РАСЧЕТ ЭЛЕМЕНТОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ
←
→
Транскрипция содержимого страницы
Если ваш браузер не отображает страницу правильно, пожалуйста, читайте содержимое страницы ниже
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Ульяновский государственный технический университет
А. А. ЦЫНАЕВА,
Д. Л. ЖУХОВИЦКИЙ
РАСЧЕТ ЭЛЕМЕНТОВ
ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ
Методические указания
к курсовому и дипломному проектированиюУльяновск 2005УДК 697.34(076)
ББК 31.38я7
Ц 95
Рецензенты: зам. главного инженера ОАО «Ульяновскэнерго» доцент
В. Г. Сторожик, нач. перспективного отдела ОАО «Ульяновскэнерго»
Н. В. Григорьев.
Одобрено секцией методических пособий научно-методического совета
университета.
Цынаева А. А.
Ц 95 Расчет элементов тепловой схемы котельной установки: методические
указания к курсовому и дипломному проектированию / А. А. Цынаева,
Д. Л. Жуховицкий. – Ульяновск: УлГТУ, 2005. – 22 с.
Приводятся общие требования к оформлению дипломного (курсового) проекта,
даются положения о составлении и расчете тепловой схемы котельной,
предоставляются примеры наиболее часто встречающихся принципиальных тепловых
схем, порядок расчета отдельных элементов тепловой схемы и примеры расчета
тепловых схем.
Предназначены для студентов специальности 140104 «Промышленная
теплоэнергетика».
Работа подготовлена на кафедре «Теплоэнергетика».
УДК 697.34(076)
ББК
31.38я7
© Цынаева А. А., Жуховицкий Д. Л., 2005
© Оформление. УлГТУ, 2005Федеральное агентство по образованию
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО И
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
Ульяновский Государственный Технический
Университет
А. А. Цынаева, Д. Л. Жуховицкий
Расчет элементов тепловой схемы котельной
установки
Методические указания
к курсовому и дипломному проектированию
УльяновскУДК 697.34 (076)
ББК 31.38 я 7
Ц
Рецензенты: зам. главного инженера ОАО “Ульяновскэнерго”,
доц. Сторожик В. Г., нач. перспективного отдела ОАО “Ульяновскэнерго”
Григорьев Н. В.
Одобрено секцией методических пособий научно-методического совета
университета.
Цынаева А. А., Жуховицкий Д. Л.
Ц Расчет элементов тепловой схемы котельной установки: методические
указания к курсовому и дипломному проектированию./А. А. Цынаева,
Д. Л. Жуховицкий – УЛЬЯНОВСК: УлГТУ, 2005. – 24 С.
Приводятся общие требования к оформлению дипломного (курсового) проекта, даются
положения о составлении и расчете тепловой схемы котельной, предоставляются
примеры наиболее часто встречающихся принципиальных тепловых схем, порядок
расчета отдельных элементов тепловой схемы и примеры расчета тепловых схем.
Методические указания предназначены для студентов специальности 140104 –
Промышленная теплоэнергетика.
Работа подготовлена на кафедре «Теплоэнергетика»
УДК 697.34 (076)
ББК 31.38 я 7
© Цынаева А. А., Жуховицкий Д. Л., 2005
© Оформление. УлГТУ, 2005ОГЛАВЛЕНИЕ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ …………………………………………… 4
1.1. Оформление пояснительной записки и чертежей……………….. 4
1.2. Тепловые схемы котельных……………………………………….. 5
2. ЭЛЕМЕНТЫ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ……………………………… 9
2.1. Редукционно-охладительная установка (РОУ)…………………… 9
2.2. Расширитель (сепаратор) непрерывной продувки……………….. 10
2.3. Водоподогревательная установка…………………………………. 11
2.4. Баковое хозяйство………………………………………………….. 12
2.5. Деаэратор………………………………………………………….... 14
3. ПРИМЕР РАСЧЕТА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
КОТЕЛЬНОЙ………………………………………………... 17
3.1. Исходные данные для расчета……………………………………... 17
3.2. Определение расходов пара элементов тепловой схемы………… 18
3.3. Расчет РОУ………………………………………………………….. 19
3.4. Расчет сепаратора непрерывной продувки………………………... 19
3.5. Расчет конденсатного бака…………………………………………. 19
3.6. Расчет деаэратора…………………………………………………… 20
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Пример оформления таблиц…………………….. 21
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Пример оформления формул……………………. 21
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК………………………………... 22
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Оформление пояснительной записки и чертежейПояснительная записка дипломного или курсового проекта должна быть написана черными
чернилами, пастой, тушью почерком, близким к чертежному шрифту или выполнена с
применением компьютерной техники.
Пояснительная записка выполняется на листах писчей бумаги размером 297 × 210 мм (на
одной стороне листа) и должна удовлетворять требованиям ЕСКД ГОСТ 2.105–79 «Общие
требования к текстовым документам» и
ГОСТ 2.106–85 «Текстовые документы». Все размещаемые в записке иллюстрации
нумеруются арабскими цифрами. Листы пояснительной записки нумеруют, начиная с
титульного листа. На второй странице приводится задание на дипломный (курсовой) проект,
и далее идут страницы записки в порядке, указанном в оглавлении. В конце записки
помещается библиографический список. Содержание записки распределяется на разделы,
подразделы, пункты и подпункты.
Разделы должны иметь порядковые номера, обозначенные арабскими цифрами с точкой.
Подразделы должны иметь порядковые номера в пределах каждого раздела. Номера
подразделов состоят из номера раздела и подраздела, разделенных точкой. Между номером
подраздела и его названием также ставится точка.
Наименования разделов и подразделов должны быть краткими, соответствовать
содержанию; их записывают в виде заголовков буквами более крупного шрифта, чем
основной текст.
Переносы в заголовках не допускаются, точка в конце заголовка не ставится.
Результаты расчета, как правило, оформляются в виде таблиц. Каждая таблица должна иметь
заголовок, а над правым верхним углом таблицы помещается надпись «Таблица» с
указанием ее порядкового номера, написанного арабскими цифрами. В пояснительной
записке даются ссылки на все расчетные таблицы. Приводится размерность каждого
параметра, помещенного в таблице. Если параметр не имеет размерности, ставится прочерк.
Повторяющийся в графах текст допускается заменять кавычками. Ставить кавычки вместо
цифр, математических и химических символов нельзя. Условные обозначения
теплотехнических, химических и других величин должны быть одинаковыми во всех
разделах записки. В прил. А приведены примеры оформления таблиц в записке.
Расшифровка обозначений символов и численных коэффициентов, входящих в формулу,
должна быть приведена непосредственно под формулой. Первая строка расшифровки
должна начинаться со слова «где» без какого-либо знака препинания после него. Прил. Б
данного пособия иллюстрирует правила оформления формул.
При использовании справочных материалов (нормативных методов, СНиП, литературных
данных и т. д.) необходимо делать ссылки на использованную литературу с указанием в
квадратных скобках порядкового номера источника данных в библиографическом списке.
Если в тексте в пределах одной фразы указывается ряд численных значений, то единицы
измерения указываются только после последнего числа, например, 10, 20, 30, 40 мм. Каждая
страница пояснительной записки должна иметь штамп.
Графическая часть дипломного (курсового) проекта выполняется на листах чертежной
бумаги размером 594 × 841 мм в соответствии с действующими стандартами ЕСКД.
Каждый лист графической части проекта должен иметь угловой штамп с указанием номера
листа, общего числа листов, входящих в проект, а при необходимости – спецификацию. При
выполнении тепловых схем котельных следует соблюдать индексы инженерных сетей [3,
табл. 8.1] и условные обозначения трубопроводов и арматуры, приведенные в [3, табл. 8.2,
8.3].
1.2. Тепловые схемы котельныхТепловая схема представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединяемого линиями трубопроводов в соответствии с последовательностью движения рабочего тела в установке. Схема характеризует техническое совершенство и тепловую экономичность данной установки. Общая тепловая схема источника теплоснабжения получается в итоге объединения многих других частных схем, взаимно влияющих друг на друга: схемы подогрева питательной воды, схемы подготовки воды для питания котельных агрегатов и для подпитки тепловых сетей, схемы отпуска тепла технологическим и бытовым потребителям, схемы отбора и очистки конденсата, возвращаемого от потребителей, схемы использования тепла от продувки котлоагрегатов и от других частей установки. Для составления и расчета тепловой схемы необходимо иметь исходные данные: назначение данной котельной; теплоноситель; вид топлива; характеристику системы теплоснабжения; величину тепловых нагрузок и параметров теплоносителя; количество или долю возвращаемого конденсата; должна быть известна температура сырой воды, поступающей в котельную, и температура воды, идущей на химводоочистку. Расход тепла на отопление, вентиляцию и кондиционирование обычно задается или принимается по нормам проектирования. Расход тепла на горячее водоснабжение также задается или рассчитывается как среднечасовой за неделю. Расход тепла на технологические нужды задается или определяется из суточного графика потребления тепла. По этим данным производят расчет принципиальной тепловой схемы, который состоит из следующих этапов: 1) выбор или ориентировочное определение параметров рабочего тела на разных участках тепловой схемы; 2) составление уравнений материальных балансов для потоков теплоносителя и рабочего тела; 3) составление теплового баланса с учетом потерь тепла; 4) определение расхода пара, воды или другого теплоносителя на отдельные элементы тепловой схемы и уточнение полного расхода тепла из котельной; 5) определение тепловой экономичности установки. При выполнении курсового и дипломного проектов нагрузка котельной определяется как суммарный расход тепла или пара внешними потребителями (технологические нужды, отопление, вентиляция, горячее водоснабжение) с добавлением расходов на деаэрацию питательной и подпиточной воды, подогрев сырой воды перед водоподготовкой и потерь внутри котельной. Температура конденсата, поступающего из подогревателей, установленных в котельной, принимается равной 80…90 ○ С. Потери внутри котельной принимаются равными 2…3 % от общего расхода тепла. Количество воды, поступающей на подпитку закрытой тепловой сети, принимается в пределах 1,5…2 % часового расхода сетевой воды. Расход тепла на деаэрацию питательной воды и подогрев сырой воды перед водоподготовкой принимают для закрытой системы теплоснабжения равным 7…10 % от величины отпущенного тепла и несколько больший – для открытой системы [2]. Если в котельной установлены паровые и водогрейные котлы, тогда производительность каждой из частей котельной определяется раздельно. На рис. 1 изображена принципиальная тепловая схема отопительно-производственной котельной, оборудованной паровыми котлами, снабжающей теплом закрытую систему
теплоснабжения, работающую по температурному графику 150…70 ○С. На технологические
нужды отпускается пар низкого давления через редукционный клапан. Конденсат от
технологического потребителя возвращается в котельную в заданном количестве.
Принципиальная схема котельной со стальными водогрейными котлами для
функционирования закрытой системы теплоснабжения показана на рис. 2.
При использовании открытой системы горячего водоснабжения принципиальная схема
отопительной котельной с паровыми котлами имеет вид, представленный на рис. 3.
Бак-аккумулятор служит для покрытия пиков расхода воды на горячее водоснабжение.
Температура воды в баке-аккумуляторе поддерживается
около 95 ○С.
В вакуумном деаэраторе осуществляется подогрев горячей водой из котла до температуры 70
○
С, чему
13
2
2
6
1
9 8
3 10
5
1
4 11
7
соответствует абсолютное давление 0,03 МПа.Рис. 1. Принципиальная схема отопительно-производственной котельной с паровыми
котлами для закрытой системы теплоснабжения: 1 – котел; 2 – расширитель (сепаратор)
непрерывной продувки; 3 – питательный насос; 4 – подогреватель сырой воды;
5 – химводоочистка (ХВО); 6 – потребитель технологического пара; 7 – насос для подпитки
тепловых сетей; 8 – подогреватель сетевой воды; 9 – атмосферный деаэратор;
10 – охладитель выпара из деаэратора; 11 – сетевой насос; 12 – регулирующий клапан;
13 – редукционный клапан; 14 – потребитель, использующий тепло на нужды отопления,
вентиляции и горячего водоснабжения.
9
1
3
8 1
1 6
2
2
1 11
3
7
4 5
14
Рис. 2.
Принципиальная тепловая схема котельной со стальными водогрейными котлами: 1 – котел; 2
– подогреватель химически очищенной воды после первой ступени очистки; 3 – насос рециркуляции;
4 – подогреватель сырой воды; 5 – химводоочистка (ХВО); 6 – перепуск холодной воды для
поддержания постоянной температуры воды за котлом и снижения температуры воды, идущей в
тепловые сети; 7 – насос для подпитки тепловых сетей; 8 – эжектор для создания вакуума в
деаэраторе; 9 – атмосферный деаэратор; 10 – охладитель выпара из деаэратора; 11 – сетевой насос; 12
– бак технической воды; 13 – насос к эжектору; 14 – потребитель, использующий тепло на нужды
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения .
13 12
9
10
2
1
9
14 15
5
4
3
8 16Рис. 3. Принципиальная тепловая схема отопительной котельной с паровыми котлами для открытой
системы теплоснабжения: 1 – котел; 2 – расширитель (сепаратор) непрерывной продувки; 3–
питательный насос; 4 – подогреватель сырой воды; 5 – химводоочистка (ХВО); 6 – потребитель,
использующий тепло на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения; 7 – насос для
подпитки тепловых сетей; 8 – подогреватель сетевой воды; 9 – атмосферный деаэратор; 10 –
охладитель выпара из деаэратора; 11 – сетевой насос; 12 – регулирующий клапан; 13 –
редукционный клапан; 14 – подогреватель химически очищенной воды после первой ступени
очистки; 15 – охладитель воды, поступающей в бак-аккумулятор; 16 – бак-аккумулятор.
2. ЭЛЕМЕНТЫ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
2.1. Редукционно-охладительная установка (РОУ)
Назначение редукционно-охладительной установки – снижение параметров пара за счет
дросселирования (мятия) и охлаждения его водой, вводимой в охладитель пара в
распыленном состоянии. Выбор РОУ, устанавливаемых на ТЭЦ, производится в
соответствии с нормами проектирования [1, 2]. Выделяют несколько видов РОУ: а)
повышенного и низкого давлений, б) высокого давления, в) растопочные РОУ. Технические
характеристики этих устройств и их принципиальные схемы представлены в работе [1].
Подача охлаждающей воды в РОУ производственных котельных обычно осуществляется из
магистрали питательной воды после деаэратора.
Схема РОУ представлена на рис. 4.DРОУ , РРОУ , hРОУ ′ , Р, hХ
DРОУ
GРОУ , hОХЛ
Рис. 4. Схема редукционно-охладительной установки
Расход редуцированного пара D РОУ с давлением Р РОУ и охлаждающей воды G РОУ
определяются из уравнения теплового баланса
′ ⋅ hХ + GРОУ ⋅ hОХЛ = DРОУ ⋅ hРОУ
DРОУ (1)
и уравнения материального баланса РОУ
′ + GРОУ .
DРОУ = DРОУ (2)
Решая совместно уравнения (1) и (2), получим:
′ (h Х − h РОУ )
D РОУ
G РОУ = , (3)
hРОУ − hОХЛ
где D′РОУ – расход острого пара при давлении Р и степени сухости х , кг/с;
hХ = h′′ − (1 − х) ⋅ r – энтальпия острого пара, кДж/кг; h′′ – энтальпия сухого насыщенного
пара при давлении Р , кДж/кг; r – теплота парообразования воды в котле при давлении Р ,
кДж/кг; hРОУ – энтальпия редуцированного пара, кДж/кг; hОХЛ – энтальпия охлаждающей
воды, поступающей в РОУ, кДж/кг.
2.2. Расширитель (сепаратор) непрерывной продувки
Непрерывная продувка барабанных котлов имеет целью поддержание в допустимых
пределах концентраций солей в котловой воде и получение пара надлежащей чистоты.
Для уменьшения потерь тепла с продувочной водой применяются сепараторы (расширители)
непрерывной продувки (рис. 5). Так как давление в расширителе значительно ниже, чем в
барабане котла, то продувочная вода за счет аккумулированного в ней тепла частично
испаряется. Образовавшийся в расширителе вторичный пар обычно направляется в
деаэратор.
Тепло продувочной воды, покидающей сепаратор непрерывной продувки, экономически
целесообразно использовать при количестве этой воды больше 0,28 кг/с (или 1000 кг/ч). Эту
воду обычно пропускают через теплообменник подогрева сырой воды (п. 3, рис. 9).
Вода из сепаратора или теплообменника, если он имеется, подается в продувочный колодец,
где охлаждается до температуры 35…50 ○С, а затем сбрасывается в канализацию.1
D P , hPх , x
P , hпр , G пр
2
(
′ = G пр − D P , h Р
G пр )
3 5
Рис. 5. Схема 4 использования
теплоты непрерывной 6 продувки: 1 – барабан
котельного агрегата; 2 – расширитель
непрерывной продувки; 3 – подогреватель сырой воды;
4 – продувочный колодец; 5 – насос сырой воды; 6 – сброс в канализацию.
Количество вторичного пара, образующегося из продувочной воды, определяется из
уравнения теплового баланса расширителя
Gпр ⋅ hпр = DР ⋅ hPx + (Gпр − DР ) ⋅ hР . (4)
Откуда имеем
Gпр ⋅ (hпр − hР )
DР = , (5)
hPx − hР
где DР – количество (расход) вторичного пара, выделяющегося из продувочной воды, кг/с;
Р НП
Gпр = ⋅ D – количество продувочной воды, удаляемой из котлов при продувке, кг/с, [3];
100
РНП – величина непрерывной продувки в процентах от суммарной паропроизводительности
котельной D (принимается в пределах
от 2 до 10 %); hпр – энтальпия продувочной воды, равная энтальпии кипящей воды в
барабане котла при давлении Р , кДж/кг; hР – энтальпия кипящей воды при давлении в
расширителе Р Р , кДж/кг; hP = h′′ − (1 − х Р ) ⋅ r – энтальпия влажного насыщенного пара
х
при давлении Р Р в расширителе, кДж/кг; хР – степень сухости пара, получаемого в
сепараторе; r – теплота парообразования воды в сепараторе при давлении Р Р , кДж/кг.
Количество продувочной воды, уходящей из расширителя в теплообменник или сливаемой в
продувочный колодец определяется по формуле
Gпр′ = Gпр − DР . (6)2.3. Водоподогревательная установка
Водоподогревательные установки (теплообменники) применяются в котельных для
подогрева питательной воды, сетевой воды, охлаждения продувочной воды котлоагрегата и
других целей [3, 5].
В настоящее время широкое распространение имеют поверхностные
теплообменники, позволяющие изолировать теплоносители друг от друга и тем самым
обеспечить надежность и простоту эксплуатации. Кроме того, поверхностные
теплообменные аппараты позволяют избежать загрязнения конденсата греющего пара.
Смесительный подогрев применяется в деаэраторах, в небольших установках горячего
водоснабжения, при глубоком охлаждении дымовых газов и в некоторых системах
промышленного отопления.
Схема водоподогревательной установки поверхностного типа представлена на рис. 6.
Dп , h1
пар
(вода) (G1 , t1 )
t 2′ G2 , t 2
Рис. 6. Схема водоподогревательной установки
При расчете подогревателя воды необходимо определить hK , (t1′ ) расход или температуру
теплоносителей. Эти величины можно найти из уравнения теплового баланса, которое имеет
вид:
а) для пароводяных подогревателей:
DП (h1 − hК ) ⋅η П = G2 ⋅ с2 ⋅ (t 2′ − t 2 ) ; (7)
б) для водоводяных подогревателей:
G1 ⋅ с1 ⋅ (t1 − t1′ ) ⋅ η П = G2 ⋅ с2 ⋅ (t 2′ − t 2 ) . (8)
В уравнениях (7) и (8) применены следующие обозначения: G1 , G2 – расход греющей и
нагреваемой воды соответственно, кг/с; с1 , с2 – теплоемкости греющей и нагреваемой воды
соответственно, кДж/кг, которые в инженерных расчетах можно принять с1 = с2 = 4,19
кДж/(кг. К); t1 , t 2 , t1′, t 2′ – начальные и конечные температуры воды, ○С; DП – расход пара,
используемого для подогрева воды, кг/с; h1 – энтальпия греющего пара, кДж/кг; hК –
энтальпия конденсата, кДж/кг; η П – коэффициент, учитывающий потери тепла
теплообменником и теплопроводами в окружающую среду, принимается на основании
эксплуатационных данных по справочной литературе (η П = 0,98 ). В некоторых случаях
этими потерями пренебрегают и принимают η П = 1 .
Примеры теплового расчета различных подогревателей воды приведены в работах [1, 5].
2.4. Баковое хозяйство
Промышленные ТЭЦ высокого давления, кроме баков деаэрированной воды, должны иметь
баки для хранения запаса питательной воды, используемые и в качестве емкостей,обеспечивающих выполнение операций, предопределяемых технологическим процессом ТЭЦ [1]: 1. Два бака по 500 м3 – для хранения запаса обессоленной воды и для промывки оборудования [2]. Один бак 500 м3 – для загрязненного конденсата станции, требующего очистки перед возвратом в цикл (конденсат станции не рекомендуется смешивать с конденсатом, возвращаемым производственными потребителями пара, который подается на конденсатоочистку [6]). Баки обессоленной воды должны обеспечивать не менее чем 15-минутный запас воды. В случае необходимости должны устанавливаться дополнительные емкости. Баки устанавливаются снаружи, а насосы – в помещении котельной на отметке 0,0 со стороны постоянного торца. К указанным трем бакам по 500 м3 должны устанавливаться перекачивающие насосы с суммарной производительностью и напором, обеспечивающим постоянную подачу в цикл 2 % полного расхода питательной воды на станции и аварийную подачу воды в количестве, равном 30 % от расхода пара наибольшей из турбин [1, 2]. Группа этих насосов должна быть обеспечена резервным насосом. Подача загрязненного конденсата для очистки обеспечивается этими же насосами. 2. Два бака дренажей и слива из котлов емкостью 40 м3 обеспечиваются перекачивающими насосами (при одном резервном насосе), имеющими суммарную производительность, равную емкости этих баков. Напор насосов выбирается из расчета подачи воды в деаэратор первой ступени. Баки и перекачивающие насосы устанавливаются на отметке 0,0 со стороны постоянного торца котельного или машинного отделений в зависимости от компоновки оборудования. 3. Один бак низких точек емкостью 5…10 м3 с двумя перекачивающими насосами (один резервный) на 5…10 м3/ч и с напором 15…20 м. вод. ст. из расчета перекачки воды в дренажные баки. Бак и насосы устанавливаются в машинном отделении на отметке минус 2,5…3 м. Кроме вышеперечисленных баков, ТЭЦ высокого давления (10…14 МПа) должны иметь установку для промывки котлов с необходимыми для этого баками и насосами [1, 2, 6]. ТЭЦ с котлами, оборудованными регенеративными воздухоподогревателями, работающие на мазуте (как основное, так и резервное топливо) или имеющие в своем составе мазутные водогрейные котлы, при необходимости оборудуются специальными установками для нейтрализации обмывочных вод регенеративных воздухоподогревателей и водогрейных котлов [1, 2, 6]. В крупных промышленных котельных с котлами низкого давления баковое хозяйство состоит из двух баков для приема конденсата, возвращаемого с производства, и двух баков для сбора дренажей. Суммарная полезная емкость конденсатных баков должна выбираться исходя из 20…30-минутного поступления конденсата и 50 % емкости в каждом баке. Емкость дренажных баков принимается в пределах 5…10 м3. Перекачивающие насосы (как минимум один рабочий и один резервный) к конденсатным и дренажным бакам выбираются по максимальному поступлению конденсата или дренажей. Напор насосов определяется высотой подъема воды, давлением в деаэраторе и потерями давления в трубопроводах. Баки и перекачивающие насосы устанавливаются в помещении котельной на отметке 0,0. Для защиты от коррозии баков применяются специальные покрытия и мероприятия, зависящие также от типа системы теплоснабжения (с открытым или закрытым водоразбором). Возврат конденсата от технологических потребителей необходим для экономии топлива и улучшения качества питательной воды котлоагрегатов. Конденсат поступает в сборные (конденсатные) баки, которые устанавливаются в котельной или на предприятии. Затем из конденсатных баков с помощью конденсатных насосов подается в деаэратор. На рис. 7 представлена схема конденсатного бака.
Температура смеси конденсата определяется из выражения
G1 ⋅ t1 + G2 ⋅ t 2 + G3 ⋅ t 3 + ... + Gi ⋅ t i
tСМ = , (9)
GСМ
G 1 , t1
G 2 , t2
G 3 , t3
G СМ , t СМ
Рис. 7. Схема конденсатного бака
где G1 , G2 , G3 ,..., Gi – количество конденсата, возвращаемого отдельными потребителями,
кг/с; t1 , t 2 , t 3 ,..., ti – температуры конденсата, возвращаемого отдельными потребителями,
○
С; GСМ = G1 + G2 + G3 + ... + Gi – суммарное количество конденсата, поступающего в
конденсатный бак, кг/с.
2.5. Деаэратор
Процесс деаэрации воды основан на повышении температуры воды до кипения, при которой
растворимость газов снижается до нуля и происходит их выделение из воды [6].
Кипение воды в деаэраторе достигается:
а) за счет понижения давления в аппарате ниже атмосферного для обеспечения вскипания
подогретой воды при температуре ниже 100 ○С (вакуумные деаэраторы);
б) путем нагрева воды в деаэраторе паром, поступающим в аппарат от котлов.
Удаление газов при термической деаэрации происходит в результате диффузии
и их дисперсного выделения. При этом должны быть созданы условия для
перехода газов из воды в паровое пространство. Одним из таких условий
является увеличение площади контакта воды с паром, чтобы максимально
приблизить частицы потока деаэрируемой воды к поверхности раздела фаз.
Это достигается дроблением потока на тонкие струйки, капли или пленки,
а также при барботаже пара через тонкие слои воды [6].
Различные конструкции деаэраторов и примеры их расчета приведены в работах [1, 5, 6].
Смесь части пара и выделенных из воды газов (выпар) отводится из верхней части
деаэрационной колонки в охладитель выпара, где пар конденсируется, а газы удаляются в
атмосферу. Конденсат выпара в мелких котельных сбрасывается в дренаж.
Деаэрация питательной воды котлов является обязательной для всех паротурбинных
электростанций и паровых котельных. Это связано с тем, что присутствие в питательной
воде кислорода и углекислого газа приводит к коррозии трубопроводов, экранных труб идругих элементов котлоагрегатов, в результате которой повышается опасность
возникновения аварийных ситуаций.
Применяемые на тепловых электростанциях деаэраторы различают по давлению, при
котором происходит выделение растворенных газов из воды:
а) деаэраторы повышенного давления (от 0,6 до 1,2 МПа) типов ДСП–1600, ДСП–1000 и
других с подогревом воды на 10…40 ○С;
б) деаэраторы атмосферные (0,12 МПа) типов ДА–300, ДА–150 и других с подогревом воды
на 10…50 ○С;
в) деаэраторы вакуумные (от 0,0075 до 0,05 МПа) типов ДВ–2400,
ДВ–2000 и других с подогревом воды на 15…25○ С (числа в типоразмерах показывают
производительность аппарата в тоннах в час).
Под номинальной производительностью деаэратора понимается расход всех потоков воды,
подлежащих деаэрации, и количество сконденсировавшегося в деаэраторе пара.
По способу контакта воды с паром различают деаэраторы пленочные, струйные, капельные и
барботажные. При этом могут применяться комбинированные схемы контакта (струйно-
барботажные и т. д.).
Большинство деаэраторов выполняется в виде цилиндрической колонки, которая
размещается над баком-аккумулятором. Бак-аккумулятор предназначен для
аккумулирования запаса питательной (подпиточной) воды, а также для завершения процесса
дегазации воды (выделение дисперсных газов и разложение гидрокарбонатов). Схема
деаэратора приведена на рис. 8.
D П , hК
D ВЫП , h ВЫП Dд , hРОУ
DР , hРх
G CM , hCM
G ХВО , h ХВО
Рис. 8. Схема G д , h1 ПВ деаэратора
Уравнение теплового
баланса деаэратора, по которому определяется расход пара на деаэрацию воды, записывается
в следующем виде:
GХВО ⋅ hХВО + GСМ ⋅ hСМ + DП ⋅ hК + Dд ⋅ hРОУ + DР ⋅ hРх = DВЫП ⋅ hВЫП + Gд ⋅ h1ПВ , (10)
где GХВО – расход химически очищенной воды, кг/с; GСМ – количество конденсата,
поступающего из конденсатного бака, кг/с; D П – расход пара на водоподогреватели, кг/с;
DР – количество вторичного пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, кг/с;
Gд – выход деаэрированной воды, кг/с;DВЫП – количество выделяющегося выпара, кг/с; hХВО , hСМ , h1 ПВ , hК – соответственно
энтальпии химически очищенной воды, смеси конденсата из конденсатного бака,
питательной воды на выходе из деаэратора и конденсата из водоподогревателей, кДж/кг;
hРОУ, hРх , hВЫП – энтальпии редуцированного пара, вторичного пара из расширителей
непрерывной продувки, выпара деаэратора соответственно, кДж/кг.
Из уравнения теплового баланса определяется выражение для расхода пара на
деаэрацию воды
DВЫП ⋅ h ВЫП + Gд ⋅ h1 ПВ − G ХВО ⋅ h ХВО − GСМ ⋅ hСМ − DП ⋅ h П − DР ⋅ h Рх
Dд = . (11)
h РОУ
В формуле (11) обозначения те же, что и в формуле (10).
3. ПРИМЕР РАСЧЕТА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
КОТЕЛЬНОЙ
В качестве примера рассмотрим принципиальную тепловую схему котельной
(рис. 9), которая включает в себя все элементы, встречающиеся в основных
тепловых схемах.
D ПОТ
DТ
РРОУ = 0,12 МПа D ′РОУ
G РОУ P
Dд D ПСВ G ПP
Дрена
DР хР
o
D П , t П = 70 С
hРис. 9. Принципиальная тепловая схема котельной
3.1. Исходные данные для расчета
1. Пар для технологических нужд производства имеет давление Р = 1,37 МПа , степень
сухости х = 0,99 , расход DТ = 4,16 кг/с .
2. Расход тепла на подогрев сетевой воды QC = 7,1 ⋅ 103 кВт; энтальпия сетевой воды в
подающей магистрали hгор = 394 кДж/кг; энтальпия воды, поступающей из обратной
магистрали, hобр = 293 кДж/кг.
3. В котельную возвращается конденсат от технологических потребителей в количестве
μ = 0,6 от расхода пара на технологические нужды DT с температурой t K = 70 ○С.
4. Расход пара на собственные нужды и потери внутри котельной составляет 3 % от суммы
расходов пара на технологические нужды и на подогрев сетевой воды
DПОТ = 0,03 ⋅ (DТ + DС ) = 0,03 ⋅ D1 .
5. Величина непрерывной продувки составляет РНП = 3 % от суммарной
паропроизводительности котельной D .
6. Степень сухости пара в расширителе непрерывной продувки хР = 0,98 .
7. Потери воды в теплосети ΔGC составляют 1,5 % от расхода сетевой воды GC .
8. Температура сырой воды, поступающей в котельную, tСВ = 5 ○С.
3.2. Определение расходов пара элементов тепловой схемы
Для расчета элементов тепловой схемы необходимо знать расходы пара через эти элементы.
Расход пара DС на подогрев сетевой воды в пароводяных подогревателях определяется из
следующего уравнения:
QC = DС ⋅ (hРОУ − hК ) ,
откуда
QC
DС = .
(hРОУ − hК )
Из схемы (рис. 9) видно, что пар, выходящий из редукционно-охладительной установки
(РОУ) имеет параметры: РРОУ = 1,2 ⋅ 10 Па и t РОУ = 104 ○С. Принимая, что параметры пара
5за РОУ соответствуют параметрам сухого насыщенного пара. По величине давления пара
РРОУ по таблицам водяного пара [8] находим значение hРОУ = 2683 кДж/кг.
По величине температуры конденсата на выходе из сетевых подогревателей t K = 104 ○С
находим энтальпию конденсата
hK = cвод ⋅ t K = 4,19 ⋅ 104 = 436 кДж/кг.
Тогда искомый расход пара DС на подогрев сетевой воды составит
7,1 ⋅ 103
DС = = 3,16 кг/с.
(2683 − 436)
Расход пара на технологические нужды и подогрев сетевой воды составляет
D1 = DТ + DС = 4,16 + 3,16 = 7,32 кг/с.
Расход пара на деаэрацию питательной воды Dд и на подогрев сырой воды перед
химводоочисткой (ХВО) DСВ составляет около 5…10 % от D1 (или от DТ при отсутствии
сетевых подогревателей).
В данном случае расход пара на вышеуказанные нужды принимаем равным 10 % от D1 с
последующим уточнением и имеем, что
Dд + DСВ = 0,1 ⋅ D1 = 0,1 ⋅ 7,32 = 0,732 кг/с.
Расход острого пара, поступающего в РОУ, равен
′ = DС + DСВ + Dд = 3,16 + 0,732 = 3,89 кг/с.
DРОУ
Суммарное количество пара D , которое должны вырабатывать котельные агрегаты, равно
D = DТ + DС + DСВ + Dд + DПОТ = D1 + 0,1 ⋅ D1 + 0,03 ⋅ D1 , (12)
D = 7,32 + 0,1 ⋅ 7,32 + 0,03 ⋅ 7,32 = 8,27 кг/с.
3.3. Расчет РОУ
Расход охлаждающей воды GРОУ определяется из уравнения (3)
D′РОУ (hХ − hОХЛ ) 3,89 ⋅ (2768 − 2683)
GРОУ = = = 0,15 кг/с.
hРОУ − hОХЛ 2683 − 436
Здесь энтальпия вторичного пара на выходе из котлоагрегата равна
hХ = h′′ − (1 − x ) ⋅ r = 2788 − (1 − 0,99) ⋅ 1962 = 2768 кДж/кг.
Количество редуцированного пара DРОУ определяется из уравнения (2)
′ + GРОУ = 3,89 + 0,15 = 4,04 кг/с.
DРОУ = DРОУ
3.4. Расчет сепаратора непрерывной продувки
Расход продувочной воды Gпр определяется как
Gпр = П ⋅ D = 0,03 ⋅ 8,27 = 0,25 кг/с.
Энтальпия вторичного пара, образующегося из продувочной воды, рассчитывается по
формуле
hРх = hР′′ − (1 − xР ) ⋅ rР = 2683 − (1 − 0,98) ⋅ 2244 = 2638 кДж/кг.
Энтальпия конденсата, уходящего в продувочный колодец
hПР = с ⋅ t ПР = 4,19 ⋅ 104 = 436 кДж/кг.Энтальпия продувочной воды при давлении P (рис. 9)
hПР = с ⋅ t1 = 4,19 ⋅ 194 = 813 кДж/кг.
Количество вторичного пара, выделяющегося из продувочной воды, определяется из
уравнения (5)
GПР ⋅ (hПР − hР ) 0,25 ⋅ (813 − 436)
DP = = = 0,043 кг/с.
hРx − hР 2638 − 436
Количество продувочной воды, сливаемой в продувочный колодец
G′ПР = GПР − DP = 0,25 − 0,043 = 0,21 кг/с.
При выполнении дипломного проекта расчет сетевых водоподогревателей производится по
специальной методике [5].
3.5. Расчет конденсатного бака
Суммарное количество конденсата, поступающего в конденсатный
бак
GСМ = DКГ + DПСВ = μ ⋅ DТ + DПСВ = 0,6 ⋅ 4,16 + 0,3 = 2,8 кг/с.
Температура смеси конденсата (9)
DКГ ⋅ t КГ + DПСВ ⋅ t ПСВ 2,5 ⋅ 70 + 0,3 ⋅104
tСМ = = = 73,6 ○С.
GСМ 2,8
3.6. Расчет деаэратора
Для составления теплового и материального баланса деаэратора необходимо определить ряд
вспомогательных величин.
Количество питательной воды, поступающей в котлы
GПИТ = D + GПP = 8,27 + 0,25 = 8,52 кг/с.
Количество воды на выходе из деаэратора
Gд = GПОТ + GРОУ + G ПОДП = 8,52 + 0,15 + 1,05 = 9,72 кг/с,
где величина подпитки теплосети GПОДП определяется из выражения
0,015 ⋅ QC 0,015 ⋅ 7,1 ⋅ 103
GПОДП = = = 1,05 кг/с.
hпод − hобр 394 − 293
Обычно величина выпара составляет около 0,4 % от Gд , тогда величину выпара деаэратора
DВЫП можно определить как
DВЫП = 0,004 ⋅ 9,72 = 0,038 кг/с.
Производительность системы химводоочистки GХВО равна
G ХВО = (1 − μ ) ⋅ DТ + G ПР
′ + G ПОДП + DПОТ + DВЫП = (1 − 0,6) ⋅ 4,16 + +0,2 + 1,05 +
+ 0,22 + 0,038 = 3,17 кг/с.
С учетом расхода воды на взрыхление, расход сырой воды GСВ определится как
GСВ = (1,10...1,25) ⋅ G ХВО = 1,1 ⋅ 3,17 = 3,49 кг/с.Температуру сырой воды после подогревателя принимаем
равной 50 ○С [2, 3], тогда расход пара на подогрев сырой воды перед системой ХВО DПСВ
определится из выражения
GСВ ⋅ с ⋅ (t CB ′ ) 3,49 ⋅ 4,19 ⋅ (50 − 5)
′′ − tCB
DПСВ = = = 0,29 кг/с.
hРОУ − hК 2683 − 436
Расход пара на деаэрацию Dд определяется из уравнения (11)
9,72⋅ 461+ 0,038⋅ 2682− 3,17⋅ 210− 2,8 ⋅ 308,4 − 3,16⋅ 436− 0,05⋅ 2291
Dд = = 0,58 кг/с.
2683
Суммарный расход пара на деаэрацию Dд и на подогрев сырой
воды DПСВ составляет Dд + DПСВ = 0,58 + 0,29 = 0,87 кг/с.
Эта величина должна быть близка к принятой ранее величине 0,1 ⋅ D1 .
В данном случае имеем:
Dд + DПСВ 0,87
⋅ 100% = ⋅ 100 = 12% .
D1 7,32
Если расхождение больше 15 %, то расчет повторяется.
Примеры расчета тепловых схем котельных различного типа приведены в работе [3, С. 160–
205].
Приложение А
Пример оформления таблиц
Результаты измерений
Время Показания Диаметры
Номер Объем Длины
выполнения пьезометров, труб
экспери водомерного участков, м
эксперимента, мм. вод. ст. на участках, м
мента сосуда, л.
n , мин. А Б В 0–1 1–2 0–1 1–2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 1,2 12 34 25 15 0,5 0,7 0,25 0,32
Приложение Б
Пример оформления формул
Температура смеси конденсата определяется из выраженияG1 ⋅ t1 + G2 ⋅ t 2 + G3 ⋅ t 3 + ... + Gi ⋅ t i
tСМ = , (9)
GСМ
где G1 , G2 , G3 ,..., Gi – количество конденсата, возвращаемого отдельными потребителями,
кг/с; t1 , t 2 , t 3 ,..., ti – температуры конденсата, возвращаемого отдельными потребителями,
○
С; GСМ = G1 + G2 + G3 + ... + Gi – суммарное количество конденсата, поступающего в
конденсатный бак, кг/с.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Соловьев Ю. П. Вспомогательное оборудование ТЭЦ, центральных котельных и его
автоматизация / Ю. П. Соловьев, А. И. Михельсон. – М.: Энергия, 1972. – 256 с.
2. Методические указания по проектированию ТЭС с максимально сокращенными стоками. –
М.: Минэнерго СССР, 1991.
3. Эстеркин Р. И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: учебное
пособие для техникумов / Р. И. Эстеркин. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. от-ние, 1989. –
280 с.
4. Эстеркин Р. И. Промышленные котельные установки / Р. И. Эстеркин. – Л.:
Энергоатомиздат. Ленингр. от-ние, 1989. – 256 с.
5. Назмеев Ю. Г. Теплообменные аппараты ТЭС: учебное пособие для вузов / Ю. Г. Назмеев,
В. М. Лавыгин. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 288 с.
6. Копылов А. С. Водоподготовка в энергетике: учебное пособие для вузов / А. С. Копылов,
В. М. Лавыгин, В. Ф. Очков. – М.: МЭИ, 2003. – 309 с.
7. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации / Минэнерго России. – М.: СПО ОРГРЭС, 2003.
8. Александров А. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара:
справочник / А. А. Александров, Б. А. Григорьев; рек. Гос. службой
стандартных справочных данных. ГСССД Р-776–98. – М.: МЭИ, 1999. –
168 с.УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ
ЦЫНАЕВА Анна Александровна, ЖУХОВИЦКИЙ Давид Львович
Расчет элементов тепловой схемы
котельной установки
Методические указания к курсовому и дипломному проектированию
Редактор О. С. Якушкина
Подписано в печать ______ Формат 60×84/16.Бумага тип № 1. Печать
трафаретная. Усл. печ. л. 3, 26.
Уч. – изд. л. 3, 00. Тираж 50 экз. Заказ ____.
Ульяновский государственный технический университет
432027, г. Ульяновск, ул. Сев. Венец, д. 32.
Типография УлГТУ, г. Ульяновск, ул. Сев. Венец, д. 32.Вы также можете почитать
