Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Теплоэнергетика является одной из основных составляющих энергетики и включает в себя процесс производства тепловой энергии, транспортировки, рассматривает основные условия производства энергии и побочные влияния отрасли на окружающую среду, организм человека и животных.

Процесс производства тепловой энергии осуществляется на тепловых электрических станциях (ТЭС) и тепловых электрических централях (ТЭЦ). Эти два вида предприятий на данный момент являются основными поставщиками тепловой, а также электрической энергии, поскольку эти виды энергоресурсов очень тесно связаны. В настоящее время широкое применение находит способ поместная система снабжения тепловой энергией, которая применяется как на крупных промышленных предприятиях, так и для отопления жилых площадей.

В соответствии с установившейся терминологией, теплоэнергетика включает в себя получение, переработку, преобразование, хранение и использование энергоресурсов и энергоносителей всех типов. Согласно определению, теплоэнергетика обладает развитыми внешними и внутренними связями и её развитие неотделимо от всех направлений жизнедеятельности человека, связанных с использованием энергии (в промышленности, сельском хозяйстве, строительстве, на транспорте и в быту).

Развитие теплоэнергетики характеризуется ускорением темпов роста, изменением всех количественных показателей и структуры топливно-энергетического баланса, глобальным охватом всех видов ресурсов органического топлива, вовлечением в сферу использованием ядерного горючего.

В общем случае различаются четыре основные стадии трансформации первичных тепловых ресурсов (от их природного состояния, находящегося в динамическом равновесии с окружающей средой, до конечного использования):

а) извлечение, добыча или прямое использование первичных природных ресурсов тепловой энергии.

б) переработка (облагораживание) первичных ресурсов до состояния, пригодного для преобразования или использования.

в) преобразование связанной энергии переработанных ресурсов в тепловую энергию на тепловых станциях (ТЭС), централях (ТЭЦ), на котельных.

г) использование энергии.

Несмотря на единство всех этих стадий, каждая из них основана на различных физических, физико-химических и технологических процессах, различающихся по масштабам, времени функционирования и другим признакам.

Развитие теплоэнергетики оказывает воздействие на различные компоненты природной среды: на атмосферу (потребление кислорода воздуха (О2), выбросы газов, паров, твёрдых частиц), на гидросферу (потребление воды, переброска стоков, создание новых водохранилищ, сбросы загрязненных и нагретых вод, жидких отходов), на литосферу (потребление ископаемых топлив, изменение водного баланса, изменение ландшафта, выбросы на поверхности и в недра твёрдых, жидких и газообразных токсичных веществ). В настоящее время это воздействие приобретает глобальный характер, затрагивая все структурные компоненты нашей планеты.

Обеспеченность ресурсами является основой функционирования теплоэнергетики и всей энергетики в целом в конкретных условиях. До настоящего времени обычно рассматривалась в различных аспектах обеспеченность теплоэнергетики только первичными топливными ресурсами. Но влияние на энергетику оказывают и многие другие компоненты атмосферы, гидросферы, литосферы, которые тоже необходимо принимать во внимание.

Развитие теплоэнергетики, как общей системы использования природных ресурсов началось в начале текущего столетия. Долгое время основным источником тепловой энергии во всём мире были дрова, мускульная энергия людей и скота. Коренное изменение структуры теплопотребления произошло в 20 веке.

Применение двигателей внутреннего сгорания в промышленной теплоэнергетике, в морском и автомобильном транспорте, в сельском хозяйстве, а затем и в авиации вызвали развитие добычи и переработки нефти. Для бытовых и промышленных целей стало использоваться газовое топливо, как более дешевое, удобное в эксплуатации и удешевляющее котельное оборудование. С середины текущего столетия ,прирост телоэнергопотребления происходит преимущественно за счёт этих двух видов ресурсов (1990 год: Нефть-0,03 млрд.т.ут.; Уголь- 0,73 млрд.т.ут.; 1975 год: Нефть-4,04, Природный газ-1,69, Уголь-2,63 млрд.т.ут.).

Важнейшим событием явилось открытие путей использования ядерной энергии. Наряду с органическим топливом, ядерное топливо относится к категории невозобновляемых энергетических ресурсов, в отличие от возобновляемых, к которым относятся: лучистая энергия Солнца, механическая энергия речных стоков, приливов, волн и ветров, тепловая энергия земных недр (геотермальная энергия) и тепловая энергия, основанная на температурном градиенте разных слоёв воды мирового океана.

Органическое топливо- 70-90% приходится на угли (извлекаемость 30-60%). Геологические ресурсы каменного угля- 7,5-14,0 трлн.т., (извлекаемость 1,0-2,4 трлн.т.).

Наиболее динамично изменяются представления о ресурсах нефти и природного газа извлекаемость 80-110 млрд.т. и 700-1100 млрд.т.- геологические ресурсы нефти, природного газа- 800 трлн.м3.

Ядерное топливо: суммарные запасы урана, доступные извлечению из недр, оцениваются в 66,16 млн.т., ресурсы дейтерия сосредоточенные в атмосфере практически неисчерпаемы. Потенциальные ресурсы ядерного топлива по тепловому эквиваленту значительно превосходят суммарные ресурсы всех видов органического топлива.

Возобновляемые ресурсы: энергия недр Земли, космического излучения и излучения Солнца, а также их производные в виде преобразованной или аккумулированной энергии. Из наиболее перспективных источников энергии этой группы могут быть названы: энергия Солнца, гидроэнергия (энергия стока рек - наиболее освоена и широко применяется), энергия ветра.



1. Принципиальное устройство котла

Газомазутный вертикально-водотрубный паровой котел типа Е (ДЕ) паропроизводительностью 4 т/ч (рис. 1) предназначен для выработки насыщенного или слабоперегретого пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Основными составными частями котла являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок, фронтовой, боковые и задний экраны, образующие топочную камеру.

Диаметр верхнего и нижнего барабанов - 1000 мм. Расстояние между барабанами - 2750 мм (максимально возможное по условиям транспортировки блока по железной дороге). Длина цилиндрической части барабанов котла - 2250 мм. Топочная камера котла размещается сбоку от конвективного пучка, оборудованного вертикальными трубами, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Ширина топочной камеры по осям боковых экранных труб - 1790 мм. Глубина топочной камеры составляет - 1930 мм.

Трубы перегородки правого бокового экрана, образующего также под и потолок топочной камеры, вводятся непосредственно в верхний и нижний барабаны. Концы труб заднего экрана привариваются к верхнему и нижнему коллекторам 1596 мм. Трубы фронтового экрана привариваются к коллекторам 1596 мм.

Для доступа внутрь барабанов в переднем и заднем днищах имеются лазовые затворы. Изготовляются барабаны из стали 16ГС (ГОСТ 5520-69).

В водном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба и труба для ввода фосфатов, в паровом объеме - сепарационные устройства. В нижнем барабане размещаются устройство для парового прогрева воды в барабане при растопке и патрубки для спуска воды, труба непрерывной продувки.

Котел выполнен с одноступенчатой схемой испарения.

Конвективный пучок отделен от топочной камеры газоплотной перегородкой, в задней части которой имеется окно для входа газов в пучок. Перегородка выполнена из плотно поставленных с шагом S=55 мм и сваренных между собой труб 512,5 мм. При входе в барабаны трубы разводятся в два ряда. Места разводки уплотняются металлическими проставками и шамотобетоном. Конвективный пучок образован коридорно-расположенными вертикальными трубами 512,5 мм, развальцованными в верхнем и нижнем барабанах. Шаг труб вдоль барабана - 90 мм, поперечный шаг - 110 мм. Для поддержания необходимого уровня скоростей газов в конвективном пучке устанавливаются продольные ступенчатые перегородки, а также изменяется ширина пучка (890 мм).

Контуры боковых экранов и конвективного пучка замкнуты непосредственно на барабаны. Контуры заднего и фронтового экранов котла соединяются с барабаном через промежуточные коллекторы: нижний раздающий (горизонтальный) и верхний - собирающий (наклонный).

В качестве первичных сепарационных устройств первой ступени испарения используются установленные в верхнем барабане направляющие щиты и козырьки, обеспечивающие выдачу пароводяной смеси на уровень воды. В качестве вторичных сепарационных устройств первой ступени котла применяется дырчатый лист. Сепарационными устройствами второй ступени испарения являются продольные щиты, обеспечивающие движение пароводяной смеси сначала на торец, а затем вдоль барабана к поперечной перегородке, разделяющей отсеки. Отсеки ступенчатого испарения сообщаются между собой по пару через окно над поперечной перегородкой, а по воде - через подпиточную трубу, расположенную в водяном объеме.

Плотное экранирование боковых стен (шаг труб S=55 мм), потолка и пода топочной камеры позволяет на котле применить легкую изоляцию в два-три слоя изоляционных плит общей толщиной 100 мм, укладываемую на слой шамотобетона по сетке толщиной 15-20 мм. Обмуровка фронтовой и задней стен выполняется облегченной из шамотобетона 65 мм и изоляционных плит общей толщиной 100 мм.

Отбойные щиты, направляющие козырьки, жалюзийные сепараторы и дырчатые листы выполняются съемными для возможности полного контроля и ремонта вальцовочных соединений труб с барабаном и самого барабана. Все сепарационные устройства крепятся к полухомутам, приваренным к барабану, с помощью шпилек и гаек. Разборка и сборка жалюзийных сепараторов и дырчатых листов выполняется поэлементно. Разборка отбойных щитов начинается с нижнего щита. Сборка сепарационных устройств осуществляется в обратной последовательности.

При сборке паросепарационных устройств, следует обратить внимание на создание плотности в местах соединения отбойных щитов между собой и в местах крепления их к полухомутам, а также в местах присоединения направляющих козырьков к полосе со шпильками: установить новые паронитовые прокладки, смазанные графитом.

При необходимости корректировки водно-химического режима котлов ввод фосфатов следует предусмотреть линию между экономайзером и котлом.

На котле предусмотрена непрерывная продувка из нижнего коллектора заднего экрана (в случае, когда задний экран имеет коллектора). Если задний экран топки выполнен из С-образных Ш51 мм, периодическая продувка котлов совмещена с непрерывной, осуществляемой из фронтового днища нижнего барабана: врезку трубопровода периодической продувки рекомендуется выполнить в промежутке между запорным и регулирующим органом на линии непрерывной продувки.



Рис. 1. Конструкция парового котла ДЕ 4-1,4:

а) продольный разрез; б) горизонтальный разрез (план); в) поперечный разрез: 1 - верхний барабан; 2 - ввод питательной воды; 3 - пароприемный сепаратор; 4 - выход пара; 5 - предохранительный клапан; 6 - манометр; 7 - водомерное стекло; 8 - непрерывная продувка; 9 - периодическая продувка; 10 - нижний барабан; 11 - трубы конвективного пучка. 12 - перегородка; 13 - обдувочный аппарат; 14 - топочная камера; 15 - горелка; 16 - боковой экран; 17 - задний экран; 18 - опускные трубы; 19 - огнеупорный кирпич



Расчёт процесса горения

Расчет процесса горения выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

Из таблицы характеристик топлив[3] выбираем расчетные характеристики природного газа (газопровод Карабулак - Грозный):

=68,5%; =14,5%; =7,6%; =3,5%; =1,0%; =3,5%; =1,4%;

Низшая теплота сгорания сухого газа =45850 кДж/м3;

Плотность газа при нормальных условиях =1,036 кг/м3.

Определяем теоретический удельный объем воздуха ,м3/м3, необходимого для полного сгорания природного газа

=0,0476·[0,5·CO+0,5·+1,5·+(m+n/4)·-],

где m - число атомов углерода;

n - число атомов водорода.

=0,0476·[0,5·0+0,5·0+1,5·0+((1+4/4)·68,5+(2+6/4)·14,5+(3+8/4)·7,6 + (4+10/4)·3,5 + (5+12/4)·1,0)-0]=12,21

Определяем теоретический удельный объем азота , м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа

=0,79·+,

=0,79·12,21+=9,68.

Определяем удельный объём трехатомных газов , м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа

=0,01·(+СО++m·), (3)

=0,01·(0,1+0+0+((1·68,5)+(2·14,5)+(3·7,6)+(4·3,5)+(5·1))=1,41

Определяем теоретический удельный объём водяных паров , м3/м3, в продуктах сгорания при сжигании газа

=0,01[++·+0,124·]+0,0161·,(4)

= 0,01·[0 +0 + (4/2)·68,5 +(6/2)·14,5+ (8/2)·7,6 +(10/2)·3,5+ (12/2)·1 +0,124·10] + 0,0161·12,21=2,54.

Расчетное значение коэффициента избытка воздуха на выходе из топки ?'T принимаем по [2]

?'T =1,1.

Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной камеры подсчитывается прибавлением соответствующих присосов воздуха

? = ?+ ,

где ? и ? - коэффициент избытка воздуха перед и после газохода;

- присос воздуха в поверхность нагрева.

Определяем средний коэффициент избытка воздухаср, для каждой поверхности нагрева

Определяем избыточное количество воздуха , м3/м3, для каждого газохода

= V0 (ср -1).

Определяем действительный удельный объём водяных паров, м3/м3

=V0H2O + 0,0161 (ср-1) V0.

Определяем действительный суммарный удельный объём продуктов сгорания Vг, м3/м3

Vг= VRO2 + V0N2 +Vвизб + VH2O.

Определяем объёмные доли трёхатомных газовrRO2 и водяных паровrH2O, а также суммарную объёмную долю rп

rRO2= VRO2 / Vг.

rH2O= VH2O / Vг.

rп = rRO2+ rH2O.

Определяем теоретический объём продуктов сгорания

Vг0 = + +

Vг0 = 9,68 + 2,54 + 1,41 = 13,63 м3/м3

Результаты расчёта действительных объёмов продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 1.

Таблица 1 - Объемы продуктов сгорания

	Vв0 = 12,21 м3/м3;V0RO2=1,41 м3/м3; V0N2=9,68 м3/м3; V0H2O=2,54 м3/м3; Vд.г.=13,63 м3/м3;
	б'т	бсрт	б"т	бсркп1	б"кп1	бсркп2	б"кп2	бсрэк	бух
	1,05	1,075	1,1	1,125	1,15	1,2	1,25	1,3	1,35
Vв	12,82	13,13	13,43	13,74	14,04	14,65	15,26	15,87	16,48
Vro2	1,41	1,41	1,41	1,41	1,41	1,41	1,41	1,41	1,41
VN2	10,29	10,60	10,90	11,21	11,51	12,12	12,73	13,34	13,95
Vh2о	2,55	2,55	2,56	2,56	2,57	2,58	2,59	2,60	2,61
Vд.г	14,25	14,56	14,87	15,18	15,49	16,11	16,73	17,35	17,97
rRO2	0,099	0,097	0,095	0,093	0,091	0,088	0,084	0,081	0,078
rN2	0,722	0,728	0,733	0,738	0,743	0,752	0,761	0,769	0,776
rH2O	0,179	0,175	0,172	0,169	0,166	0,160	0,155	0,150	0,145
rn	0,278	0,272	0,267	0,262	0,257	0,248	0,239	0,231	0,224



2. Рассчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания производим при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева. Расчёт производим для всего возможного диапазона температур от 100 до 20000C.

Определение энтальпий воздуха и продуктов сгорания производим в последовательности, изложенной в источнике [2].

Определяем энтальпию теоретического объёма воздуха H0в, кДж/м3, для всего выбранного диапазона температур

H0в= V0 ·(с)в,

где (с)в - энтальпия 1м3 воздуха, кДж/м3;[2].

V0 - теоретический объём воздуха, необходимый для горения, м3/м3.

Определяем энтальпию теоретического объёма продуктов сгорания H0г, кДж/м3, для всего выбранного диапазона температур

H0г = VRO2·(с)RO2 + V0N2 ·(с)N2+ V0H2O·(с)H2O,

где (с)RO2, (с)N2, (с)H2O - энтальпии 1м3 трёхатомных газов, теоретического объёма азота, теоретического объёма водяных паров, кДж/м3; [2].

VRO2, V0N2, V0H2O - объёмы трёхатомных газов, теоретические объёмы азота и водяного пара, м3/м3.

Определяем энтальпию избыточного количества воздуха Hвизб, кДж/м3 для всего выбранного диапазона температур

Hвизб=(б-1)·H0в,



где б - коэффициент избытка воздуха после каждой поверхности нагрева.

Определяем энтальпию продуктов сгорания H, кДж/м3, при коэффициенте избытка воздуха б >1

Hr= H0г+ Hвизб.

Результаты расчёта энтальпий продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.

t,єС	V0RO2=1,41	V0N2=9,68	V0H2O=2,54	Vв0= 12,21
	(сu)RO2	(сu)N2	(сu)H2O	Hдг0	(сu)в	Hв0
100	170,5	130,2	151,2	1884,8	132,7	1620,3
200	358,7	260,8	305,3	3805,8	267,1	3261,3
300	560,7	393,1	464,1	5774,6	404,0	4932,8
400	774,5	528,4	628,3	7802,8	543,5	6636,1
500	999,6	666,1	797,2	9882,2	686,3	8379,7
600	1226,4	806,4	970,2	11999,5	832,4	10163,6
700	1465,8	949,2	1150,8	14178,1	982,8	12000,0
800	1709,4	1096,2	1339,8	16424,6	1134,0	13846,1
900	1957,2	1247,4	1528,8	18717,6	1285,2	15692,3
1000	2209,2	1398,6	1730,4	21048,6	1440,6	17589,7
1100	2465,4	1549,8	1932,0	23385,6	1600,2	19538,4
1200	2725,8	1701,0	2137,8	25739,1	1759,8	21487,2
1300	2986,2	1856,4	2352,0	28154,6	1919,4	23435,9
1400	3250,8	2016,0	2566,2	30616,7	2083,2	25435,9
1500	3515,4	2171,4	2788,8	33059,4	2247,0	27435,9
1600	3780,0	2331,0	3011,4	35542,8	2410,8	29435,9
1700	4048,8	2490,6	3238,2	38042,8	2574,6	31435,9
1800	4317,6	2650,2	3469,2	40553,5	2738,4	33435,9
1900	4586,4	2814,0	3700,2	43104,9	2906,4	35487,1
2000	4859,4	2973,6	3939,6	45642,8	3074,4	37538,4
2100	5132,4	3137,4	4174,8	48210,7	3242,4	39589,7
2200	5405,4	3301,2	7774,4	59324,2	3410,4	41641,0



Таблица - Энтальпии продуктов сгорания Н=ѓ ().

х,°С	Hов кДж/м3	Hог кДж/м3	б'т	бсрт	б"т	бсркп1	б"кп1	бсркп2	б"кп2	бсрэк	бух
			Hд.г= Hдг0+(б-1)·Нв0,кДж/м3
100	1620,3	1884,8	1965,8	2006,3	2046,8	2087,3	2127,8	2208,8	2289,9	2370,9	2451,9
200	3261,3	3805,8	3968,8	4050,4	4131,9	4213,4	4295,0	4458,0	4621,1	4784,2	4947,2
300	4932,8	5774,6	6021,3	6144,6	6267,9	6391,2	6514,5	6761,2	7007,8	7254,5	7501,1
400	6636,1	7802,8	8134,6	8300,5	8466,5	8632,4	8798,3	9130,1	9461,9	9793,7	10125,5
500	8379,7	9882,2	10301,2	10510,7	10720,1	10929,6	11139,1	11558,1	11977,1	12396,1	12815,1
600	10163,6	11999,5	12507,7	12761,8	13015,8	13269,9	13524,0	14032,2	14540,4	15048,6	15556,7
700	12000,0	14178,1	14778,1	15078,1	15378,1	15678,1	15978,1	16578,1	17178,1	17778,1	18378,1
800	13846,1	16424,6	17116,9	17463,0	17809,2	18155,3	18501,5	19193,8	19886,1	20578,4	21270,7
900	15692,3	18717,6	19502,3	19894,6	20286,9	20679,2	21071,5	21856,1	22640,7	23425,3	24209,9
1000	17589,7	21048,6	21928,1	22367,9	22807,6	23247,4	23687,1	24566,6	25446,1	26325,6	27205,0
1100	19538,4	23385,6	24362,5	24850,9	25339,4	25827,9	26316,3	27293,2	28270,2	29247,1	30224,0
1200	21487,2	25739,1	26813,4	27350,6	27887,8	28425,0	28962,1	30036,5	31110,9	32185,2	33259,6
1300	23435,9	28154,6	29326,4	29912,3	30498,2	31084,1	31670,0	32841,7	34013,5	35185,3	36357,1
1400	25435,9	30616,7	31888,4	32524,3	33160,2	33796,1	34432,0	35703,8	36975,6	38247,4	39519,2
1500	27435,9	33059,4	34431,2	35117,1	35803,0	36488,9	37174,8	38546,6	39918,4	41290,2	42662,0
1600	29435,9	35542,8	37014,6	37750,5	38486,4	39222,3	39958,2	41430,0	42901,8	44373,6	45845,4
1700	31435,9	38042,8	39614,6	40400,5	41186,4	41972,3	42758,2	44330,0	45901,8	47473,6	49045,4
1800	33435,9	40553,5	42225,3	43061,2	43897,1	44733,0	45568,9	47240,7	48912,5	50584,3	52256,1
1900	35487,1	43104,9	44879,2	45766,4	46653,6	47540,7	48427,9	50202,3	51976,6	53751,0	55525,4
2000	37538,4	45642,8	47519,7	48458,2	49396,6	50335,1	51273,5	53150,5	55027,4	56904,3	58781,2
2100	39589,7	48210,7	50190,2	51179,9	52169,7	53159,4	54149,2	56128,6	58108,1	60087,6	62067,1
2200	41641,0	59324,2	61406,3	62447,3	63488,3	64529,3	65570,4	67652,4	69734,5	71816,5	73898,6

По результатам расчетов выполняем построение графика зависимости энтальпий продуктов сгорания Н, кДж/м3 от температуры ,град.



3. Расчет теплового баланса котла

Расчет теплового баланса котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

При работе парового котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре, и на покрытие различных потерь теплоты.

Определяем располагаемую теплоту,кДж/м3, для газообразного топлива

,

где Qсн -низшая теплота сгорания сухой массы газа, кДж/м3.

.

Определяем потерю теплоты с уходящими газами q2, проц.

,

где Hух - энтальпия уходящих газов, кДж/м3;при tух= 140С, [3].

ух -коэффициент избытка воздуха в уходящих газах в сечении газохода после последней поверхности нагрева;

q4 - потеря теплоты от механической неполноты горения, %; для природного газа q4 = 0;

H0х.в- энтальпия теоретического объёма холодного воздуха, определяем при tв = 300С, кДж/м3.

,

.



Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива q3, проц., обусловлена появлением в уходящих газах горючих газов СО, Н2, СН4, по [2].

Потеря теплоты от механической неполноты горения топлива q4, проц., наблюдается только при сжигании твердого топлива и обусловлена наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц.

Потеря теплоты от наружного охлаждения q5, проц., обусловлена передачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру и для парового котла определяется по формуле

,

гдеq5ном - потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парового котла, проц., принимаем по [2];

Dном - номинальная нагрузка парового котла, т/ч;

D - расчетная нагрузка парового котла, т/ч.

Определяем КПД брутто збр, проц.,парового котла из уравнения обратного теплового баланса

,

.

Определяем полезную мощность парового котла Qпг, кВт

,

где Dн.п - расход выработанного насыщенного пара, кг/с;

hн.п- энтальпия насыщенного пара, кДж/кг;

hп.в- энтальпия питательной воды, кДж/кг;

р - непрерывная продувка парового котла, проц.;

hкип-энтальпия кипящей воды в барабане котла, кДж/кг.

.

Определяем расход топлива Впг, м3/с, подаваемого в топку парового котла из уравнения прямого теплового баланса

,

Определяем коэффициент сохранения теплоты ц

.



4. Расчет топочной камеры

Расчет топочной камеры котельного агрегата выполняем по формулам в соответствии с источником [2].

Предварительно задаемся температурой продуктов сгорания на выходе из топки "т , град.

"т=1100.

Для принятой температуры по таблице 2, определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки Н"т , кДж/ м3

Н"т=25339,4.

Определяем полезное тепловыделение в топке Qт , кДж/ м3

,

где Qв - теплота вносимая в топку воздухом, кДж/ м3

,

где - энтальпия теоретического объёма воздуха, кДж/ м3.

.

.

Определяем коэффициент тепловой эффективности экранов

,

где x - угловой коэффициент, показывающий какая часть полусферического лучистого потока, испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность и зависящий от формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене; значение х определяем по [2];

- коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева; принимаем по [2].

.

Определяем эффективную толщину излучающего слоя S, м

,

где- объем топочной камеры, м3, принимаем из конструкционных характеристик котла в соответствии с источником [3];

- поверхность стен топочной камеры, м2,принимаем из конструкционных характеристик котлав соответствии с источником [3].

Определяем коэффициент ослабления лучей

,

где rп - суммарная объемная доля трехатомных газов, определяем по таблице 1;

- коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, ;



,

где - парциальное давление трехатомных газов, МПа.

,

где- давление в топочной камере котлоагрегата, МПа,в соответствии с источником [2].

.

rH2O- объемная доля водяных паров, берется из таблицы 1;

Т"т - абсолютная температура на выходе из топочной камеры, К.

- коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, ;

,

где СР, НР - содержание углерода и водорода в рабочей массе газообразного топлива, проц.

,



Определяем степень черноты факела

,

где m - коэффициент, характеризующий долю топочного объёма, заполняемого светящейся частью факела, принимаем по [2];

асв, аг - степень черноты светящейся части факела и несветящихся трёхатомных газов, какой обладал бы факел при заполнении всей топки соответственно только светящимся пламенем или только несветящимися трёхатомными газами.

Определяем значение степени черноты светящейся части факела асв

Определяем значение степени черноты несветящихся трехатомных газов

,

Определяем степень черноты топки при сжигании газообразного топлива

,

Применяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки. Для газа и мазута принимаем

М=0,48.

Определяем среднюю суммарную теплоемкость продуктов сгорания на 1 м3газа при нормальных условиях,

,

где Та - теоретическая (адиабатная) температура горения К, определяемая по таблице 2 по значению Qт , равному энтальпии продуктов сгорания, На;

Тт"-температура (абсолютная) на выходе из топки, принятая по предварительной оценке, К;

Hт"- энтальпия продуктов сгорания при температуре на выходе из топки, ;

Qт - полезное тепловыделение в топке, .

Определяем действительную температуру на выходе из топки 

,

Полученная температура отличается от принятой меньше чем на 1000С, следовательно, расчёт топки считается оконченным.



5. Расчет конвективных пучков

5.1 Расчет первого конвективного пучка

При расчете конвективной поверхности нагрева используем уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Расчет выполняем для 1 м3 сжигаемого газа при нормальных условиях.

Расчет конвективного пучка производим по формулам в соответствии с источником [2].

Предварительно принимаем два значения температур после рассчитываемого газохода х?=3500С и х?=4000С. Далее весь расчет ведем для двух принятых температур.

Определяем теплоту Qб ,кДж/м3, отданную продуктами сгорания

Qб = ц· (H?- H?+ Дбк · H0прс),

где ц - коэффициент сохранения теплоты;

H? - энтальпия продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, кДж/м3, определяется по таблице 2 при температуре и коэффициенте избытка воздуха после топочной камеры;

H? - энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м3;

Дбк - присос воздуха в поверхность нагрева;

H0прс - энтальпия присасываемого в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха 300С, кДж/м3.

= 0,982·(25212,81-7656,4+0,05·486)=17264,2.

= 0,982·(25212,81-8798,3+0,05·486)=16142,9.

Определяем расчётную температуру потока х,град., продуктов сгорания в конвективной поверхности

,

где х? - температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, град;

х? - температура продуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева, град.

Определяем среднюю скорость щг, м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева

,

где Вр - расчетный расход топлива, м3/с;

F - площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2;

Vг - объем продуктов сгорания на 1 м3 газообразного топлива, м3/м3;

х - средняя расчетная температура продуктов сгорания, град.

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией , Вт/(м2·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков

,

где - коэффициент теплоотдачи, определяемый по [2] при поперечном омывании коридорных пучков, Вт/(м2·К);

- поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков;

- поправка на компоновку пучка; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков;

- коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков.

= 109·1·1·1,03=112,27.

= 112·1·1·1,02=114,24.

Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании коридорных гладкотрубных пучков

Определяем степень черноты газового потока а

А. Степень черноты продуктов сгорания a в зависимости от суммарной оптической толщины среды kps;

б) Коэффициент теплоотдачи излучением

,

где e - основание натуральных логарифмов;

kps - суммарная оптическая толщина, м

где р - давление в газоходе, МПа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1;[2].

s ? толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м;

,

.

kг - коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, .

,

.

.

= 36,9·0,262·0,1·0,176 = 0,170.

= 36,0·0,262·0,1·0,176 = 0,166.

.

.

Определяем коэффициент теплоотдачи , Вт/(м2·К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

где - коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2·К), определяем по [2];

- степень черноты;

- коэффициент, определяемый по [2].

Для определенияи коэффициента вычисляем температуру загрязненной стенки , град

,

где - средняя температура окружающей среды, град; для паровых котлов принимаем равной температуре насыщения при давлении в котле;

- при сжигании газа принимаем равной 25 0С.

= 194,1 + 25 = 219,1.

= 40·0,156·0,98 = 6,11.

= 44·0,153·0,99 = 6,66.

Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи б1, Вт/(м2·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева

б1 = о ·(бк+ бл),

где о - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1.

=1·(112,27+6,11)=118,38.

=1·(114,24+6,66)=120,9.



Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2·К)

К = б1·ш,

где ш - коэффициент тепловой эффективности, определяемый из [2] в зависимости от вида сжигаемого топлива.

= 0,85·118,38=100,62.

= 0,85·120,9=102,76.

Определяем количество теплоты Qт, кДж/м3, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 м3 сжигаемого газа

,

где Дt - температурный напор,град, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева.

,

.

.

.

.



По принятым двум значениям температуры х? и х? полученным двум значениям Qб и Qт производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Температура х? на выходе из первого конвективного пучка равна 322, что находится в допустимых пределах.

5.2 Расчет второго конвективного пучка

При расчете конвективной поверхности нагрева используем уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Расчет выполняем для 1 м3 сжигаемого газа при нормальных условиях.

Расчет конвективного пучка производим по формулам в соответствии с источником [2].

Предварительно принимаем два значения температур после рассчитываемого газохода х?=2000С и х?=3000С. Далее весь расчет ведем для двух принятых температур.

Определяем теплоту Qб ,кДж/м3, отданную продуктами сгорания

Qб = ц· (H?- H?+ Дбк · H0прс),

где ц - коэффициент сохранения теплоты;

H? - энтальпия продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева, кДж/м3, определяется по таблице 2 при температуре и коэффициенте избытка воздуха после топочной камеры;

H? - энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, кДж/м3;

Дбк - присос воздуха в поверхность нагрева;

H0прс - энтальпия присасываемого в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха 300С, кДж/м3.



= 0,982·(7016,94-4621,1+0,1·486)=2400,3.

= 0,982·(7016,94-7007,8+0,1·486)=56,7.

Определяем расчётную температуру потока х,град, продуктов сгорания в конвективной поверхности

,

где х? - температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрев, град;

х? - температура продуктов сгорания на выходе из поверхности нагрева, град.

Определяем среднюю скорость щг, м/с, продуктов сгорания в поверхности нагрева

,

где Вр - расчетный расход топлива, м3/с;

F - площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2;

Vг - объем продуктов сгорания на 1 м3 газообразного топлива, м3/м3;

х - средняя расчетная температура продуктов сгорания, град.



Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией , Вт/(м2·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков

,

где - коэффициент теплоотдачи, определяемый по номограмме рис.6.1 [2] при поперечном омывании коридорных пучков, Вт/(м2·К);

- поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков;

- поправка на компоновку пучка; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков;

- коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока; определяется по [2] при поперечном омывании коридорных пучков.

= 76·1·1·1,13=85,88.

= 80·1·1·1,11=88,8.

Определяем степень черноты газового потока а

,

где e - основание натуральных логарифмов;

kps - суммарная оптическая толщина, м



где р - давление в газоходе, МПа; для котлов без наддува принимаем равным 0,1;[2]. котел конвективный нагрев вентилятор

s ? толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков, м;

,

.

kг - коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, .

,

.

.

= 40,11·0,248·0,1·0,176 = 0,175.

= 38,31·0,248·0,1·0,176 = 0,167.

.

.

Определяем коэффициент теплоотдачи , Вт/(м2·К), учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

где - коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2·К), определяем по [2];

- степень черноты;

- коэффициент, определяемый по [2].

Для определенияи коэффициента вычисляем температуру загрязненной стенки , град

,

где - средняя температура окружающей среды, град; для паровых котлов принимаем равной температуре насыщения при давлении в котле;

- при сжигании газа принимаем равной 25 0С.

= 194,1 + 25 = 219,1.

= 32·0,161·0,95 = 4,89.

= 36·0,154·0,96 = 5,32.

Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи б1, Вт/(м2·К), от продуктов сгорания к поверхности нагрева

б1 = о ·(бк+ бл),

где о - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимаем равным 1.

=1·(85,88+4,89)=90,77.

=1·(88,8+5,32)=94,12.



Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2·К)

К = б1·ш,

где ш - коэффициент тепловой эффективности, определяемый из [2] в зависимости от вида сжигаемого топлива.

= 0,9·90,77=81,7.

= 0,9·94,12=84,7.

Определяем количество теплоты Qт, кДж/м3, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 м3 сжигаемого газа

,

где Дt - температурный напор,град, определяемый для испарительной конвективной поверхности нагрева.

,

.

.

.



По принятым двум значениям температуры х? и х? полученным двум значениям Qб и Qт производим графическую интерполяцию для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Температура х? на выходе из второго конвективного пучка равна 233, что находится в допустимых приделах.



6. Расчет экономайзера

Расчёт водяного экономайзера производим по формулам в соответствии с источником [2].

Определяем количество теплоты Qб, кДж/м3 по уравнению теплового баланса, которое должны отдать продукты сгорания при приятой температуре уходящих газов

Qб = ц· (H? - H?+ Дб эк · H0прс),

где H? - энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, кДж/м3;

H? - энтальпия уходящих газов, кДж/м3;

Дбэк -присос воздуха в экономайзер;

H0прс - энтальпия теоретического количества воздуха, кДж/м3;

ц - коэффициент сохранения теплоты.

Qб =0,982·(5408,7-3450,0+0,1·486) =1971,2.

Определяем энтальпию воды h?эк, кДж/кг, после водяного экономайзера, приравнивая теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте, воспринятой водой в водяном экономайзере

,

где h?эк - энтальпия воды на входе в экономайзер, кДж/кг;

D - паропроизводительность котла, кг/с;

Dпр - расход продувочной воды, кг/с.



.

Определяем температуру воды после экономайзера t?эк, по энтальпии воды после экономайзера, град

,

где С ? теплоемкость воды, кДж/(кг·К).

.

Так как температура воды на выходе из экономайзера ,,отличается более чем на 20от температуры кипения при давлении в барабане котла ,, то к установке принимаем чугунный водяной экономайзер.

Температурный напор в экономайзере

Определяем температурный напор ,град, экономайзера

,

где Дtб и Дtм - большая и меньшая разности температуры продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости,град

.



Принимаем к установке чугунный экономайзер системы ВТИ с длиной труб 2000мм, площадью поверхности нагрева с газовой стороны одной трубы 2,95 м2, площадью живого сечения для прохода продуктов сгорания одной трубы 0,12 м2.[3].

Определяем действительную скорость щг, м/с, продуктов сгорания в экономайзере

,

гдехэк - среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, град

,

.

Fэк - площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2

Fэк = z1·Fтр,

где z1 - число труб в ряду; принимаем 5 труб;[3].

Fтр ? площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания одной трубы, м2

Fэк =5·0,12 = 0,6.

.

Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2·К)

К = Кн·cх,

где Кн и сх ? определяем в соответствии с источником [2]

К = 20,8·1,02 = 21,21.

Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера Нэк, м2

,

.

Определяем общее число трубn, экономайзера

,

где Нтр - площадь поверхности нагрева одной трубы, м2.

.

Определяем число рядов труб m, в экономайзере

,

где z1 - принятое число труб в ряду.



.

По источнику [3], принимаем к установке блочный, чугунный экономайзер ЭП2-236.

Коэффициент теплопередачи для чугунных экономайзеров



7. Аэродинамический расчет котла

Аэродинамический расчет котельной установки ведём по формулам в соответствии с источником [5].

Аэродинамическое сопротивление на пути прохождения газов в газоходах котельной установки складывается из местных сопротивлений, зависящих от изменения сечений газоходов и их поворотов и из сопротивления, возникающего вследствие трения и вследствие сопротивления пучков труб.

Аэродинамическое сопротивление котельной установки, Па, определяется по формуле:

,

где - разряжение в топке, создаваемое дымососом, Па;

- сопротивление первого конвективного пучка, Па;

- сопротивление второго конвективного пучка, Па;

- сопротивление экономайзера, Па;

- местные сопротивления, Па.

Принимаем разряжение в топке Дhт, Па, в соответствии с источником [6]

Дhт = 30.

Определяем сопротивление первого конвективного пучка Дhкп, Па

,

где г ? плотность дымовых газов в газоходе, кг/м3

,

где о ? плотность дымовых газов при 0?С, кг/м3, принимаем в соответствии с источником [6];

иг ? средняя температура газов в первом конвективном пучке,град

,

.

.

щк.2 - скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с

,

.

ок - коэффициент сопротивления конвективного пучка

ок= о0· z2,

где о0 - коэффициент сопротивления одного ряда труб; зависит от величины относительного продольного и поперечного шагов труб

о0=Су·СRе· огр,

где Су, СRе, огр - значения, определяемые по источнику[6]



о0=0,73·0,72·0,42=0,220.

ок=0,220·41=9,02.

.

- число рядов труб по ходу продуктов сгорания в конвективном газоходе; принимаем из конструктивных характеристик котла в соответствии с источником [6].

Определяем сопротивление двух поворотов под углом 90? после конвективного пучка Дhпов, Па

,

где ом ? коэффициент сопротивления двух поворотов под углом 90?

ом=1·2=2.

.

Определяем сопротивление первого газохода, Па

,

.

Определяем сопротивление второго конвективного пучка, Па,

,

где г ? плотность дымовых газов в газоходе, кг/м3, 

.

.

щк.2 - скорость продуктов сгорания в газоходе, м/с,

.

ок - коэффициент сопротивления конвективного пучка,

о0=0,72·0,78·0,37=0,21.

ок=0,21·41=8,61.

.

Определяем сопротивление двух поворотов во втором газоходе под углом 90?, после конвективного пучка Дhпов, Па,

ом=1·2+1·1=3.

.

Определяем сопротивление газохода, Па,

.

Определяем сопротивление экономайзера Дhэк, Па



,

где n ? число рядов труб по ходу газов;

г ? плотность дымовых газов в экономайзере, кг/м3

,

.

.

Определяем сопротивление двух поворотов под углом 900 и одного под углом 1350Дhм.с, Па

,

где ом - коэффициент местных сопротивлений, под углом 900 ом=1 под углом 1350 ом=2

ом =1·2+2 = 4.

.

.

Принимаем сопротивление поворотной заслонки , Па, в соответствии с источником [6]

.

Принимаем сопротивление общего сборного борова , Па, в соответствии с источником [6]

.



8. Расчет и выбор тяго-дутьевых устройств

8.1 Расчет и выбор дымососа

Определяем расчётную производительность дымососа , м3/с

,

где ? коэффициент запаса по производительности, принимаем в соответствии с источником [2];

? количество дымовых газов от одного котла, мі/с

,

Определяем расчетный полный напор дымососа , Па

,

где ?коэффициент запаса по напору, принимаем в соответствии с источником [2].

Производим пересчётный напор на температуру перемещаемой среды, указанную в каталоге



,

.

Определяем мощность электродвигателя для привода дымососа, кВт

,

где ? производительность, м3/с;

? напор, Па;

и ? КПД электродвигателя и дымососа;

- коэффициент запаса по паропроизводительности котла; для котлов производительностью до 20 тонн пара в час принимаем к = 1,2 .

.

По таблице 14.4 [3] выбираем подходящий по производительности и напору дымосос и выписываем его основные характеристики:

- марка дымососа ДН?10;

- производительность, м3/ч 19,6·103;

- напор, кПа 2,21;

- КПД 0,83;

- масса без электродвигателя, кг 677;

- марка электродвигателя 4А 160 S6;

- мощность, кВт 11;

- частота вращения, мин-1 1500.

8.2 Расчет и выбор вентилятора

Определяем расчётную производительность вентилятора, м3/с

,

где Вр - расчетный расход топлива, м3/с;

в1 ? коэффициент запаса,принимаем в соответствии с источником [2].

.

Определяем полный расчетный напор вентилятора , Па

,

где ? сопротивление горелки, Па, принимаем в соответствии с источником [3];

= 1100 Па

? сопротивление воздуха, Па; принимаем 10% от сопротивления горелки.

= 110 Па

.

Определяем мощность для привода вентилятора, кВт

,

.

По таблице 14.1 [3] выбираем подходящий по производительности и напору вентилятор и выписываем его основные характеристики:

- марка вентилятора ВДН?8;

- производительность, м3/ч 10,20·103;

- напор, кПа 2,19;

- КПД 0,83;

- масса без электродвигателя, кг 417;

- марка электродвигателя 4А -160S6;

- мощность, кВт 11;

- частота вращения, мин-1 1000.



9. Расчет и выбор дымовой трубы

Расчет дымовой трубы ведем по формулам в соответствии с источником [2].

Определяем выброс оксидов азота , г/с

,

где в1 ? безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива, принимается по [2];в1 = 0,85

в3 ? коэффициент, учитывающий конструкцию горелок; принимается для вихревых горелок равным 1; [2]. в3 = 1

r ? степень рециркуляции продуктов сгорания в процентах расхода дутьевого воздуха; при отсутствии рециркуляции r = 0;[2].

в2 ? коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов сгорания; [2].в2= 0

Вр ? расход топлива, мі/с; при расчете учитываем, что работает 1 котел;

k ? коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 тонну сожженного условного топлива, кг/т; для котлов паропроизводительностью менее 70 т/ч определяется по формуле

,

где D ? паропроизводительность котлов, т/ч.

.



.

Определяем диаметр устья дымовой трубы , м

,

где ? объёмный расход продуктов сгорания через трубу при температуре их в выходном сечении, мі/с

,

где n ? количество котлов, устанавливаемых в котельной;

? объем продуктов сгорания за экономайзером, мі/мі;

.

щвых ? скорость продуктов сгорания, м/с, предварительно принимаем равной 20.

.

Принимаем стандартный диаметр устья дымовой трубы 1,2 м в соответствии с источником [2].

Определяем предварительную минимальную высоту трубы , м



,

где А ? коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности, принимаем равным А=120;

F ? коэффициент, учитывающий скорость движения вредных веществ в атмосферном воздухе, принимается по[2];

? предельно допустимая концентрация , мг/мі; принимается по [2]; = 0,085

ДТ ? разность температур продуктов сгорания, выбрасываемых из трубы и окружающего воздуха, К.

,

.

.

Принимаем стандартную высоту дымовой трубы Н = 30 м.

Определяем диаметр основания трубы в свету, м

,

.

Определяем средний расчетный диаметр тубы, м

,



.

Определяем среднюю скорость продуктов сгорания в дымовой трубе , м/с

,

где Ди ?охлаждение дымовых газов в трубе на 1 метр высоты трубы,?С/м.

,

где D ? максимальная часовая паропроизводительность всех котлов, т/ч.

.

.

Определяем температуру газов на выходе из трубы ивых, град

,

.



Определяем аэродинамическое сопротивление дымовой трубы Дhд.тр, Па, вызванное трением газов о стенки и потерей давления при выходе газов из трубы в атмосферу

,

где ? сопротивление трения в трубе, Па

,

где ? коэффициент трения; для кирпичных труб л=0,04;

? плотность дымовых газов в трубе,

,

где 0 ? плотность дымовых газов при 0?С, кг/мі, принимаем в соответствии с источником [6];0 = 1,34 кг/м3

иср ? средняя температура дымовых газов в трубе, град

,

.

.

.



? потери с выходной скоростью, Па

,

где =1.

.

Пересчитываем скорость продуктов сгорания , м/с

.

.

.

Определяем самотягу дымовой трубы Нс,Па

,

где Н - высота дымовой трубы, м.

.



10. Энергосберегающие мероприятия

Одной из основных задач эксплуатации котельных установок является внедрение энергосберегающих мероприятий в процессе выработки тепловой энергии. В связи с этим различают следующие направления в области энергосбережения:

- сокращение потерь в процессах добычи, переработки и транспортировки энергетического сырья ;

- улучшение структуры и технологий в области производства, преобразования энергии;

- рационализация и оптимизация развития систем энергопотребления, в частности теплоснабжение объектов со средней и малой концентрацией тепловых нагрузок;

- совершенствование технологии производственных процессов в области изменения формы, физических свойств и агрегатного состояния вещества;

- совершенствование конструкционных материалов, улучшение их прочности и теплоизоляционных свойств;

Значительные резервы экономии топливо-энергетических ресурсов в области выработки тепловой энергии обусловленные несовершенством технологических процессов и оборудования, недостаточным внедрением новых энергосберегающих технологий, нерегулируемого электропривода вентиляторов, дымососов, питательных и подпиточных насосов, низкой оснащённостью приборами счёта, контроля и регулирования технологических процессов и т.д.

Таким образом можно заметить, что в области энергосберегающих мероприятий существуют множество способов по увеличению экономической эффективности котельных установок. Заслуживает внимания использование тепла пара вторичного вскипания , который получается либо в результате вскипания перегретой воды при расширении её от давления P1 до P2 , либо в системе сбора конденсата. Так перегретая вода после непрерывной продувки направляется в сепаратор, где при снижении давления получается парвторичного вскипания. Тепло этого пара может быть использовано в системе отопления или в водяных тепловых сетях для подпитки, а оставшийся конденсат используется для нагрева сырой воды в теплообменнике. С непрерывной продувкой теряется значительное количество теплоты. При давлении пара 1-1,3 МПа каждый процент продувки, теплота которой не используется, увеличивает расход топлива на 0,3 %. В отдельных котельных продувки доходят до 10 %, следовательно, без утилизации теплоты продувочной воды перерасход топлива может достигать 3 %, что существенно снизило бы КПД котельной.

Сбор и возврат конденсата также является важным источником экономии теплоты, а следовательно, и топлива. Практика работы показывает, что рациональная организация сбора и использования конденсата даёт экономию, исчисляемую сотнями тысяч тон условного топлива в год. Различают закрытую схему сбора конденсата со встроенным сепаратором и схему с внешним сепаратором. Применение таких схем позволяет использовать тепло полученное из пара вторичного вскипания, как для нужд самой котельной, так и для систем отопления и вентиляции.

Заметная экономия может быть получена и за счёт утилизации теплоты вентиляционных выбросов котельной при использовании воздухо-воздушных теплообменников.

Целесообразно также использовать в тепловой схеме котельной охладители выпара поступающего из деаэратора. Тепло выпара используется для подогрева воды поступающей в деаэратор, это обеспечивает меньший расход пара на подогрев воды в деаэраторе, и как следствие даёт значительный энергосберегающий эффект.

Существенное влияние на КПД котельного агрегата и на работу электродвигателей для привода дымососа оказывает коэффициент избытка воздуха в топке и присосы воздуха по тракту продуктов сгорания. Так, например, увеличение избытка воздуха в топке на 0,1 приводит к перерасходу топлива на 0,7 %. Снижение присосов воздуха по газовому тракту котельных агрегатов на 0,1 уменьшается расход топлива примерно на 0,5 %. Присосы воздуха чаще всего обусловлены: неплотным прилеганием топочной и котельной гарнитуры, неудовлетворительным состоянием или конструкцией уплотнений в местах прохода труб сквозь обмуровку и обшивку, большими зазорами в местах прохода вала сквозь улитку дымососа и т.д. Таким образом, устранение этих неисправностей даст возможность уменьшить расход топлива и электрической энергии на привод дымососа.

Ещё одним способом энергосбережения в котельной является автоматизация производственных процессов, что создаёт определённые технико-экономические преимущества. В результате автоматизации снижается себестоимость единица вырабатываемой энергии, сокращаются расходы на материалы топливо, вода и т.д. При этом решающим фактором является снижение расхода топлива, тепловой и электрической энергии. Использование средств автоматизации увеличивает надёжность оборудования, точность производства, появляется возможность использовать высокоэффективные технологические процессы.

Значительная экономия тепловой энергии при сравнительно небольших капиталовложениях обеспечивается за счёт автоматического регулирования. При установлении оптимального режима работы экономия теплоты может составить 20 % и более газового потребления. Если в качестве примера принять водогрейный котёл для целей теплоснабжения, то сырьё будет представлять холодная вода, энергию газ, а продукцию горячая вода заданной температуры теплоноситель. Для управления процессом приготовления теплоносителя измеряется его температура и преобразуется в информативное воздействие, которое поступает к управляющему устройству. Туда же поступает информация о температуре наружного воздуха. Управляющее устройство на основе полученной информации управляющее воздействие изменение подачи газа в топку котла. Так происходит регулирование температуры теплоносителя в зависимости от температуры наружного воздуха.



Список литературы

1. Аэродинамический расчёт газового тракта котельной установки". Методические указания

2. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. «Энергоатомиздат» 1989