Определение КПД водогрейного котла по прямому и обратному балансу

Целью работы является ознакомление студентов с видами и методикой теплотехнических испытаний котельного агрегата, работающего на природном газе, на конкретной котельной установке.

По точности измерений испытания котла делятся на два класса.

Класс 1. По этому классу проводятся балансовые, гарантийные или научно-исследовательские испытания, к точности результатов которых предъявляются повышенные требования. Испытания, проводимые по первому классу, позволяют определить КПД котельного агрегата с точностью до 1,5 – 1,0 %.

Класс 2. По этому классу проводят балансовые, эксплуатационные, наладочные, сравнительные и другие испытания, к абсолютным значениям результатов которых предъявляются менее высокие требования. Испытания, проводимые по второму классу, дают возможность определить КПД котла с точностью 2,0 – 3,5 %.

Цель теплобалансового испытания заключается в составлении теплового баланса котельного агрегата, который показывает распределение теплоты, внесенной в топку, на основные составные части.

Порядок проведения опыта

В лабораторной работе тепловое испытание проводится по упрощенной методике с помощью эксплуатационных измерительных приборов.

Перед испытанием необходимо изучить конструкцию котлоагрегата и тепловую схему котельной установки.

Задачей лабораторной работы является определение производительности котла, расхода топлива, КПД, брутто котла и отдельных его потерь.

При проведении испытаний котлоагрегата, работающего на газообразном топливе, рекомендуется следующий примерный объем измерений, необходимых для составления теплового баланса:

1. Расход газообразного или жидкого топлива. При проведении испытаний состав топлива можно определять по нормативному методу.

2. Для определения производительности и параметров теплоносителя котла измеряется расход питательной воды расходомерами. Температура питательной воды измеряется термопарами.

3. Измерить температуру в топочной камере можно с помощью пирометра, а температуру продуктов сгорания по тракту котла – с помощью термопар или термометров сопротивления.

4. Состав уходящих газов определяется с помощью газоанализаторов.

Тепловой баланс составляется применительно к установившемуся тепловому состоянию котельного агрегата.

Общее уравнение теплового баланса имеет вид

кДж/кг

или %.

Полезно используемая теплота может определяться по прямому и обратному балансу. По прямому балансу (при непосредственном измерении расхода топлива)

,

,

где G_в.к – расход воды через водогрейный котел; i_вых, i_вх – энтальпии воды на выходе и входе в водогрейный котел, кДж/кг.

При расчете по обратному балансу

.

КПД котла (брутто) характеризует только тепловое совершенство котла без учета затрат энергии на привод вентиляторов, дымососов, насосов и определяется по уравнению прямого баланса:

%

или по уравнению обратного баланса:

%.

С учетом сжигания газообразного топлива уравнения примут вид

кДж/кг,

%.

Потери теплоты с уходящими газами составляют

%,

где I_ух – энтальпия уходящих газов, которая складывается из энтальпий газов, входящих в его состав,

кДж/кг.

Объем газов определяется по формулам:

;

;

.

Объем сухих газов находят по формуле

,

где в знаменатель подставляют значения газов в продуктах сгорания, в числитель –процентное содержание компонентов, входящих в состав топлива.

Содержание азота равно

,

.

Объем водяных паров составляет

.

Потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива имеют место, когда горючие газы не полностью сгорают и частично остаются в дымовых газах

%.

Потери теплоты в окружающую среду определяются по графику на рис. 2.5 в зависимости от номинальной производительности котлоагрегата.

По данным результатов испытаний котельного агрегата должен быть составлен отчет, в котором следует отразить все этапы проделанной работы.

В начале отчета приводится аннотация, в которой сжато излагаются результаты работы и основной вывод об экономичности котельного агрегата. Затем описываются конструктивные характеристики котла и вспомогательного оборудования котельной установки.

Специальный раздел должен быть посвящен методике измерений и расчетов. В этом разделе приводится подробная схема расстановки контрольно-измерительных приборов, указывается тип приборов, которые использовались при испытании, оценивается погрешность измерения основных параметров.

В заключении необходимо выполнить анализ всех тепловых потерь в котельной установке и сделать вывод об экономичности работы котла.

КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Содержание курсового проекта

При выполнении курсового проекта студенты практически знакомятся с расчетом тепловых схем на примере расчета тепловой схемы котельной, получают навыки расчета и выбора основного и вспомогательного оборудования котельной; знакомятся с методикой конструкторского теплового расчета.

Курсовой проект должен содержать следующие разделы:

а) описание и расчет принципиальной тепловой схемы котельной;

б) определение количества котлоагрегатов, устанавливаемых в котельной;

в) расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания и воздуха;

г) тепловой баланс котельного агрегата;

д) тепловой расчет топки, газоходов, водяного экономайзера;

е) аэродинамический расчет;

ж) расчет и выбор вспомогательного оборудования котельной.

В начале каждого раздела следует указать цель расчета. Расчеты должны сопровождаться необходимыми эскизами и графиками. В конце расчетно-пояснительной записки следует дать выводы и привести список использованных литературных источников.

В связи с увеличением доли природного газа в топливном балансе методические указания по расчету даны для теплогенераторов, работающих на газообразном топливе.

Исходные данные приведены в табл. К1 и принимаются по заданию преподавателя.

Таблица К1

Исходные данные

Номер варианта	Технологическая нагрузка, МВт	Давление технологического пара, МПа	Доля возврата конденсата с производства, %	Расчетная нагрузка отопление/ ГВС, МВт	Температура конденсата с производства, оС
	4,9	0,5		3,5/1,5
	5,5	0,7		5,0/2,0
	9,0	0,9		4,5/1,1
		0,8		5,2/2,5
	7,5	0,75		3,0/0,9
	6,3	0,6		3,7/1,2
	5,9	0,82		4,0/1,7
	8,6	0,65		6,1/2,1
	6,9	0,87		3,7/1,4
	10,5	0,75		3,9/1,3
	4,9	0,6		7,0/3,0
	5,5	0,82		10,5/4,0
	9,0	0,65		9,3/2,2
		0,87		10,4/5,2
	7,5	0,55		6,0/1,8
	6,3	0,5		7,3/2,4
	5,9	0,7		8,6/3,4
	8,6	0,9		12,2/4,2
	6,9	0,8		7,4/2,8
	10,5	0,55		7,8/3,6
	4,9	0,5		7,0/4,5
	5,5	0,7		15,0/6,0
	9,0	0,9		12,5/1,3

Окончание таблицы К1

Номер варианта	Технологическая нагрузка, МВт	Давление технологического пара, МПа	Доля возврата конденсата с производства, %	Расчетная нагрузка отопление/ ГВС, МВт	Температура конденсата с производства, оС
		0,8		15,2/2,7
	7,5	0,75		9,0/1,9
	6,3	0,6		13,7/3,2
	5,9	0,82		14,0/2,7
	8,6	0,65		16,1/2,3
	6,9	0,87		13,5/2,4
	10,5	0,55		13,9/1,3

Вид топлива принимается по номеру варианта по табл. К2.

На двух листах формата А1 необходимо представить план и разрез котельной установки и чертеж котла.

Перед расчетом тепловой схемы необходимо вычертить ее на листе, проставить все известные величины и сделать описание ее в соответствии с заданием. При этом энтальпию воды (конденсата) можно вычислять по приближенной формуле, применяемой в области относительно небольших температур и давлений:

,

где с_p = 4,187 кДж/(кг×^оС) – изобарная теплоемкость воды; t_в – температура воды или конденсата, ^оС.

Расчет котельной установки

Предварительное определение производительности котельной установки

Расчет тепловой схемы следует начинать с предварительного определения производительности котельной установки «брутто».

Производительность котельной «брутто», складывается из производительности «нетто» – расхода пара на технологические нужды промышленного потребителя D_тех, расходов пара D_сет на подогрев воды, идущей в тепловую сеть для отопления и горячего водоснабжения, на подогрев исходной воды, расхода пара на термическую деаэрацию питательной воды и потери пара в котельной установке.

Расход пара на производство D_тех, кг/с, зависит от технологической нагрузки Q_тех, МВт, и энтальпий производственного пара из парового коллектора i_пк, кДж/кг, и конденсата с производства , кДж/кг:

. (К.1)

Количество конденсата, возвращаемого с производства, кг/с, составляет

, (К.2)

где a_конд – доля возврата конденсата с производства, %.

Подогрев сетевой воды, подаваемой на отопление и горячее водоснабжение, производят паром после редукционно-охладительной установки РОУ в сетевом подогревателе и охладителе конденсата пара сетевого подогревателя.

По уравнению теплового баланса для сетевого подогревателя и охладителя конденсата сетевого подогревателя можно найти расход пара на покрытие общей нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

, (К.3)

где Q_сет = Q_о.в + Q_гвс – сумма нагрузок на отопление, вентиляцию и ГВС, МВт; i_пк – энтальпия пара, подаваемого из парового коллектора на сетевой подогреватель, кДж/кг; i_к6 – энтальпия конденсата после охладителя конденсата сетевого подогревателя Т6, кДж/кг.

Общий расход пара на покрытие производственной и жилищно-коммунальной нагрузок внешних потребителей равен

. (К.4)

Расход пара на собственные нужды котельной D_сн принимают равным 15 – 30 % от величины D_внеш, а потери пара D_пот в тепловой схеме котельной составляют 3 – 5 % общего расхода пара на внешнего потребителя.

Количество пара, подаваемого через паровой коллектор после редукционно-охладительной установки, составляет, кг/с,

. (К.5)

При пароснабжении от редукционно-охладительной установки (РОУ) в РОУ вместе с паром подают питательную воду G_РОУ, отобранную перед экономайзером, для получения влажного насыщенного пара.

, (К.6)

где i_пк – энтальпия пара, подаваемого из парового коллектора после РОУ, кДж/кг;
i_пг – энтальпия пара после парогенератора перед РОУ, кДж/кг; i_пв – энтальпия питательной воды, добавляемой в РОУ, кДж/кг.

Предварительно определить полную производительность котельной можно по формуле

. (К.7)

Определение потоков теплоносителей в тепловой схеме

Расход добавочной питательной воды, предназначенной для восполнения потерь пара и конденсата из тепловой схемы котельной, складывается из потерь пара D_пот и невозврата конденсата с производства , кг/с:

. (К.8)

Для уменьшения солесодержания котловой воды и получения чистого пара производится непрерывная продувка котельных агрегатов. Величина продувки зависит от солесодержания химически очищенной воды и доли потерь пара и конденсата :

, (К.9)

где – солесодержание котловой воды, принимается 3000 – 10 000 мг/кг; – солесодержание химически очищенной воды, принимается 250 – 350 мг/кг.

Расход продувочной воды составляет, кг/с,

. (К.10)

Для уменьшения потерь теплоты с продувочной водой применяют сепараторы непрерывной продувки СНП. Пар из сепаратора обычно направляют в колонку атмосферного деаэратора.

Теплоту продувочной воды, как правило, используют для подогрева исходной воды в охладителе непрерывной продувки, а затем сбрасывают в канализацию.

Количество пара D_п.снп, кг/с, выделяющегося из продувочной воды, можно определить из теплового баланса сепаратора непрерывной продувки:

, (К.11)

где – энтальпия котловой воды при давлении в барабане котла, кДж/кг; – энтальпия пара, выделяющегося из продувочной воды в сепараторе, кДж/кг; – энтальпия воды при давлении в сепараторе, кДж/кг;

– расход продувочной воды, сливаемой в канализацию после сепаратора, кг/с.

Из уравнения теплового баланса сепаратора следует

. (К.12)

Для постоянной подпитки котлоагрегата, в том числе для восполнения потерь теплоносителя с продувочной водой, используется питательная вода. Расход питательной воды после деаэратора составляет

. (К.13)

Деаэратор предназначен для удаления с выпаром коррозионно-агрессивных газов, растворенных в воде. Нормативный расход выпара для атмосферных и вакуумных деаэраторов равен соответственно 2 и 5 кг на тонну деаэрированной воды, т. е., например, расход выпара деаэратора питательной воды атмосферного давления составляет

. (К.14)

Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию G_о, кг/с, можно определить по формуле

, (К.15)

где с_p– изобарная теплоемкость воды, кДж/(кг×^оС); t₁, t₂ – температура воды в подающей и обратной магистрали соответственно, ^оС.

В открытой системе теплоснабжения вода на горячее водоснабжение подается непосредственно из теплосети. Расходы воды на горячее водоснабжение в открытой системе равен

, (К.16)

где t_гв, t_хв – температура горячей и холодной воды соответственно, t_хв= 5 ^оС.

В закрытой системе расход воды на ГВС можно рассчитать по формуле

. (К.17)

Для восполнения утечек воды из теплосети используют подпиточную воду, обработанную в первой ступени химводоочистки и в деаэраторе подпиточной воды. Расход подпиточной воды G_подп, кг/с, складывается из потерь в теплосети, составляющих 2 – 5 % от общего расхода сетевой воды, и расхода воды на горячее водоснабжение:

. (К.18)

В котельных, имеющих мазутное хозяйство, необходимо постоянно подавать некоторое количество пара D_м.х, кг/с, на подогрев мазута и его распыливание в форсунках:

. (К.19)

Количество конденсата G_м.х, кг/с, возвращаемого из мазутного хозяйства в тепловую схему котельной, составляет 60 % подаваемого расхода пара D_м.х, кг/с, из-за потерь пара при распыливании мазута в форсунках D_ф, кг/с:

; (К.20)

. (К.21)

Уточненные суммарные потери пара и конденсата в тепловой схеме котельной и теплосети, которые необходимо восполнить химически очищенной водой, составляют

, (К.22)

где – расход выпара деаэратора подпиточной воды, кг/с.

Часть сырой воды, предназначенная для подпитки котлов, проходит обработку в двух ступенях химводоочистки (ХВО), а подпиточная вода, поступающая для восполнения потерь в теплосети, обрабатывается только в первой ступени ХВО, т. е. расход воды на вторую ступень умягчения G_хов2 , кг/с, составляет

. (К.23)

С учетом потерь в водоподготовительной установке на умягчение воды расход исходной сырой воды G_и.в, кг/с, перед ХВО можно рассчитать по формуле

. (К.24)

Исходная вода последовательно нагревается в охладителе непрерывной продувки Т1, пароводяных подогревателях Т2 и Т3 и водоводяном теплообменнике Т4
(рис. 7.1 – 7.10).

Энтальпию исходной воды после Т1 можно определить из уравнения теплового баланса

, (К.25)

где i_к1 – энтальпия конденсата подогревателя Т1, кДж/кг.

Расход пара на подогреватель исходной воды Т2 равен, кг/с:

, (К.26)

где – энтальпия воды на выходе из подогревателя Т2 перед ХВО, кДж/кг; – энтальпия конденсата подогревателя Т2, кДж/кг.

Между подогревателями Т2 и Т3 вода проходит химическую очистку, в результате которой из нее удаляются соли жесткости, а температура падает примерно на 3 ^оС.

Энтальпию исходной воды после Т3 (перед Т4) можно определить из уравнения теплового баланса

, (К.27)

где i₄ – энтальпия воды после подогревателя Т4, кДж/кг; i_д.в – энтальпия деаэрированной воды после деаэратора питательной воды, кДж/кг.

Расход пара на подогреватель Т3, кг/с:

, (К.28)

где – энтальпия химически очищенной воды после ХВО, кДж/кг; – энтальпия конденсата подогревателя Т3, кДж/кг.

Энтальпию подпиточной воды после Т7 (перед Т8) можно определить из уравнения теплового баланса для Т8

, (К.29)

где i₈ – энтальпия подпиточной воды после подогревателя Т8, кДж/кг; i_д.в2 – энтальпия деаэрированной воды после деаэратора подпиточной воды, кДж/кг.

Расход пара на подогреватель Т7, кг/с:

, (К.30)

где – энтальпия конденсата подогревателя Т7, кДж/кг.

Энтальпия подпиточной воды после охладителя выпара Т9 равна

, (К.31)

где – энтальпия насыщенного пара при р = 0,12 МПа, кДж/кг; – энтальпия конденсата насыщенного пара при t =104,3 ^оС, кДж/кг.

Расход греющего агента – пара D_га, кг/с, на подогрев воды в деаэраторе питательной воды можно определить из уравнения теплового баланса для деаэратора

(К.32)

где i_га – энтальпия греющего агента деаэратора, кДж/кг.

Расход пара на деаэратор подпиточной воды можно определить из уравнения теплового баланса

. (К.33)

Расчетный расход пара на собственные нужды котельной составляет

. (К.34)

Расчетная паропроизводительность котельной

. (К.35)

Подбор числа котлов. Количество котлов для производственно-отопительной котельной выбирается в зависимости от отношения:

– число котлов,

где – единичная производительность котла.

После выбора марки и производительности котлоагрегата выполняют его тепловой расчет.

Тепловой расчет котла