Q_p^p∙η_ка^брс ) B^с=(6,94∙[(2787,74-437,26)+2,4/100∙(825,54-437,26)])/(40700∙0,9)=0,447 Расход полностью сгоревшего в топке топлива: B_p^с=B^с∙((100-q_4 ))/100, B_p^с=0,358∙((100-0,0))/100=0,447 кг/с. Б) Без экономайзера. Потери теплоты с уходящими газами: Q_2^б=(I_Г^б-α_ух^б∙I_(х.в)^о )∙(100-q_4)/100, Q_2^б=(5,837∙〖10〗^3-1,25∙388,24)∙(100-0,0)/100=5,352∙〖10〗^3 кДж/кг, q_2^б=(Q_2^б)/(Q_p^p )∙100, q_2^б=(5,352∙〖10〗^3)/40700∙100=13,15 %. По рисунку 19 q_5^б=0,5 %. η_ка^брб=100-(q_2^б+q_3+q_4+q_5^б ), η_ка^брб=100-(13,15 +1,0+0,0+0,5)=85,35 %. Расход топлива, подаваемого в топку в данном варианте, изменится только за счет изменения η_ка^брб: B^б=(D_к∙[(i^x-i_пв )+d_пр/100∙(i_1^’-i_пв)])/(Q_p^p∙η_ка^брб ), B^б=(6,94∙[(2787,74-437,26)+4,5/100∙(825,54-437,26)])/(40700∙0,8535)=0,54 кг/с. Расчетный расход топлива: B_p^б=B^б∙((100-q_4 ))/100, B_p^б=0,54∙((100-0,0))/100=0,54 кг/с.

VII. Определение годового расхода топлива в одном котельном агрегате

Для сравнения экономичности котлоагрегатов различной компоновки необходимо определить годовой расход топлива в одном котельном агрегате при номинальной нагрузке. Учитывая, что график расхода теплоты (пара) для упрощения не задан, можно принять: D_год=D_к∙4848∙3600 кг/год,(53) где D_год — годовой расход пара, вырабатываемый одним котельным агрегатом; 4848 — условное число часов работы в течение года одного котельного агрегата при номинальной нагрузке (202 дня отопительный период для г. Оренбурга). Приращение энтальпии рабочего тела в котлоагрегате ∆i=i_1^x-i_p^’ не зависит от установки экономайзера и его площади. Годовой расход теплоты: Q_год=D_год∙∆i∙〖10〗^(-6) ГДж/год.(54) Годовой расход топлива: B_год=Q_год/(Q_p^p∙η_ка^бр )∙〖10〗^6 кг/год.(55) В общем случае применение экономайзера приводит к увеличению η_ка^бр и, следовательно, снижению затрат топлива. Годовая экономия может быть условно определена при сравнении годового расхода топлива варианта без экономайзера и варианта с экономайзером. Годовой расход пара, вырабатываемый одним котельным агрегатом (D_к=5,56 кг/с): D_год=D_к∙4848∙3600 кг/год, D_год=6,94∙4848∙3600=12,112∙〖10〗^7 кг/год. Приращение энтальпии рабочего тела в котлоагрегате: ∆i=i_1^x-i_p^’, ∆i=2768,12-437,26=2,33∙〖10〗^3 кДж/кг. Годовой расход теплоты: Q_год=D_год∙∆i∙〖10〗^(-6), Q_год=12,112∙〖10〗^7∙2,33∙〖10〗^3∙〖10〗^(-6)=2,823∙〖10〗^5 ГДж/год. Годовой расход топлива для двух вариантов: B_год^с=Q_год/(Q_p^p∙η_ка^брс )∙〖10〗^6, B_год^с=(2,823∙〖10〗^5)/(40700∙0,9)∙〖10〗^6=7,7∙〖10〗^6 кг/год, B_год^б=Q_год/(Q_p^p∙η_ка^брб )∙〖10〗^6, B_год^б=(2,823∙〖10〗^5)/(40700∙0,85)∙〖10〗^6=8,127∙〖10〗^6 кг/год.

VIII. Тепловой и конструкционный расчет экономайзера

Водяной экономайзер представляет собой поверхностный теплообменник и служит для подогрева питательной воды перед подачей ее в барабан котла за счет теплоты уходящих газов. При этом снижаются потери теплоты с уходящими газами, но в то же время несколько увеличиваются потери теплоты в окружающую среду и подсосы воздуха в газоходе. Присосы воздуха в газоходе не только снижают η_ка^бр, но и вызывают значительное повышение расхода электроэнергии на собственные нужды (привод дымососа). Исходные данные: t_пв1=104,6 °С; t_ух1=325 ºС; t_ух2=180 °С; I_Г^с=3,639∙〖10〗^3 кДж/кг; I_Г^б=5,837∙〖10〗^3 кДж/кг; η_ка^брс=90,05 %; q_5^с=1,3 %; I_хв^о=388,243 кДж/кг; B_p^с=0,358 кг/с. Согласно схеме вода в экономайзер подается из деаэратора, соответственно t_пв1 〖=t〗_д=104,36 °С Коэффициент сохранения тепла: φ=1-(q_5^с)/(η_ка^брс+q_5^с ), φ=1-1,3/(90,05+1,3)=0,986. Тепловосприятие экономайзера: Q_э=(I_Г^б-I_Г^с+∆α_э∙I_хв^о )∙φ, Q_э=(5,837∙〖10〗^3-3,639∙〖10〗^3+0,1∙388,243)∙0,986=2,205∙〖10〗^3 кДж/кг, где ∆α_э — величина присоса воздуха в газоходе экономайзера (приложение А, таблица 2). Энтальпия питательной воды на выходе из экономайзера: i_пв2=i_пв1+(Q_э∙B_p^с)/(D_к∙(1+d_пр)), i_пв2=437,26+(2,205∙〖10〗^3∙0,358)/(5,56∙(1+2,4))=479,026 кДж/кг. В курсовом проекте допускается условно определять температуру воды на выходе из экономайзера по ее энтальпии через теплоемкость (C_в=4,19 кДж/кг∙°С). Имеем: t_пв=i_пв2/4,19, ∆t_б=t_ух1-t_пв2, t_пв2=479,026/4,19=114,33 ºС, ∆t_б=305-114,33=190,674, ∆t_м=t_ух2-t_пв1, ∆t_м=180-104,4=75,6. Температурный напор в экономайзере определяется из выражения: ∆t_э=(∆t_б-∆t_м)/(ln⁡((∆t_б)/(∆t_м ))), ∆t_э=(190,7-75,6)/(ln⁡(190,7/75,6))=124,42 Поверхность экономайзера: Н_э=(Q_э∙B_p^с)/(K_э∙∆t_э ), Н_э=(2,205∙〖10〗^3∙0,447)/(0,0150∙124,42)=528,056 м2. Далее производится конструктивный расчет. По поверхности нагрева экономайзера произвести подбор количества и длины труб водяного экономайзера (таблица 5), рассчитать необходимые величины, согласно формулам п 9.2. Недостающие параметры подобрать в соответствии с ([3] приложение 2; [4]). По таблице 5 подбираем экономайзер типа ЭП1-646 и котлоагрегат типа ДКВр-20-13. Длина трубы – 3000 мм. Количество труб – 16х9, количество колонок – 1.

Список использованной литературы

Расчет тепловой схемы котельной: Методические указания, Сост.: Ю.В.Новокрещенов, ФГОУ ВПО ИжГСХА. Справочник по котельным установкам малой производительности. К.Ф. Роддатис, А.Н. Полтарецкий Тепловой расчет котельных агрегатов: Нормативный метод. — М.: Энергия, 1973. — 295 с. Рекомендации по оснащению предприятий стройиндустрии оборудованием, обеспечивающим рациональный расход тепловой энергии на сушку пиломатериалов и изготовление железобетонных конструкций. — Москва 1983. ЕСКД. Основные положения. — М.: Изд-во стандартов, 1983.—352 с. ЕСКД. Общие правила выполнения чертежей. — М.: изд-во стандартов, 1984. —239 с.