Количество подпиточной воды
Gподп = Gгв + Gут ,т/ч
1.Gподп = 10,75 + 2 = 12,78 т/ч
2.Gподп = 14,0984 + 1,8 = 15,90 т/ч
3.Gподп = 9,8286 + 0 = 9,83 т/ч
Расход редуцированного пара внешним потребителем
Dllроу = Dт + Dпсв ,т/ч
1.D"роу = 16 + 10,78 = 26,78 т/ч
2.D"роу = 16 + 7,76 = 23,76 т/ч
3. D"роу = 17,9 + 1,18 = 19,08 т/ч
Суммарный расход свежего пара внешним потребителем
, т/ч
1. , т/ч
2. , т/ч
3. , т/ч
Количество воды, впрыскиваемой в РОУ
Расход пара на собственные нужды котельной
Dlсн = 0,01×kсн×Dвн , т/ч
где kсн - коэффициент расхода пара на собственные нужды котельной ,%.
Принимаем в интервале 5 – 10 %
1. D'сн = 0,01×9×25,66 = 2,31 т/ч
2. D'сн = 0,01×9×22,77 = 2,05 т/ч
3. D'сн = 0,01×9,2×18,29 = 1,68 т/ч
Расход пара на покрытие потерь котельной
Dп = 0,01×kп× (Dвн + Dlсн), т/ч
где kп - коэффициент покрытия потерь котельной, % .
Принимаем в интервале 1 – 3 % [табл. 3.1]
1. Dп = 0,01×1×( 25,66 + 2,31) = 0,28 т/ч
2. Dп = 0,01×1×( 22,77 + 2,05) = 0,25 т/ч
3. Dп = 0,01×3×( 18,29 + 1,68) = 0,60 т/ч
Суммарный расход пара на собственные нужды и потери
Dсн = Dlсн + Dп , т/ч
1. Dсн = 2,31 + 0,28 = 2,59 т/ч
2. Dсн = 2,05 + 0,25 = 2,30 т/ч
3. Dсн = 1,68 + 0,6 = 2,28 т/ч
Суммарная паропроизводительность котельной
D = Dсн + Dвн , т/ч
1. D = 2,59 + 25,66 =28,25 т/ч
2. D = 2,3 + 22,77 = 25,07 т/ч
3. D = 2,28 + 18,29 = 20,57 т/ч
Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной
Gпотк = (1 -b )×Dn + 0,01×kк×D , т/ч
где b - доля возврата конденсата [табл. 3.1]
kк - потери конденсата в цикле котельной
,% [табл.3.1]1.Gпотк = (1 – 0,7)ּ16 + 0,01ּ3ּ28,25 = 5,65 т/ч
2.Gпотк = (1 - 0,7)ּ16 + 0,01ּ3ּ25,07 = 5,55 т/ч
3.Gпотк = (1 - 0,7)ּ17,9 + 0,01ּ3ּ20,57 = 5,99т/ч
Расход химочищенной воды на подпитку теплосетей
Gхов = Gпотк + Gподп , т/ч
1.Gхов = 5,65 +12,78 = 18,43 т/ч
2.Gхов = 5,55 +15,9 = 21,45 т/ч
3.Gхов = 5,99 + 9,83 = 15,82 т/ч
Расход сырой воды
Gсв = kхвּGхов, т/ч
kхв - коэффициент , учитывающий расход сырой воды на нужды хим
водоочистки , принимаем в интервале 1,1 - 1,25 [табл.3.1]
1. Gсв = 1,25ּ18,43 = 23,04 т/ч
2. Gсв = 1,25ּ21,45 = 26,81 т/ч
3. Gсв = 1,25ּ15,82 = 19,78 т/ч
Количество котловой воды , поступающей с непрерывной продувкой в сепаратор
Gпр = 0,01ּPпрּD
где Рпр - коэффициент непрерывной продувки, %, принимаем в интервале от 2 до 5 % [табл. 3.1]
1. Gпр = 0,01ּ3ּ28,25 = 0,85 т/ч
2. Gпр = 0,01ּ3ּ25,07 = 0,75т/ч
3. Gпр = 0,01ּ3ּ20,57 = 0,62 т/ч
Количество пара, образовавшегося в расширителе непрерывной продувки
Где χ - степень сухости пара. Принимаем χ = 0,98
h'расш - энтальпия отсепарированной поточной воды , кДж/кг.
Принимаем по табл. 3.1
h"расш - энтальпия пара, выходящего из сепаратора непрерывной про
дувки , кДж/кг [табл.3.1]
1. т/ч
2. т/ч
3. т/ч
Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувкиGрасш = Gпр – Dрасш , т/ч
1. Gрасш = 0,85 - 0,14 = 0,71 т/ч
2. Gрасш = 0,75 - 0,13 = 0,62 т/ч
3. Gрасш = 0,62 - 0,11 = 0,51 т/ч
Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки
где h"пр - энтальпия продувочной воды с t = 50 оC
h"пр =50ּ4,2 = 210 кДж/кг
1. °C
2. °C
3. °C
Расход пара на подогреватель сырой воды
где h'св - энтальпия воды при температуре t'св
1. h'св = 4,2ּ7 = 29,4 кДж/кг
2. h'св = 4,2ּ6 = 25,2 кДж/кг
3. h'св = 4,2ּ6 = 25,2 кДж/кг
h'хов - энтальпия химически очищенной воды при t'хов = 20 оС
1. h'хов = 4,2ּ20 =84,0 кДж/кг
2. h'хов = 4,2ּ20 =84,0 кДж/кг
3. h'хов = 4,2ּ20 =84,0 кДж/кг
Температура химочищенной воды после охладителя подпиточной воды
, оС
1 °C
2 °C
3 °C
Расход пара на подогрев химочищенной воды в подогревателе перед деаэратором
где h"хов - энтальпия химочищенной воды при t"хов, равной
h"хов = 4,2ּt"хов , кДж/кг
1. h"хов = 4,2ּ 43,1 = 181 кДж/кг
2. h"хов = 4,2ּ 59,2 = 248,6 кДж/кг
3. h"хов = 4,2ּ52,9= 222,2 кДж/кг
Суммарное количество воды и пара , поступающих в деаэратор , без учёта греющего пара
Gд = Gхов + βּDт +Dхов + Dсв + Dпсв + Dрасш , т/ч
1. Gд = 18,43 + 0,7ּ16 + 1,43 + 0,62 + 10,78 + 0,14 = 42,60 т/ч
2. Gд = 21,45 + 0,7ּ16 + 0,31+0,77 + 7,76 + 0,13 = 41,62 т/ч
3. Gд = 15,82 + 0,7ּ16 + 0,29 + 0,57 + 1,18 + 0,11 = 29,17 т/ч
Средняя температура воды в деаэраторе без учёта греющего пара
1. оС
2.оС
3. оС
Расход греющего пара на деаэратор
Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной
Dснроу = Dд + Dхов + Dсв , т/ч
1. Dснроу = 1,3 +1,43 + 0,62 = 3,35 т/ч
2. Dснроу = 1,46 + 0,31 + 0,77 = 2,54 т/ч
3. Dснроу = 0,79 + 0,29 + 0,57 = 1,65 т/ч
Расход свежего пара на собственные нужды котельной
Действительная паропроизводительность котельной
Dк = Dвн + Dсн +0,01ּ kп ּ(Dвн + Dсн) , т/ч
1. Dк = 25,66 + 3,21 + 0,01ּ 1ּ(25,66 + 3,21) = 28,93 т/ч
2. Dк = 22,77 + 2,43 + 0,01ּ 1 ּ(22,77 + 2,43) = 25,25 т/ч
3. Dк = 18,29 + 1,58 + 0,01ּ 3 ּ(18,29 + 1,58) = 19,99 т/ч
Невязка:
, %
1. %
2. %
3. %
Моделирование тепловой схемы котельной закончено, т.к. небаланс с предварительно принятой паропроизводительностью котельной меньше 3%.
АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА
Газовый тракт
Присос воздуха на участке газохода между котлом и дымососом:
Δαд = 0,05
Температура дымовых газов перед дымососом:
оС
Плотность дымовых газов за топкой: a = 1,1
кг/м3
Плотность дымовых газов в конвективном пучке:
За установкой (перед дымосом):
У дымовой трубы:
Действительный часовой объем дымовых газов:
,
где a11 и q11 – соответственно коэффициент избытка воздуха и температура в конце поверхности нагрева, предшествующей рассматриваемому соседнему газоходу;
Вр = 1390,116 кг/ч
Voг = VoN2 + VRO2 +VoH2O = 7.84+1.06+2.22=11.12 м3/м3
В конвективном пучке:
м3/ч
За котлом:
За установкой:
Паровой котел:
Сопротивление топки DhT = 30 Па
Сопротивление котла:
Dhк = Dhп+ Dhм
Сопротивление пучка труб:
Dhn = Dhдин×xк
Динамическое сопротивление при средней скорости и плотности:
м/с
Средняя плотность:
rср = 0,378
Па
xк – коэффициент сопротивления коридорного пучка:
xк = xо×z2
где z2 – число труб по глубине пучка: z2 = 43
xо – коэффициент сопротивления данного ряда пучка:
xо = xгр×Cs×CRE
где xгр – графический коэффициент, зависящий от скорости потока, диаметра труб и средней температуры потока; tср = 706 оС
При wср = 26,4 м/с и дтрубой 51´2,5 мм xгр = 0,420
Сs = 0,37 СRE = 1,26
x0 = 0,420×0,37×1,26=0,193
xк = 0,193×4,3 =8,299
Dhn = 131,7×8,299 = 1092,9 Па
Значение сопротивления конвективного газохода (поворот на 90о)
xо =0,5
Dhм = xпов×Dhдин = 0,5×131,7=65,85 Па
Полное сопротивление:
Dhк = 1092,9+65,85=1158,7 Па
5.3 Газоходы между дымососом и дымовой трубой6
qд = 146,8 оС rг = 0,905 кг/м3
Диффузор за дымососом (10 оС)
xвых =0,6 j = 0,2;
x = 0,6×0,2 = 0,12
F=0,53 м2
Колено 45оС
Ввод в трубу:
Суммарное аэродинамическое сопротивление установки:
Dhу=DhT+Dhдин+Dhк+Dhд+Dhк2+Dhтр =
=30+131,7+1158,7+1,9+0,84+1,88=1325,02 Па =135,09 мм.вод.ст.
Разрежение в верхней части топки:
Dh llT = 3 мм.вод.ст.
Итого перепад давлений по газовому тракту:
DhпT = 135,09 – 3 =132,09 мм.вод.ст.
АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
Управление работой оборудования требует наличия в котельной аппаратуры контроля и управления. Основной и необходимой частью аппаратуры являются контрольно-измерительные приборы, по которым осуществляется оперативное управление технологическим процессом, обеспечивающее экономичную, надежную и безопасную работу оборудования. Кроме того, показания приборов используются для получения исходных данных при составлении учета и отчетности по работе установки в целом [3].
В котельных технологическому контролю подлежат следующие параметры:
– количество и параметры нагреваемой воды – давление и температура;
– расход питательной воды и ее параметры
– давление, температура;
– температура уходящих газов и воздуха;
– анализ продуктов сгорания;
– количество и качество сжигаемого топлива;
– качество воды;
– расход электроэнергии на собственные нужды и др.
Текущий контроль и ведение режима осуществляется по показывающим приборам. Для измерения параметров, необходимых при подсчете технико-экономических показателей, а также последующем анализе причин нарушения режимов или аварий, устанавливаются регистрирующие приборы. Замеры количества воды и электроэнергии, необходимые только для отчетности, производятся расходомерами с суммирующими счетчиками [3].
Для удобства обслуживания персоналом оборудования в современных котельных приборы контроля и управления концентрируются на тепловых щитах. Управление работой котельного агрегата осуществляется путем воздействия на отдельные механизмы и устройства (вентиляторы, дымососы, запорная арматура и др.) дистанционно.
Расположение тепловых щитов может быть индивидуальным, групповым и централизованным.
При индивидуальном управлении тепловые щиты предусматриваются отдельно для каждого котельного агрегата. В этом случае они располагаются обычно вблизи агрегата (на основной площадке котельной), перед фронтом котлов, что делает удобным сочетание дистанционного управления с возможностью непосредственного наблюдения за работой оборудования. Кроме того, индивидуальное расположение щитов позволяет использовать более простые и надежные механические устройства и приборы управления (сниженные указатели уровня воды, штурвалы к запорной и регулирующей арматуре и др.).
Все необходимые операции по обслуживанию котельного агрегата при индивидуальной системе управления осуществляются дежурным персоналом из 2–3 человек. Один из них находится у теплового щита, остальные ведут наблюдения за работой вспомогательных механизмов по месту их установки (местное обслуживание). Такая организация управления весьма надежна, но требует большего количества персонала.
При групповом управлении дежурный и его помощник выполняют однотипные операции по обслуживанию группы котлов. Тепловые щиты отдельных котлов при этом объединяются в один. Это приводит к дополнительному снижению количества обслуживающего персонала [6, 3].
Централизованная система управления является наиболее совершенной; она позволяет совместить обслуживание всего оборудования котельной с одного центрального щита. Однако при этом некоторые функции местного управления сохраняются (система топливоподачи и др.).
Осуществление централизованной системы управления требует значительных затрат материалов, оборудования и др. Поэтому в котельных малой (и средней) производительности преимущественно применяются индивидуальная и групповая системы управления.
В связи с широким внедрением механизации в котельных создаются предпосылки для перехода к полной автоматизации управления технологическими процессами.
Автоматизация означает механизацию оперативного управления работой оборудования котельной с помощью различных устройств или средств.
В автоматизированной котельной оснащенность котлоагрегатов аппаратурой автоматического контроля и управления увеличивается, что приводит к некоторому увеличению и штата персонала, необходимого для обслуживания средств автоматизации. Однако внедрение автоматизации и повышение при этом степени централизации управления способствуют повышению производительности труда и значительному сокращению количества персонала, обслуживающего оборудование.
Применение автоматических устройств защиты и блокировок технологически взаимосвязанных между собой механизмов позволяет повысить надежность работы оборудования и сократить количество аварий. Кроме того, при автоматизации работы котельной установки увеличивается экономичность ее работы вследствие более точного поддержания параметров пара и более экономичного ведения процесса горения топлива. КПД котлов за счет их автоматизации может быть увеличен на 0,5–1% и выше [3].
Развитие автоматизации котельных происходит в направлении перехода от автоматизации отдельных агрегатов и процессов к полной (комплексной) автоматизации котельной в целом. При этом основными объектами являются котельные агрегаты, в пределах которых автоматизируются процессы горения топлива, питания котла водой, непрерывной продувки котла. Некоторые из этих процессов автоматизируются путем установки самостоятельных, независимо действующих регуляторов (регулирование питания, температуры перегретого пара и др.). Для других процессов автоматические регуляторы могут объединяться в сложную систему регулирования, в которой действия отдельных регуляторов взаимно увязываются (регулирование процесса горения).
Основной задачей автоматизации процесса горения, в частности автоматического регулирования, является поддержание давления пара на заданном значении путем воздействия на подачу топлива в топку при изменениях нагрузки котла. Для обеспечения необходимой экономичности работы топочного устройства одновременно изменяется количество подаваемого воздуха. В соответствии с изменением подачи топлива и воздуха осуществляется воздействие на дымосос для поддержания нормальной величины разрежения в топке. Таким образом, в систему автоматического регулирования процесса горения входят регуляторы давления, соотношения «топливо – воздух» и разрежения.
Устройства для автоматизации питания котла водой обеспечивают поддержание величины изменения уровня воды в барабане котла в определенных заданных пределах. Для этого необходимо соответствие между количеством подаваемой воды в котел и количеством расходуемой из него воды. Изменение уровня, характеризующее нарушение указанного соответствия, используется в качестве основного импульса в регуляторах питания. В современных котлах, имеющих сравнительно малый водяной объем, надежное регулирование питания только по уровню воды не обеспечивается, так как при резких изменениях нагрузки возможны значительные колебания уровня, вызывающие опасность упуска воды. В связи с этим в настоящее время разработаны наиболее совершенные двухимпульсные авторегуляторы питания. В первом случае регулятор питания воспринимает импульсы по уровню воды в барабане котла и по расходу воды из него.
Система автоматического регулирования непрерывной продувки предназначена для поддержания постоянного солесодержания котловой воды. Основной импульс на регулятор передается от датчика солемера котловой воды, второй импульс поступает от дифманометра, воспринимающего изменение расхода пара на котле. Регулятор воздействует на клапан непрерывной продувки, изменяя величину непрерывной продувки при отклонении солесодержания котловой воды от установленной нормы.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
