Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

0604236_50295_lyalikov_b_a_istochniki_i_sistemy_teplosnabzheniya_promyshle (1)

.pdf

Скачиваний:

251

Добавлен:

30.05.2015

Размер:

3.23 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 89 / 189 10 11 12 13 14 15 16 17 18 > Следующая >>>

Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. Часть II: учебное пособие / Б. А. Ляликов. – 2-е изд., стер. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. –172 с.

го баланса пара и воды. В результате определяется расчетная паропроизводительность (для паровых котельных) или теплопроизводительность (для водогрейной котельной).

Расчетом определяется температура различных потоков воды (сетевой, подпиточной, сырой, химочищенной) и конденсата.

Результаты расчета являются исходными данными для расчета и выбора оборудования отдельных элементов тепловой схемы и основных трубопроводов котельной. Принципиальная тепловая схема является расчетной, поэтому на ней указываются в общем виде расходы и параметры потоков.

Исходные данные и результаты расчетов для всех характерных режимов заносятся в таблицу. При расчете тепловых схем составляются уравнения теплового баланса для всех элементов схемы и уравнения материального баланса для точек (узлов) смешения потоков.

Особенности расчета тепловой схемы котельной с паровыми котлами

Расчет схемы производственно-отопительной котельной рекомендуется для пяти характерных режимов: максимально зимнего, самого холодного месяца, в точке «излома» температурного графика, летнего, среднезимнего.

Схема чисто производственной котельной (без тепловой нагрузки с сетевой водой) рассчитывается только для двух режимов: максимально зимнего и летнего.

Если производственно-отопительная котельная работает на четырехтрубные тепловые сети, то расчет производится для четырех режимов: максимально зимнего, самого холодного месяца, среднезимнего и летнего. Это обусловлено тем, что график температур сетевой воды для четырёхтрубной сети не имеет точки «излома».

Расчет схемы паровой котельной начинается с составления баланса пара для предварительной оценки паропроизводительности Do:

Dо = Dт + Dсп + Dсн + Dпот , т/ч,

где Dт – расход свежего пара на технологию;

Dсп – расход свежего пара на сетевые подогреватели;

Dсн – расход свежего пара на собственные нужды котельной (пароводяные подогреватели, деаэраторы);

Dпот – внутрикотельные потери пара.

Если паровые котлы вырабатывают перегретый пар и для отпуска пара на технологию сетевые подогреватели, собственные нужды установлены РОУ, необходимо прежде определить расход редуцированного пара.

Суммарный расход редуцированного пара внешним потребителям тепла

Dпроу = Dтроу + Dспроу , т/ч,

где Dтроу – расход отпущенного пара на технологию (по заданию);

Dспроу – расход пара на сетевые подогреватели определяется из

уравнения теплового баланса для блока сетевых подогревателей. Суммарный расход свежего пара внешним потребителям

	(i''	−i	)
Dп = Dт + Dсп = (Dпроу + Dспроу)	роу	пв		, т/ч,
Dп = Dт + Dсп = (Dпроу + Dспроу)	(iроу'	−iпв)		, т/ч,
	(iроу'	−iпв)

где iпв – энтальпия питательной воды, кДж/кг; iроу' – энтальпия свежего пара, кДж/кг;

iроу'' – энтальпия редукционного пара, кДж/кг.

Расход пара на собственные нужды котельной принимается с последующим уточнением в размере 5–8 % внешнего теплопотребления:

Dсн = 0,05 − 0,08 Dп .

При сжигании в котлах в качестве топлива мазута необходимо дополнительно учесть расход пара на мазутное хозяйство Dмаз, который определяется расчетом с учетом схемы подогрева мазута.

Принимается величина внутрикотельных потерь – 3 % от ( Dп + Dсн);

Dпот=0,03( Dт + Dсп + Dсн ).

После оценки Dо котельной составляются уравнения теплового баланса для каждого элемента схемы (подогревателей, сепаратора, деаэраторов), из которых определяются:

•пароводяные теплообменники: расход греющего пара;

•водоводяные теплообменники, в том числе охладители выпара: температура подогрева нагреваемого теплоносителя;

•деаэраторы: расход греющего пара.

Если в схеме есть узлы (точки) смешения потоков воды, для них составляется уравнение теплового баланса для определения температуры смешанного потока.

На основании расчетных значений расхода редуцированного и свежего пара составляется баланс пара и определяется расчетная паропро-

изводительность – Dор .

Расхождение Dор с принятой в предварительном расчете Dо не

должно превышать 3–5 %.

В первую очередь расчет схемы выполняется для максимально зимнего режима.

Особенности расчета тепловой схемы котельной с водогрейными котлами

Расчет схемы отопительной котельной рекомендуется выполнять для пяти характерных режимов.

При расчете схемы температуры сетевой воды в подающей и обратной сети берутся из температурного графика. При отсутствии температурного графика производится расчет температур сетевой воды при заданных температурах наружного воздуха для характерных режимов. Расчетом определяются расходы сетевой и подпиточной воды, расходы воды на рециркуляцию и через линию перепуска. Определяется суммарный расход воды, пропускаемой через водогрейные котлы и через каждый котел – Gк.

Особенности расчета тепловой схемы пароводогрейной котельной

Расчет схемы разделяется на две части: расчет водогрейной части и расчет паровой части котельной. Расчеты выполняются в соответствии с настоящими рекомендациями и примерами расчета, приведенными в литературе для паровой и водогрейной котельных.

4.6. Пример расчета принципиальной тепловой схемы паровой котельной

4.6.1. Исходные данные для расчета

Принципиальная тепловая схема представлена на рис. 4.1. Котельная предназначена для отпуска пара технологическим по-

требителям и для подогрева горячей воды для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий. Система теплоснабжения – закрытая. Пар, вырабатываемый в паровых котлах, расходуется на технологические нужды: с параметрами 14 кгс/см2, 250 °С – в количестве D1=10 т/ч и с параметрами 6 кгс/см2, 190 °С – в количестве D2 = 103 т/ч; на подогреватели сетевой воды с параметрами P=6 кгс/см2, t=190 °С (расчетная тепловая нагрузка в виде горячей воды 15 Гкал/ч), а также на собственные нужды и восполнение потерь в котельной. Температурный график тепловых сетей для жилого района – 150÷70 °С. Расчетная минимальная температура наружного воздуха – 30 °С. Для расчетов принимается температура сырой воды зимой 5 °С, летом – 15 °С, подогрев воды перед водоподогревательной установкой – до 20 °С. Деаэрация питательной и подпиточной воды осуществляется в деаэраторах при температуре 104 °С; питательная вода имеет температуру 104 °С, подпиточная – 70 °С.

					4									4			1




3												ДА



			ДА							2							Пар на собственные
			ДА							2





	Пар на производство																	нужды
	Пар на производство																	нужды




17											13				12					18
17																				18
						16	15		14									11

Пар													ВПУ
													ВПУ			Y





с производства																			Сырая
с производства

10							8		7										вода
							8		7
				В теплосеть				Из теплосети


		9
		9

Рис. 4.1. Принципиальная тепловая схема котельной с паровыми котлами:

1 – паровой котел; 2 – деаэратор питательной воды; 3 – деаэратор подпиточной воды; 4 – охладитель выпара; 5 – насос сырой воды; 6 – насос питательный; 7 – насос подпиточный; 8 – насос сетевой; 9 – насос конденсатный; 10 – бак конденсатный; 11 – охладитель продувочной воды; 12 – подогреватель сырой воды; 13 – подогреватель химически очищенной воды; 14 – охладитель подпиточный воды; 15 – охладитель конденсата; 16 – подогреватель сетевой воды; 17 – РОУ; 18 – сепаратор непрерывной продувки

Возврат конденсата от технологических потребителей пара – 50 % и его температура – 80 °С. Предусматривается непрерывная продувка паровых котлов с использованием отсепарированного пара в деаэраторе питательной воды. По характеру работы котельная является производственной. Продолжительность стояния температур наружного воздуха приводится в табл. 4.1.

Таблица 4.1 Продолжительность стояния температур наружного воздуха

–30	–20	–15	–10	–5	0	+8

10	150	500	1100	2400	3500	5424

4.6.2.Методика расчета принципиальной тепловой схемы паровой котельной

Расчет тепловой схемы выполнен для максимальнозимнего режима. Расход сетевой воды через подогреватели

Gс.в. =	Qо.в.		=		15 103	=188 т/ч,
	i1	−i2		150 −70

где G – расход сетевой воды, т/ч;

Qо.в – расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение с учетом потерь, Гкал/ч;

i1, i2 – соответственно энтальпии воды после и до подогревателя, ккал/кг.

Расход пара на подогреватели сетевой воды

где

Dпсв =	G	(i1	−i2 )	=	188 (150 −70) 103	= 25,7 т/ч,
	(iроу''	−iк) ηпод			(675,6 −80) 0,98

iроу'' – энтальпия редуцированного пара, ккал/кг;

iк – энтальпия конденсата после охладителя конденсата, ккал/кг. Суммарный расход редуцированного пара для внешних потребителей

	Dроу''	= Dт2 + Dпсв =103 + 25,7 =128,7 т/ч.
Расход свежего пара на РОУ
'	''	(iроу''	−iп.в. )		(675,6 −104)
Dроу = Dроу				=128,7		=123,5 т/ч,
Dроу = Dроу		(iроу'	−iп.в.	=128,7	(699 −104)	=123,5 т/ч,
		(iроу'	−iп.в.		(699 −104)

iп.в. – энтальпия питательной воды, ккал/кг; iроу' – энтальпия свежего пара, ккал/кг.

Суммарный расход свежего пара на внешних потребителей

Dт = Dт' + Dроу'2 =10 +123,5 =133,5 т/ч.

Количество воды, впрыскиваемой в пароохладитель РОУ, при получении редуцированного пара для внешних потребителей

'' (iроу'		−iроу'' )		(699 −675,6)
Gроу = Dроу			=128,7		= 5,2 т/ч.
	(iроу'	−iп.в. )		(699 −104)

При расчете редукционно-охладительной установки потери теплоты в окружающую среду из-за их незначительности не учитываются.

Расход пара на другие нужды котельной предварительно, с последующим уточнением, принимается в размере 5 % внешнего потребления пара:

Dс.н. = 0,05Dт = 6,7 т/ч.

Суммарная паропроизводительность котельной, с учетом потерь, принимаемых равными 3 %, и расхода пара на другие нужды котельной

D = Dт + Dс.н. = 133,5 +6,7 =144,5 т/ч. 0,97 0,97

Потеря конденсата, с учетом 3 % его потерь внутри котельной,

Gк.пот. = 0,5 (Dт2 + Dт1) +0,03 D = 0,5 (103 +10) +0,03 144,5 = 60,9 т/ч.

Расход химически очищенной воды при величине потерь воды в тепловых сетях 2 % общего расхода сетевой воды равен сумме потерь конденсата и количества воды для подпитки тепловых сетей:

Gхов = Gк.пот. +0,02 Gс.в. = 60,9 +0,02 188 = 64,7 т/ч.

Принимая расход воды на собственные нужды водоподготовительной установки равным 25 % расхода химически очищенной воды, получим расход сырой (исходной) воды:

Gи.в. =1,25 Gхов =1,25 64,7 =80,9 т/ч.

Расход пара на пароводяной подогреватель сырой воды может быть определен после уточнения температуры сырой воды за охладителем продувочной воды паровых котлов.

Количество воды, поступающей от непрерывной продувки,

Gпр = p100пр D = 3 100144,5 = 4,4 т/ч,

где pпр = 3 % – принятый процент продувки котлов, определяемый от качества исходной воды и способа химводоподготовки.

Количество пара на выходе из расширителя непрерывной продувки

Dпр =	Gпр (iпр' −iпр'' )	=	4,4 (197,3 −104,4)	= 0,78 т/ч,
	х (iпрп −iпр'' )		0,98 (640,7 −104,4)

где х – степень сухости пара на выходе из расширителя;

iпр' , iпр'' – соответственно энтальпия продувочной воды на входе

в расширитель (при Pб = 14 кгс/см2) и энтальпия концентрата продувочной воды на выходе из расширителя (при P = 1,2 кгс/см2), ккал/кг;

iпрп – энтальпия пара на выходе из сепаратора расширителя проду-

вочной воды (при P = 1,2 кгс/см2), ккал/кг. Количество воды на выходе из расширителя

Gпр' = Gпр − Dпр = 4,4 −0,78 = 3,62 т/ч.

Температура сырой воды после охладителя продувочной воды

tс' .в. = Gпр' (iпр'' п η−iохл) +tх.в. = 3,62 (104,4 0,98 −50) +5 = 7,8 °С, Gи.в. 80,9

где iохл = 50 ккал/кг – энтальпия продувочной воды после охладителя. Расход пара на пароводяной подогреватель сырой воды

Dс..в. =	Gи..в. (iвпу −iс' .в. )	=80,9	20 −7,8	=1,95 т/ч,
			(675,6 −159,3) 0,98
	(iроу'' −iк' ) ηпод

где iк – энтальпияконденсатаредуцированногопара(приP= 1,2 кгс/см2).

Подогрев химически очищенной воды производится:

– в водоводяном теплообменнике до деаэратора подпиточной воды

за счет охлаждения деаэрированной воды от 104 до 70 °С;

– в пароводяном подогревателе до деаэратора питательной воды за счет теплоты редуцированного пара.

Подогрев химически очищенной воды в охладителях выпара из деаэраторов в данном случае незначителен и не учитывается, так как практически не сказывается на точности расчета схемы. Температура

воды, поступающей в деаэратор за теплообменником для охлаждения

подпиточной воды, определяется из уравнения теплового баланса теп-

лообменника:

''	'		Gподп (iподп'	−iподп''	) ηпод		3,8	(104	−70) 0,98
tхов = tхов +						=18 +				= 54,2 °С,
tхов = tхов +			Gховподп			=18 +		3,5		= 54,2 °С,
			Gховподп					3,5
где	tхов'	=18 °С – температура воды после ВПУ;
	Gподп =188 0,02 = 3,8 т/ч – расход подпиточной воды;

Gховподп =3,5 т/ч – предварительно принятый расход химически очищенной воды, поступающей в деаэратор для подпитки тепловых сетей.

Расход пара на деаэратор подпиточной воды

подп		Gподп (iподп' −iхов'' )			3,8 (104 −54,2)
Dд	=			=		= 0,33	т/ч.
		(iроу'' −iподп'	) ηпод		(675,6 −104) 0,98

С учетом количества пара, идущего на подогрев воды, фактический

расход химически очищенной воды, поступающей в деаэратор для подпиточной воды, равен

Gховфакт = Gподп − Dдподп = 3,8 −0,33 = 3,47 т/ч,

что мало отличается от предварительно принятой величины в 3,5 т/ч. Расход пара на пароводяной подогреватель химически очищенной

воды, поступающей в деаэратор питательной воды,

Dхов = Gховпит (iхов'' −iхов' ) =	60,9 (80 −18)	= 7,2 т/ч,
	(675,6 −159,3) 0,98
(iроу'' −iк' ) ηпод

где Gховпит =Gк.пот. =60,9 т/ч – расход химически очищенной воды, поступающей в подогреватель;

iхов'' –энтальпияводыпослеподогревателя(принимаетсяtхов'' =80°С),ккал/кг;

iхов' – энтальпия воды перед подогревателем, ккал/кг.

Суммарное количество воды и пара, поступающего в деаэратор пи-

тательной воды, за вычетом греющего пара

Gд = Gховпит +Gкпр +Gкхов +Gкс.в. +Gкп.с.в + Dпр =

= 60,9 +56,5 +7,2 +1,95 + 25,7 +0,78 =153,03, т/ч,

средневзвешенная температура потоков будет равна

Gд = 60,9 80 +56,5 80 +7,2 159,3 +1,95 159,3 + 25,7 80 +0,78 640,7 = 153,03

=87,5 o C.
Расход пара на деаэратор питательной воды
пит		Gд (iпит'	−iд' )		153,03 (104 −87,5)
Dд	=			=			= 4,33 т/ч.
Dд	=	(iроу'' −iпит'	) ηпод	=		(675,6 −104) 0,98	= 4,33 т/ч.
		(iроу'' −iпит'	) ηпод			(675,6 −104) 0,98

Суммарный расход редуцированного пара внутри котельной для собственных нужд

Dсред.н. = Dдпит + Dдподп + Dс.в. + Dхов = 4,33 +0,33 +1,95 +7,2 =13,81 т/ч

или свежего пара

Dс.н. =13,81	(675,6 −104)	=13,3 т/ч.
	(699 −104)

Паропроизводительность котельной, с учетом внутренних потерь,

∑D = (Dт + Dс.н. )	1	= (133,5 +13,3)	1	=151,2 т/ч.
	ηпот		0,97

Расхождение с величиной D, принятой в предварительном подсчете, равно 6,7 т/ч, что составляет 4,4 %, поэтому следует уточнить расчет, принимая увеличенный расход пара на собственные нужды котельной.

Уточненный расход пара

Dроу'' = Dтред + Dп.с.в + Dс.в. + Dхов + Dдпит + Dдподп =

=103 + 25,7 +1,95 +7,2 + 4,33 +0,33 =142,51 т/ч;

'	''	(iроу'' −iпит' )					(675,6 −104)
Dроу = Dроу				=142,51				=136,8 т/ч.
Dроу = Dроу		(iроу' −iпит' )		=142,51			(699 −104)	=136,8 т/ч.
		(iроу' −iпит' )					(699 −104)
Тогда			(iроу' −iроу''
	'		(iроу' −iроу''	)		(699 −675,6)
Gроу = Dроу					=136,8			= 5,44	т/ч;
Gроу = Dроу			(iроу' −iпит'	)	=136,8		(699 −104)	= 5,44	т/ч;
			(iроу' −iпит'	)			(699 −104)

∑D = Dт1 + Dроу' +0,03(Dт1 + Dроу' )=10 +136,8 +0,03 146,8 =151,2 т/ч.

Расчет тепловой схемы котельной для других режимов проводится аналогично рассмотренному примеру. Ниже приводится пример расчета тепловой схемы с применением ЭВМ.

4.6.3. Автоматизациярасчетатепловойсхемыпаровойкотельной

Для расчета тепловой схемы паровой котельной (см. рис. 4.1) применяется программа для ЭВМ на алгоритмическом языке Паскаль, в которой реализуется алгоритм расчета тепловой схемы, изложенный выше.

Структура программы представлена на рис. 4.2.

Из схемы на рис. 4.2 видно, что из головной программы производится ряд обращений к процедурам, содержащимся в расчетном модуле UrtSxPK для считывания исходных данных в оперативную память ЭВМ, расчета тепловой схемы, вывода результатов расчета в выходной файл

играфического вывода тепловой схемы на экран дисплея компьютера.

Впроцессе расчета схемы используются функции внешнего модуля Utermy для расчета энтальпий пара для соответствующих параметров (давления и температуры). При графическом построении схемы исполь-

зуются стандартные процедуры и функции модуля Graph для вывода графических элементов, из которых состоит схема.

Модуль UrtSxPk

Головная программа

Описание глобаль-

(начало)

ных переменных

Назначение внешних файлов

ReadTSxPK

Обращение к процедуре чтения

исходных данных

Utermy

RTSxPK

Обращение к процедуре расчета

(Обращение к

(функции для

тепловой схемы

расчета ТФС

функции расчета

воды и пара)

энтальпии)

Вызов процедуры вывода

RezultPK

Graph

таблицы результатов расчета

(графические

GrTSxPK

Обращение к процедуре

процедуры и

рисования тепловой схемы

функции)

(Вызов графичес-

ких процедур)

Закрытие внешних файлов

(Конец)

Рис. 4.2. Блок-схема программы

Ниже приводится порядок формирования файла с исходными данными для расчета принципиальной тепловой схемы.

1-я строка

m[1,1] – расчетная отопительная нагрузка Qор , Гкал/ч; m[2,1] – расчетная вентиляционная нагрузка Qвр , Гкал/ч;

m[3,1] – расчетная температура воздуха внутри помещения tвр, °С;

m[4,1] – коэффициент β снижения нагрузки ГВС в летний период; m[5-6,1] – соответственно температуры холодной воды в летний

период tх.л. , зимний tх..з, °С;

m[7,1] – температура горячей воды перед системой ГВС tг, °С;

2-я строка:

m[1,2] – признак схемы ГВС (0 – открытая; 11 – параллельная; 12 – двухступенчатая);

m[2,2] – признаксистемытеплоснабжения(2 – закрытая; 3 – открытая);

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 89 / 189 10 11 12 13 14 15 16 17 18 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке Литература источники

#
30.05.20151.95 Mб1590595293_7A299_lyalikov_b_a_istochniki_i_sistemy_teplosnabzheniya_promyshle.pdf
#
30.05.20153.23 Mб2510604236_50295_lyalikov_b_a_istochniki_i_sistemy_teplosnabzheniya_promyshle (1).pdf
#
30.05.20157.89 Mб2190719398_53A58_lekcii_istochniki_i_sistemy_teplosnabzheniya_promyshlennyh_p.doc
#
30.05.2015181.25 Кб630721894_2F39E_lekcii_istochniki_i_sistemy_teplosnabzheniya_predpriyatiy_1.doc