Потребители тепла и тепловые нагрузки

РАЗДЕЛ 3 ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ И КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ Лекция №3.1 Тема: Потребители тепла и тепловые нагрузки План лекции: 1 Классификация теплопотребления 2 Расчет тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию 3 Годовые расходы теплоты Вопрос 1 Теплопотребляющие процессы классифицируются по температурному потенциалу энергоносителя. В ы сок о т е мп ер ат ур н ые п ро цессы, протекающие при температуре не ниже 400 °С; энергоноситель — перегретый пар от ТЭЦ или котельных, вторичные энергоресурсы. Процессы имеют технологическое назначение. Среднетемпературные процессы— при температуре 150—400 °С; энергоноситель — пар и горячая вода с температурой до 200°С; назначение—промышленное и коммунальнобытовое теплопотребление. Н и з к о т е м п е р а т у р н ы е п р оц е с сы — при температуре 70—150 °С; энергоноситель — пар и горячая вода; назначение — отопление, вентиляция, кондиционирование воздуха, горячее водоснабжение и технологические процессы. Потребителями тепла от систем централизованного теплоснабжения являются объекты жилищно-коммунального хозяйства и промышленные предприятия. Для жилищнокоммунальных объектов используется тепло на отопление и вентиляцию зданий, кондиционирование воздуха и бытовое горячее водоснабжение; для промышленных предприятий, кроме того, на технологию. Тепловые нагрузки на отопление, вентиляцию и кондиционирование воздуха носят сезонный характер и зависят от климатических условий. Технологические нагрузки могут быть как сезонными, так и круглогодовыми; горячее водоснабжение — круглогодовая нагрузка. При определении типа и мощности котельных систем централизованного теплоснабжения и режима их эксплуатации для потребителей, находящихся в радиусе теплоснабжения, учитываются величина тепловых нагрузок, годовые расходы тепла, режимы теплопотребления, энергоноситель и его параметры. Вопрос 2 Р а с ч е т н ы е т е п л о в ы е н а г р у з ки на отопление и вентиляцию при определении мощности котельных учитываются по максимальным часовым расходам тепла, которые принимаются по проектам отдельных зданий, или определяются по формулам: Q0=q0(tвн - tро) Vн (3.3) Qв=qв(tвн - tрв) Vн (3.2) где Q0, Qв— максимальные часовые расходы тепла на отоплен ие и вентиляцию, ккал/ч; q0, qв — удельные отопительная и вентиляционная характеристики зданий, Вт/(м3 К), при tp.0 и tрв; tвн — расчетная температура воздуха в отапливаемых зданиях, принимается по температуре в помещениях, рекомендованной СНиП П-33-75 «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха»: для производственных помещений — по таблице 3.1 Т а б л и ц а 3.1 - Расчетные температуры воздуха в производственных помещениях, ° С Категория работы Легкая Средней тяжести Тяжелая Метеорологические условия Допустимые Избытки явного тепла в помещениях 20 Вт / м2 20 Вт / м2 17 – 20 17 – 24 15 – 20 16 – 22 13 – 18 13 – 17 Оптимальные 20 – 22 17 – 19 16 – 18 для вспомогательных помещений в производственных зданиях, помещений в жилых и общественных зданиях и во вспомогательных зданиях предприятий расчетная температура воздуха при допустимых метеорологических условиях 18—22 °С, При оптимальных — 20—22 °С. В формулах (2-1) и (2-2) tv.о, tрв — расчетные температуры наружного воздуха, °С: для проектирования отопления—средняя наиболее холодной пятидневки, для проектирования вентиляции — средняя наиболее холодного периода, принимаются по СНиП ПА.6-72; Vн — наружный строительный объем здания, м3. Удельные отопительные характеристики жилых и общественных зданий при tр.0= -30°С в зависимости от типа и объема зданий могут 'быть приняты: При tр.0  -30°С значение q0 принимается с поправочным коэффициентом : При tро  10°С =1,2; при tр 0 = -20°С =1,1; при tp.o -40°С =0,9. Удельные вентиляционные характеристики общественных зданий qB в зависимости от их назначения принимаются в пределах 0,08—1,0 ккал / (м3 ч °С); при отсутствии сведений о назначении зданий принимаются равными 0,2 ккал/(м3 ч °С). Удельные отопительные и вентиляционные характеристики для производственных зданий q0 принимаются по ведомственным нормативам в пределах 0,4— 0,75 ккал/(м3 ч °С). Расходы тепла на горячее водоснабжение в балансах тепла котельных учитываются следующим образом: для жилых и общественных зданий — по среднечасовому расходу тепла за отопительный период; для промышленных зданий — по среднечасовому расходу тепла за смену с наибольшим недопотреблением. Среднечасовые расходы тепла на горячее водоснабжение определяются по СНиП П-34-76 «Горячее водоснабжение». При числе часов работы систем потребителей в сутки: для жилых домов, общежитии, гостиниц, пансионатов, школ-интернатов, санаториев, домов отдыха, больниц, детских яслей-садов — 24 ч; для прочих общественных зданий — равным числу часов работы в сутки (но не менее 10 ч), при установке баков-аккумуляторов — по числу часов зарядки баков; для вспомогательных зданий и помещений промышленных предприятий — равным числу часов зарядки баков-аккумуляторов в смену. При ориентировочных расчетах максимальные часовые расходы тепла для жилых районов городов и других населенных пунктов могут определяться по укрупненным показателям в зависимости от численности населения и величины жилой площади по СНиП II-3673 «Тепловые сети». Максимальные часовые расходы тепла на технологические процессы и количество возвращаемого конденсата принимаются по технологическим проектам производств с учетом несовпадения максимумов расходов тепла отдельными потребителями. При отсутствии технологических проектов производств — по укрупненным ведомственным нормам расходов тепла или по проектам аналогичных предприятий, привязанным « району строительства. Максимальная суточная нагрузка группы однотипных потребителей тепла С макс , кВт, определяется их максимальными мощностями QMI и коэффициентами спроса kci: Коэффициент спроса любого потребителя или группы однотипных потребителей определяется по формуле kci=k3ik0i, (3.3) где kзi;—коэффициент загрузки — максимальная нагрузка потребителя, отнесенная к его максимальной мощности (k3il1); k0i — коэффициент одновременности — доля потребителей данной группы, одновременно находящихся в работе; n— количество групп потребителей. Для теплообменных аппаратов с непрерывным режимом работы kс=0,750,8; для периодически работающих агрегатов с паровым приводом (молоты, прессы, насосы) kс=0,60,7. Максимальное суммарное теплопотребление — суммарная тепловая нагрузка всех технологических потребителей, находящихся в радиусе теплоснабжения Q, ккал/ч, определяется по формуле Q=Qмакс/kно, (3.4) где kно — коэффициент неодновременности, учитывающий несовпадение во времени максимумов тепловых нагрузок отдельных потребителей: kНО=0,9О,95. Вопрос 3 Годовые р а с х о д ы т е п л а потребителями района теплоснабжения, ккал/год, определяются по формуле Qгод = Qогод +Qвгод +Qгвгод+QТгод (3.5) где Qгод,Qогод ,Qвгод ,Qгвгод,QТгод — годовые расходы тепла на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологическое теплопотребление, ккал/год. Годовые расходы тепла жилыми и общественными зданиями определяются по СНиП П-36-73: на отопление Qогод=24Qо.срnо, (3.6) где QO . CP — среднечасовой расход тепла за отопительный период: Qв.ср = Qв t вн − t ср.о t вн − t р.в , (3.7) no — продолжительность отопительного периода в сутках по числу дней с устойчивой средней суточной температурой наружного воздуха 8°С и ниже по СНиП П-А 6-72; tср.о — средняя температура наружного воздуха за отопительный период, оС, по той же главе СНиП; на вентиляцию Qвгод = zQв.срno , (3.8) где QB.CP —среднечасовой расход тепла за отопительный период, ккал/ч. Qв.ср = Qв t вн − t ср.о t вн − t р.в , (3.9) z — усредненное за отопительный период число часов работы системы вентиляции общественных зданий в течение суток (при отсутствии данных принимается 16 :ч); на горячее водоснабжение л QГГОД . В = 24Qг .в .ср no + 24Qг .в .ср (350 − no ) (3.10) где Qг.в.ср, Qлг.в.ср — среднечасовой расход тепла на горячее водоснабжение за отопительный и летний период, ккал/ч: Q ГЛ.В.СР = Q Г . В.СР 60 − t Х . Л , 60 − t Х .З (3.11) tх.л., tх.з. - температура холодной (водопроводной) воды, °С, в летний и отопительный период, принимается соответственно равной 15 и 5°С;  — (коэффициент снижения среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение в летний период, принимается равным 0,8; для курортных и южных городов (=1; 350 — число суток в году работы системы горячего водоснабжения. Для ориентировочных расчетов длительность отопительного периода в часах может быть принята: Сибирь, Урал, Север европейской части СССР 5500 Средняя полоса европейской части СССР и северная часть Средней Азии 5000 Юг европейской части СССР(южнее Харькова) 4000 — 4500 Крым, Кавказ и юг Средней Азии 2500—3000 Годовые расходы тепла на отопление и вентиляцию промышленных зданий, ккал/год, определяются по следующим формулам [50]:  .O  t ВН . Д − t CP  QOГОД = QО.СР  n − n Д + n Д ,  t − t вн СР .О   ( ) (3.12) где «n'о и nд — продолжительность работы систем основного и дежурного отопления промышленных зданий, ч/год. Начало и конец отопительного сезона для промышленных зданий определяются наружной температурой tн.к при которой теплопотери через наружные ограждения равны внутренним тепловыделениям, как правило, п'0<п0, при этом tн.к8°С; tвн.д — температура внутреннего воздуха при работе дежурного отопления, °С; t'ср.о — средняя температура наружного воздуха за .период работы отопления, °С; Q ГОД В В    nД t ВН − t НСР .В (n0 − n В )  1 − = Q В n В + t − t ВН Р.В    no  ,   (3.13) где nВ и пВД — продолжительность отопительного периода: с температурой наружного воздуха t n 1 объем кислорода в продуктах сгорания будет равен 21% от объема избыточного воздуха V0a = 0,21 (а - 1) V°B [нм/кг]. (3.30) Таким образом, действительный объем продуктов сгорания 1 кг топлива равен  V Г = V RO2 + V NO2 + V HO2O + ( − 1)V BO нм 3 / кг  (3.31) где (а - 1) Vв° - количество избыточного воздуха, внесенное в продукты сгорания; V RO2 + V NO2 + V HO2O - теоретический объем продуктов полного сгорания без избытка воздуха ( = 1). При расчете объемов продуктов сгорания необходимо учитывать, что избыток воздуха в дымовых газах увеличивается по газоходам котельного агрегата за счет присоса воздуха через неплотности, обусловливаемого разрежением, создаваемым дымососами. Конструкция ограждений топки и газоходов должна обеспечивать такую плотность, при которой присос воздуха в топке не превышал бы  = 0,05  0,1 от теоретически необходимого, в газоходах пароперегревателя  = 0,05 , в экономайзере  =0,02  0,03 и в воздухоподогревателе  = 0,05. В условиях эксплуатации состав и объем продуктов сгорания определяются по их газовому анализу, периодически или непрерывно осуществляемому в специальных приборах — газоанализаторах. Результаты анализа позволяют судить о рабочих избытках и присосах воздуха, о полноте сгорания и при необходимости вводить коррективы в режимы работы. В случаях неполного сгорания топлива в продуктах сгорания обнаруживаются также окись углерода (СО), водород (Н2) и некоторые углеводороды. Обычно же неполноту сгорания твердого топлива оценивают по содержанию в газах лишь окиси углерода, пренебрегая остальными несгоревшими элементами. В состав сухих газов, поступающих в газоанализаторы, характеризуется уравнением VСГ = VCO2 + V SO2 + VCO + VO2 + V N 2 нм3/кг (3.32) или в процентном выражении С02 + S02 + СО + 02 + N2 = 100 %. (3.33) Вопрос 2 Для осуществления различных тепловых расчетов котельных агрегатов и его элементов при проектировании и эксплуатации необходимо предварительное определение энтальпии продуктов сгорания. Общая энтальпия продуктов сгорания определяется как сумма энтальпий всех составляющих газов и уносимой золы, т.е. Н Г = Н ГО + ( − 1)Н BO + Н 3 кДж / кг , (3.34) где - Н ГО энтальпия теоретического объема газов при температуре t °C. ( ) Н ГО = VRO2 cCO2 + VN 2 c N 2 + VH 2O c H 2O t кДж / кг ; (3.35) сСО2 ; с N 2 ; с Н 2О − — средние теплоемкости соответствующих газов для данной температуры; t0В - энтальпия теоретически необходимого воздуха при той же температуре t Н BO = VBO c B t кДж / кг ; (3.36) св - теплоемкость воздуха; Iз - энтальпия золы: АР (3.37) Н З = УН сЗ t [кДж1кг 100 сз - теплоемкость золы; УН - доля золы топлива, уносимая газами из топки. Значение НЗ относительно невелико, поэтому в большинстве случаев им можно пренебречь. Расчет энтальпии продуктов сгорания производят для топки и всех газоходов котельного агрегата для нескольких значений температур и избытков воздуха, характерных для соответствующего элемента (топка, пароперегреватель, экономайзер, воздухоподогреватель). Лекция №3.6 Тема: Горение топлива. Топочные устройства План лекции: 1 Процесс горения топлива 2 Топочные устройства. Основные принципы работы топочных устройств Вопрос 1 Реакции окисления горючих элементов топлива дают лишь количественную оценку горения по материальному балансу участвующих в нем рабочих тел. Качественная же сторона реального процесса горения представляется весьма сложной, состоящей из стадий подогрева и возгонки летучих веществ, воспламенения летучих и кокса, горения летучих и кокса. Понимание существа этих стадий дает возможность при организации топочных процессов создавать наиболее благоприятные условия для их осуществления. Стадия подогрева и возгонки летучих веществ осуществляет подготовку топлива к воспламенению. Интенсивность этой стадии достигается созданием мощных очагов конвективного и лучистого теплообмена от раскаленных газообразных продуктов сгорания, горящего топлива и стенок топки к топливу в зоне его поступления. С этой же целью предусматривается подогрев необходимого для горения воздуха теплом уходящих газов в воздухоподогревателях в пределах 200 — 400° С. Вместе с подогревом и возгонкой топлива происходит испарение заключенной в нем влаги, что также способствует ускорению воспламенения. Вся эта начальная стадия протекает с подогревом топлива до 300 — 400 °С. Возгонка летучих веществ связана с химическими реакциями разложения 0рганических веществ топлива. Для различных видов топлива характер возгонки меняется в зависимости от структуры органических веществ, что меняет и характер пламени горения (светящееся, несветящееся, с образованием или отсутствием сажи и т.п.). Стадия активного воспламенения начинается при более высоких температурах прогрева топлива и с появлением очагов горения от контактов с уже горящим топливом и раскаленными газами. Стадия горения газообразных горючих и кокса сопровождается выделением тепла, которое обеспечивает повышение температур, необходимое для ускорения реакций окисления кокса. В зависимости от уровня температур, при которых происходит горение топлива, решающее значение для скорости реакции принимают те или иные факторы, процесса окисления. При температурах, не превышающих 800 °С, решающим фактором для скорости сгорания имеет скорость протекания самой химической реакции окисления. Это область кинетического горения, т.е. область, обусловливаемая химической кинетикой реакций. При повышении уровня температур скорость химических реакций так резко возрастает, что скорость горения уже определяется более вялым физическим фактором – скоростью смесеобразования горючих элементов топлива с воздухом — диффузией. Эта область диффузионного горения. Качественная характеристика процессов горения дает возможность выбора правильной организации и конструктивного оформления топочных устройств и их оборудования и в том числе рациональной организации подачи воздуха в зоны активного горения. Горение топлива завершается выделением золы и образованием шлаков. При современных масштабах энергетических установок количество золы и шлака, образующихся при сжигании топлив, оказывается весьма большим. Конструкция топочных устройств должна предусматривать бесперебойное удаление золы и шлака и уменьшение выноса зо- лы в газоходы котла для предупреждения золового износа и заноса поверхностей нагрева котла. Сложность процессов горения и трудность создания идеальных условий их осуществления вызывают неполноту сгорания топлива, т.е. меньшее выделение тепла по сравнению с возможным по теплоте сгорания топлива. Это снижение выделяемого при горении тепла называют потерями от неполноты сгорания. Различают потерю тепла от химической неполноты сгорания и от механической неполноты сгорания, которые составляют часть тепловых потерь в общем процессе превращения химической энергии топлива в тепловую энергию пара. Потеря тепла от химической неполноты сгорания топлива возникает в результате незавершения реакции окисления или диссоциации продуктов сгорания под воздействием высокой температуры. Поэтому в дымовых газах могут содержаться неокислившиеся горючие элементы: СО, Н2, СН4. Продукты неполного сгорания оставляют часть химически связанного тепла не выделившимся при сжигании в топке. Это тепло, таким образом, не может быть использовано котельным агрегатом и составляет потерю от химической неполноты сгорания Qз {ккал/кг}. В процентах эта потеря равна: q3 = Q3 Q HP %, (3.38) Потеря тепла от химической неполноты сгорания в первую очередь определяется величиной избытка воздуха в топке аТ условиями перемешивания топлива с воздухом и температурным режимом топки. Избыток воздуха в верхней части камерных топок принимается в пределах 1,15-1,25. Потеря qз в камерных топках колеблется в пределах (0,5-1,5)%. Более высокие значения относятся к сжиганию жидких и газообразных топлив. В эксплуатационных условиях потерю тепла от химической неполноты сгорания топлива определяют по результатам газового анализа продуктов сгорания и теплоты сгорания несгоревших элементов по формуле Q,=VСГ(30,2CO + 28,8H2 + 85,5CH4). (3.39) или Q3  30,2COVСГ . (3.40) Потеря тепла от механической неполноты сгорания топлива вызывается неучастием в горении некоторой части поступившего в топку топлива. Некоторые частички топлива, выпавшие из основного потока факела, не успев сгореть, поступают в шлаковый бункер; некоторые обволакиваются снаружи расплавленным шлаком и тоже не участвуют в горении; некоторые, не успев сгореть, выносятся из топки в конвективные поверхности нагрева, где отсутствует необходимая для горения кокса высокая температура. Некоторые виды топлива: сланцы, длиннопламенные угли, мазуты и др. - при горении могут образовать сажу - выделение углерода из сложных соединений, - которая тоже выносится из топки несгоревшей. Эти потери тепла топлива и составляют механическую неполноту сгорания Q4 кДж/кг. В процентах от теплоты сгорания топлива она выражается: Q4 (3.41) 100% . Q HP В эксплуатационных условиях различают механические потери тепла со шлаком и провалом и потери с уносом. Для определения этих величин оценивают (или определяют) долю золы топлива в шлаке и провале аШЛ+ПР и долю золы топлива в уносе аУН Определяя также в лаборатории содержание горючих в шлаке и провале ГШЛ+ПР % и уносе ГУН %, можно общую потерю с механической неполнотой сгорания определить по выражению q4 = Г ШЛ + ПР Г УН АР АР кДж/кг, (3.42) Q4 = а ШЛ + ПР Q ШЛ + ПР + aУН QУН 100 − Г ШЛ + ПР 100 100 − Г УН 100 причем теплоту сгорания горючих веществ в шлаке, провале и уносе Ощл+пр=Qун [ккал1кг принимают равной 7800 ккалкг (несколько ниже теплоты сгорания углерода). Наличие потерь от механической неполноты сгорания требует уточнения объема продуктов сгорания по действительно сгоревшему топливу введением множителя q ( 1 − 4 . ). 100 Для выбора значений q3 и q4 при проектировании или проверочных расчетах можно пользоваться табл. 2-5, составленной по данным большого количества испытаний. Таблица 3.1- Потери тепла от химической и механической неполноты сгорания (qз и q4) в камерных топках Потери тепла Топливо Антрациты Каменные угли Бурые угли Мазут Природный газ q3,% 0,5 0,5 1,5 1,5-2 q4,% Котлы D 50 т/ч 4 1,5-4 0,5 - Котлы D 50 т/ч 5 2,5-6 1 - Вопрос 2 Топочные устройства для котельных агрегатов разделяют по виду топлива на топки для твердых, жидких и газообразных топлив. В топках для твердых топлив различают два способа сжигания: слоевой и камерный. Жидкие и газообразные топлива можно использовать только при камерном способе сжигания. При слоевом способе сжигания основная масса топлива сгорает в слое, лежащем на колосниковой решетке, которая представляет собой ряд параллельных брусьев (колосников), уложенных в топке с зазорами (или отверстиями) для прохода необходимого для сжигания воздуха. Принципиальная схема слоевого способа сжигания топлива показана на рисунке 3.8. В таких топках основное количество загруженного в топку топлива сгорает в слое, лежащем на колосниковой решетке, с образованием летучих веществ и кокса. Наибольшая часть воздуха, нужного для сгорания топлива (90—95%), подается под слой горящего топлива (первичный воздух под небольшим избыточным давлением 50—80 мм вод. ст. Под этим напором в топочную камеру выносятся как образовавшиеся при горении в слое летучие вещества, так и небольшие кусочки твердого топлива (унос топлива). Для завершения процесса полного сгорания летучих и уноса в топочную камеру обычно подводится добавочное количество воздуха (вторичный воздух). Верхнюю поверхность лежащего на колосниковой решетке слоя топлива называют зеркалом горения. Площадь зеркала горения обозначается R, (м2), в большинстве случаев ее можно принимать равной площади колосниковой решетки. Объем топки, ограниченный слоем горящего топлива, ее стенами и потолком, которым обычно служит поверхность нагрева котла, называется топочным пространством Vт, (м3). Для характеристики интенсивности работы слоевой топки используются две величины: тепловое напряжение зеркала горения Q BQHP [ккал/м2*ч] = R R (3.43) и тепловое напряжение топочного объема  Q BQНР = ккал м 3 * ч VT VT  (3.44) где В—расход топлива, кг/ч, и QРН - его низшая рабочая теплота сгорания, ккалкг. Тепловое напряжение зеркала горения находится обычно в пределах (700—1000)*103 ккал/м2*ч, а тепловое напряжение топочного объема (200— 250)*103 ккал1м3ч. Камерный способ сжигания отличается от слоевого тем, что в нем отсутствуют колосниковая решетка и слой топлива. Твердое топливо при этом способе сжигания предварительно размалывают до тонины порошка размер частиц менее ЗОО мк), который вдувают в топку с помощью струи первичного воздуха. Такое порошкообразное состояние топлива часто называют пылевидным топливом или угольной пылью. Жидкое топливо при подаче в камерные топки подвергают мелкому распылению с помощью специальных распылителей - форсунок, а горючие газы непосредственно вдувают в топку в смеси с воздухом через специальные горелки. Принципиальная схема камерной топки показана да рисунке 3.9. Из этой схемы следует, что в камерных топках сжигание топлива происходит на лету «во взвешенном состоянии». Пребывание топлива в топочной камере с полным его сгоранием составляет при этом около 2—3 сек. Большое значение для возможности полного сгорания топлива в течение столь короткого времени имеет то, что суммарная поверхность частиц топлива, размолотого до тонины порошка, во много раз больше, чем при сжигании кускового топлива в слое, и потому окислительные процессы (протекающие в поверхностном слое топлива) идут с весьма большой интенсивностью. Кроме того, смеси топлива с воздухом в топочных горелках (или форсунках) придается вихревое движение, а вторичный воздух подается непосредственно при выходе горючей смеси в топку (в «корень» факела) так, чтобы обеспечить дополнительную турбулизацию факела. Рисунок 3.8 - Принципиальная схема слоевого способа сжигания топлива: 1 —колосниковая решетка; 2—топливо; 3—первичный воздух; 4—продукты сгорания; 5—очаговые остатки (зола и шлак) Интенсивность работы камерных топок оценивается этого показателя в значительной степени зависит от специфических особенностей работы камерных топок, определяемых условиями теплоотдачи, излучением и явлениями шлакования. Тепловое Напряжение топочного объема для камерных топок выбирается обычно в пределах (120 220)*103 ккал/м3*ч. Рисунок 3.9 - Принципиальная схема камерной топки: 1— топливо; 2 — первичный воздух; 3—вторичный воздух; 4 —горелка; 5 —топочное пространство; 6 — факел; 7 —обмуровка; 8 — фронтовой экран; 9 — задний экран; 10 — нижние экранные коллекторы; 11— продукты сгорания; 12— унос; 13 — шлак Лекция №3.7 Тема: Характеристики котельного агрегата План лекции: 1 Технические характеристики КА 2 Экономические характеристики КА Вопрос 1 Основными характеристиками котельных агрегатов как генераторов пара являются количество и качество вырабатываемого ими пара. Количество вырабатываемого пара определяется номинальной паропроизводительностью (D) т/ч — это та производительность, которую котельный агрегат должен давать устойчиво в течение длительной эксплуатации без расстройства и ухудшения режима работы при соблюдении заданных параметров пара. Качество пара определяется его параметрами — давлением р и температурой tпп и количеством выносимых паром солевых примесей, попадающих в котел с питательной водой. Экономичность котельного агрегата определяется его к.п.д. к.а ,т.е. отношением тепла, переданного рабочему телу в процессе получения пара, ко всему теплу топлива, сожженному в топке; в простейшем случае  к .а . = D(hП . П . − hП .В. ) , DQНР (3.45) где hп п — энтальпия перегретого пара; iП.В— энтальпия питательной воды; В — расход топлива, кг/с (т/ч). Неполное использование тепла топлива в котлоагрегате обусловливается наличием тепловых потерь. Эти потери в килокалориях на 1 кг топлива или в процентах от Qрн следующие: потеря тепла с уходящими газами Q2/q2 % вызванная в основном невозможностью охладить продукты сгорания топлива в поверхностях нагрева котлоагрегата до температуры наружного воздуха. Глубина охлаждения выбирается по сопоставлению экономии сжигаемого топлива от снижения температуры уходящих газов со стоимостью поверхностей нагрева, обеспечивающих это охлаждение. Расчеты показывают, что увеличение поверхности нагрева идет быстрее экономии топлива из-за понижения температурного напора со стороны уходящих газов. В современных котлоагрегатах продукты сгорания охлаждаются до 120—160° С, что Q2 100 = q 2 соответствует потере тепла в ,процентах от теплоты сгорания топлива Q НР около 6 – 8 %. Эта потеря является самой большой тепловой потерей котлоагрегата. Потеря тепла с уходящими газами определяется как разность между энтальпией продуктов сгорания на выходе из котельного агрегата и энтальпией холодного воздуха: Q2 = H ух −  ух H ВО , (3.46) где Hух - энтальпия уходящих газов при соответствующем избытке воздуха ух и температуре ухHух0B - энтальпия теоретически необходимого воздуха при температуре окружающей среды. Увеличение избытка воздуха в уходящих газах приводит к увеличению потерь Q2, так как избыточный воздух выбрасывается в атмосферу вместе с продуктами сгорания нагретым от температуры наружного воздуха до температуры уходящих газов. Это также можно видеть из следующего преобразования формулы (3.46). Так как ( ) ( ) О Н УХ = Н УХ + ( УХ − 1)Н УХ . В , то Q2 = Н УХ − Н УХ . В +  УХ Н УХ . В − Н В , (3.47) т.е второе слагаемое в значении Q2 прямо пропорционально УХ. Вопрос 2 В эксплуатации необходимо стремиться к всемерному сокращению избытка воздуха как в топке, так в еще большей мере по газоходам котла за счет уменьшения присосов воздуха в них. Необходимо также поддерживать чистыми поверхности нагрева котла путем периодической их очистки от загрязнений золой и сажей (обдувкой специальными аппаратами). Занос поверхностей нагрева золой уменьшает их тепловосприятие, увеличивает температуру уходящих газов и соответствующую потерю. В условиях эксплуатации потерю тепла с уходящими газами рассчитывают по анализу газов и их температуре. Потери тепла от химической Qз(qз) и механической Q4(q 4 ) неполноты сгорания были охарактеризованы ранее. Наконец, потеря тепла в окружающую среду Q5(q5) вызванная охлаждением котлоагрегата окружающим воздухом, на практике расчетом не определяется. Для выбора величины q5 пользуются графиком рисунок 3.10, составленным по данным обработки большого количества тепловых испытаний котлоагрегатов Сумма полезно использованного тепла топлива q1=100ηка и тепла потерь составляет 100% 100ка +q2 + q3 + q4 + q5 = 100 % (3.48) Это соотношение позволяет определить к. п. д. котлоагрегата по так называемому обратному балансу:  КА = 100 − q 2 − q 3 − q 4 − q 5 .' 100 (3.49) Рисунок 3.10 - Потери тепла от наружного охлаждения котельных агрегатов Здесь по известным или подсчитанным потерям тепла находится к.п.д. котлоагрегата в противоположность определению к.п.д. по формуле (3.45) при непосредственных замерах расходов пара и топлива по прямому балансу. Определение часового расхода топлива производится по формуле B= D(Н П . П − Н П . В ) . QНП К . А (3.50) В практических расчетах котельных агрегатов удобнее пользоваться часовым расходм действительно сгоревшего топлива, т.е. расчетным расходом топлива, учитывающим механическую неполноту сгорания ВР = В 100 − q 4 . 100 (3.51) Лекция №3.8 Тема: Вспомогательные поверхности нагрева котлов и их элементы План лекции: 1 Пароперегреватели 2 Водяные экономайзеры 3 Воздухоподогреватели 4 Подготовка питательной и подпиточной воды. Качество пара Вопрос 1 Для перегрева пара применяются два типа пароперегревателя: конвективные и комбинированные, т.е. сочетание конвективной части с радиационной. В котельных агрегатах низкого и среднего давления при температуре пара до 440 О С применяются, как правило, только конвективные пароперегреватели. Эти пароперегреватели устанавливаются в газоходе котельного агрегата при выходе дымовых газов из топки, отделяя его от последней небольшим фестоном из труб заднего экрана или несколькими рядами кипятильных труб. Рисунок 3.11 - Схема пароперегревателя котла ТП-236-2: 1 – пароохладитель; 2 – пакет змеевиков из углеродистой стали; 3 – промежуточные коллекторы; 4 – пакет змеевиков из хромомолибденовой стали; Б – коллекторы перегретого пара. Различают пароперегреватели вертикальные, у которых змеевики труб расположены в вертикальной плоскости, и горизонтальные с расположением горизонтально. Вертикальное и горизонтальное расположение перегревателя имеет свои преимущества и недостатки. Так, при вертикальном расположении пароперегревателя относительно просто решается вопрос крепления змеевиков. Однако при этом увеличивается высота котлоагрегата и затрудняется дренаж воды из труб, змеевиков, что приводит к их коррозии. Применение горизонтальных пароперегревателей улучшает условия дренажа, однако наблюдается провисание труб змеевиков в процессе эксплуатации котлоагрегата, что приводит к ухудшению теплопередачи. В котельных агрегатах типа ДКВР применяются пароперегреватели только вертикального типа в котлоагрегатах средней мощности и применяются как вертикальные, так и горизонтальные конвективные пароперегреватели. Змеевики пароперегревателей изготовляются из цельнотянутых труб диаметром 28 – 42 мм. Использование труб небольшого диаметра упрощает гибку змеевиков, увеличивает коэффициент теплоотдачи от газов к стенке и уменьшает загрязнение поверхности нагрева. Змеевики пароперегревателя устанавливаются в газоходе котельного агрегата в коридорном порядке. Такое расположение змеевиков создает лучшие условия для их очистки от внешних загрязнений. Скорость пара в трубах конвективного пароперегревателя выбирают исходя из условий обеспечения надежности температурного режима труб, т.е. чтобы стенки труб надежно охлаждались паром во избежание их перегрева. С другой стороны, скорость движения пара не должна вызывать большие гидравлические сопротивления в пароперегревателе. Обычно перепад давления в пароперегревателе не должен превышать 10% рабочего давления пара. В котлоагрегатах средней паропроизводительности скорость пара в пароперегревателе принимается 20 – 25 м/с. Дымовые газы омывают змеевики пароперегревателя в поперечном направлении. Трубки змеевиков собираются так, чтобы обеспечивалось движение пара по смешанной прямоточно-противоточной схеме, что повышает эффективность использования поверхности нагрева. Вопрос 2 Водяные экономайзеры изготавливают двух типов: чугунные из ребристых труб и стальные гладкотрубные. Чугунные водяные экономайзеры более устойчивы против коррозии, менее требовательны к питательной воде, сравнительно дешевы, но громоздки и в связи с хрупкостью чугуна непригодны при кипении в них воды, максимальная температура нагрева воды в чугунных экономайзерах должна быть ниже температуры насыщения при давлении в котле на 400С, максимальное давление – 22 кг/см2. Стальные гладкотрубные водяные экономайзеры выполняют из стальных труб с наружным диаметром 28 – 32 мм, изогнутых в виде горизонтальных змеевиков (рис. 00). Концы труб развальцованы или приварены к коллекторам. Стальные экономайзеры широко применяются в котельных агрегатах среднего давления и паропроизводительности. Поверхность нагрева экономайзера разбивается по высоте на несколько пакетов высотой до 1,5 м, между которыми предусматривается разрыв 600 – 800 мм. Такое разделение необходимо для лучшего обслуживания экономайзера, производства ремонта и монтажа. Крепление змеевиков осуществляется с помощью опорных стоек или балок. Рисунок 3.12 - Экономайзер с расположением змеевиков параллельно фронту котла Питательная вода поступает в нижний коллектор экономайзера, проходит последовательно снизу вверх по всем змеевикам и выходит через верхний коллектор, направляясь в барабан котла. Дымовые газы в экономайзере движутся обычно сверху вниз, т.е. навстречу потоку воды, благодаря чему осуществляется противоток, обеспечивающий высокий коэффициент теплопередачи. Для предотвращения заноса летучей золой минимальная скорость дымовых газов в экономайзере при сжигании твердого топлива должна быть не ниже 6 м/с, а по условиям золового износа труб змеевиков – не более 10 м/с. Стальные экономайзеры бывают некипящего типа, в которых по условиям нормальной работы котла температура нагреваемой воды на выходе из экономайзера не достигает температуры кипения воды при данном давлении не менее чем на 40 оС, и кипящего типа, в котором часть (до 10 – 15%) воды, проходящей через него, испаряется. Неравномерное распределение воды по змеевикам экономайзера может привести к неполадкам и авариям. В некипящих экономайзерах в этом случае может произойти закипание воды, иногда «запаривание» змеевиков (т.е. образование в них пара), а в кипящих экономайзерах (во выходной части) – расслоение пароводяной смеси. Это может вызвать пережог змеевиков (при высокой температуре газов). В связи с этим змеевиковые экономайзеры рассчитывают так, чтобы скорость воды в некипящем экономайзере была не менее 0,3 – 0,4 м/с при номинальной нагрузке котла; на выходной части кипящего экономайзера она принимается не менее 1 м/с во избежание перегрева металла труб змеевиков. Вопрос 2 В котельных установках для подогрева воздуха применяют в основном рекуперативные воздухоподогреватели. В рекуперативном воздухоподогревателе происходит непрерывный теплообмен, т.е. тепло дымовых газов передается воздуху постоянно через разделяющую их стенку (трубы). В современных котельных установках применяются стальные трубчатые воздухоподогреватели (рис. 50). По конструктивному выполнению подогреватели делятся на вертикальные и горизонтальные, а по ходу газа – на одноходовые и двухходовые. В котельных агрегатах средней и большой паропроизводительности применяют только одноходовые трубчатые воздухоподогреватели по газу и многоходовые – по воздуху. Вертикальные трубчатые воздухоподогреватели собираются из отдельных секций по ширине котлоагрегата. Секция состоит из верхних и нижних трубных досок, в которые ввариваются параллельно расположенные тонкостенные стальные трубы с наружным диаметром до 40 мм и толщиной стенки 1,5 мм. Трубы размещаются в шахматном порядке; расстояние между краями двух соседних отверстий трубной доски в диагональном направлении выбирается из технологических требований сварки равным 9 – 10 мм. Дымовые газы проходят внутри труб сверху вниз; нагреваемый воздух движется между трубами, омывая их в поперечном направлении. Таким образом в воздухоподогревателе осуществляется принцип противотока. Рисунок 3.13- Трубчатый воздухоподогреватель Движение газов сверху вниз обеспечивает самообдув внутренних поверхностей труб от летучей золы при сжигании твердого топлива. При этом скорость газов в воздухоподогревателе принимается равной 10 – 14 м/с (меньшая для многозольного топлива). Скорость воздуха приблизительно в 2 раза меньше скорости дымовых газов. Воздух проходит последовательно перекрестным потоком из одного хода в другой по перепускным коробам. Одноходовой воздухоподогреватель размещают после водяного экономайзера по ходу газов, если подогрев воздуха должен быть не свыше 200 – 230 оС. При температуре 350 – 400 оС (сжигание высоковлажных топлив) воздухоподогреватель делится на две части, одна из которых размещается в рассечку с водяным экономайзером, т.е. вначале по ходу газа устанавливают первую часть экономайзера, затем верхнюю часть воздухоподогревателя, под которой размещают вторую часть экономайзера, а затем вторую нижнюю часть воздухоподогревателя. Такую компоновку принято называть двухступенчатым включением водяного экономайзера и воздухоподогревателя. Для котельных агрегатов малой мощности (котлы ДКВР) воздухоподогреватели устанавливаются при сжигании несернистых высоковлажных топлив (фрезерный торф, бурые угли, древесные отходы). Конструктивно трубчатые воздухоподогреватели выполняются двухходовыми по газовой стороне. Воздухоподогреватель состоит из двух секций, перепускных воздушных коробов, опорной рамы. Дымовые газы проходят по трубам диаметром 40 Х 1,5 мм сверху вниз, делают поворот на 180 и движутся по второй секции снизу вверх, выходя из воздухоподогревателя. Подогреваемый воздух движется горизонтально, омывая трубы снаружи и переходя из одной секции в другую по воздушному перепускному коробу. Воздухоподогреватели для котлов ДКВР выполняются четырех типоразмеров с поверхностью нагрева 85, 140, 233, 300 и 498 м2 для подогрева воздуха до 150 -250 С. Расчетная скорость газов в этих подогревателях принята 10 – 12 м/с, воздуха 5 – 6 м/с. При эксплуатации стальных трубчатых воздухоподогревателей часто наблюдается коррозия нижней части труб, что приводит к нарушению нормальной работы котлоагрегата. Для предотвращения этого явления необходимо, чтобы температура воздуха, поступающего в воздухоподогреватель, была на 10 – 15 оС выше температуры точки росы дымовых газов. Вопрос 3 Основными условиями надежной и экономичной работы паровых и водогрейных котлов являются рациональная организация водного режима, обеспечивающего нормальную (без накипи) работу испарительных элементов, защита их от коррозии и высокое качество вырабатываемого пара. Эти условия могут быть выполнены путем проведения ряда теплотехнических и химических мероприятий по обработке питательной и подпиточной воды. Содержание различных примесей в неочищенной природной, так называемой сырой воде может быть причиной, нарушения нормальной работы котельного агрегата. Это объясняется тем, что природная вода содержит различные минеральные и органические примеси. К таким примесям относятся грубодисперсные или механические (песок, глина, ил и др.), коллоидальные (продукты распада растительных организмов), примеси в виде солей кальция, магния, натрия и другие молекулярные примеси в виде растворенных газов (кислород и углекислота). Поэтому сырая вода для питания паровых котлов и подпитки водогрейных котлов (системы теплоснабжения) не пригодна, так как при наличии в воде твердых минеральных примесей кальция, магния и др. котлы и подогреватели быстро зарастают накипью и забиваются шлаком, а растворенные в воде газы (кислород и углекислота) вызывают коррозию металла. Все это снижает срок службы оборудования, надежность его работы и вызывает значительный перерасход топлива. Наилучшим средством для питания котлов служит конденсат, получаемый, после охлаждения пара в поверхностных подогревателях у потребителей или в, конденсаторах паровых турбин. Однако вследствие больших потерь в процессе работы теплосиловой установки количество возвращаемого конденсата не покрывает полной потребности паровых котлов в питательной воде. Теряется также часть циркуляционной сетевой воды в системе централизованного теплоснабжения. На конденсационных электростанциях эти потери составляют 2 – 3%, а на ТЭЦ доходят до 40 – 60%. Восполнение потерь конденсата и сетевой води производится за счет сырой воды, которую называют добавочной водой. Добавочная вода для питания паровых котлов или подпитки водогрейных котлов (тепловых сетей) должна быть предварительно осветлена и очищена от содержаний в ней примесей в специальных установках. В зависимости от качества исходной воды, а также производительности котельной и давления пара в котлах эти установки могут бить относительно простыми или очень сложными. Обычно сырую воду очищают от механических (грубодисперсных и коллоидальных) примесей, накипеобразующих солей и освобождают от растворенных газов. Механические примеси удаляются из воды путем фильтрации ее через слой кварцевого песка (размер зерен песка 0,33 – 0,65 мм), задерживающего грубодисперсные и коллоидные примеси. Для удаления коллоидальных примесей воду подвергают коагуляции, т.е. обработке сернокислым алюминием (коагулянтом), в результате чего коллоидальные примеси обволакиваются в виде хлопьев и превращаются в грубодисперсные, которые затем отделяются от воды фильтрацией на осветлительных фильтрах. В котельных малой и средней мощности добавочная вода, как правило, берется из городского водопровода, в котором она полностью подготовлена в соответствии с ГОСТ на питьевую воду. Поэтому подготовка добавочной воды в этом случае сводится к ее умягчению и деаэрации. Умягчение воды для питания паровых котлов и подпитки тепловых сетей в настоящее время осуществляется методом катионного обмена, сущность которого заключается в следующем. Все природные воды, содержащие твердые растворенные вещества, представляют собой слабые электролиты, молекулы которых в водном растворе распадаются на ионы – атомы или группу атомов, несущих электрический заряд. Молекула электролита распадается на два иона. Один из них имеет положительный заряд, называется катионом и обозначается знакам «+», другой имеет отрицательный « – » заряд и называется анионом. Металлы, входящие в молекулу электролита (магний Мg, кальций Са, железо Fе и др.), становятся катионами, металлоиды (хлор Сl, сера S) и кислотные радикалы (S04, СО2, Si03,) – анионами. Водород в зависимости от конкретных условий может стать как катионом, так и анионом. При этом вода как электролит является всегда электрически нейтральной, так как сумма положительно заряженных ионов – катионов – всегда равна сумме отрицательно заряженных ионов – анионов, выраженных в миллиграммэквивалентах на 1 кг (мг экв/кг) . Обычно в природной воде присутствуют катионы Са2+, Мg2+,Nа2+, Fe2+ и анионы НСО3 ... Сl-, СО2-4, CiОз2-. При катионном способе очистки добавочную воду пропускают (фильтруют) через слой особого зернистого материала, называемого катионитом, который поглощает из воды катионы накипеобразующих солей кальция и магния, взамен отдавая воде в эквивалентных количествах катионы вещества, не образующего накипи. Освобождение воды от растворенных в ней коррозионно активных газов (кислород и углекислый газ) осуществляется в термических деаэраторах различного типа. Для котлов низкого и среднего давления особенно вредным является кислород, который, попадая вместе с питательной и подпиточной водой, вступает в реакцию окисления металла элементов котельного агрегата, и систем теплоснабжения. Количество, кислорода, растворенного в воде при атмосферном давлении, зависит от ее температуры: с повышением температуры воды содержание растворенного в ней кислорода снижается. Так, при температуре 0 С количество растворенного в воде кислорода составляет 69,5 мг/кг, а при температуре 100 оС содержание его, равно нулю. Вопрос 4 Наличие воздуха в питательной воде, поступающей в котлоагрегат, в особенности в условиях безнакипной работы современных котлов средних и высоких параметров, может привести к интенсивной и быстрой коррозии металла подогревательных и испарительных поверхностей котлоагрегата. Поэтому деаэрация питательной воды является обязательным условием правильно организованной эксплуатации котельной. Смешивающий подогреватель при нагреве в нем воды до температуры кипения и при соответствующей конструкции его может быть использован как аппарат для термической деаэрации или, как его в таких случаях называют, как термический деаэратор. Пример выполнения смешивающего подогревателя как термического деаэратора показан на рисунке 3.14. Конструкция такого подогревателя представляет собой вертикальную цилиндрическую колонку, в которой размещен по высоте ряд тарелок с отверстиями. Вода подается в верхнюю часть деаэратора и, стекая вниз по тарелкам, тонкими струйками обогревается встречным потоком пара, поступающим снизу колонки по специальной отрубе. При такой системе контакта пара с водой недогрев воды до температуры насыщения пара (т.е. температуры кипения) составляет всего 0,5 оС. Интенсивное выделение из воды растворенных газов обеспечивается разделением воды на тонкие струйки. Получаемая внизу колонки деаэрированная вода имеет обычно остаточное содержание кислорода 0,О2 –0,03 мг/л и ниже при норме содержания кислорода в питательной воде 0,03 мг/л. Деаэрированная, вода обычно стекает из колонки в бак (на рисунке 3.14 не показан); емкость которого составляет около 20-минутного запаса расхода питательной воды. Отвод выделяющихся газов производится вверху колонки. Так как вместе с газами может отводиться и некоторое количество водяного пара, то на пути их удаления установлен специальный поверхностный охладитель, где этот пар конденсируется, охлаждаясь водой, поступающей в колонку для деаэрации. Уровень воды в нижней части деаэратора поддерживается с помощью поплавкового регулятора. Рисунок 3.14- Подогреватель деаэратор: 1-отвод воздуха; 2-охладители выпара (паровоздушной смеси); 3-отвод выпара; 4-регулятор уровня воды; 5-отвод деаэрированной воды; 6-конденсат выпара; 7-подвод воды; 8-подвод пара; 9- питательный насос В зависимости от давления греющего пара различают деаэраторы вакуумные, атмосферные (1,2 ата) и повышенного давления (4-16 ата и выше).