Методы распределения нагрузки

КОТЕЛЬНЫЕ

 

Котельная - это комплекс сооружений, агрегатов и устройств, пред­назначенных для выработки теплоносителя в виде водяного пара и горячей воды за счет сжигания топлива. Котельная включает в себя: котлы, водя­ные экономайзеры, воздухоподогреватели, насосы, тягодутьевые устройст­ва, дымовые трубы, водоподготовительные установки, теплообменники и т.д. [10,11].

 

Классификация котельных

 

В системах теплоснабжения котельные классифицируются по следующим признакам: назначению; виду вырабатываемого теп­лоносителя; надежности теплоснабжения потребителей; мощности; виду сжигаемого топлива.

По назначению котельные делятся:

- на отопительные, обеспечивающие системы отопления, вентиля­ции, кондиционирования и ГВС жилых и общественных зданий;

- производственные, предназначенные для технологического теплоснабжения паром и горячей водой промышленных предприятий;

  - производственно-отопительные, обеспечивающие паром и водой технологические потребители и жилищно-бытовой сектор.

По виду вырабатываемого теплоносителя и схеме его отпуска ко­тельные подразделяются:

- на паровые, отпускающие пар с возвратом конденсата или без него;

   - водогрейные, отпускающие горячую воду по закрытой и открытой системам теплоснабжения;

  - пароводогрейные, отпускающие пар и горячую воду по названным схемам в различных сочетаниях.

Соответственно в котельных устанавливаются котлы паровые, во­догрейные, могут быть комбинированные (пароводогрейные).

Существует условная классификация котельных по мощности: ма­лой- < 20 МВт, средней - 20-100 МВт, большой - >100 МВт. Котельные мощностью более 300 МВт называют блочными станциями.

По надежности теплоснабжения потребителей котельные бывают первой и второй категорий. К котельным первой категории относятся котельные, являющиеся единственным источником теплоты системы теп­лоснабжения и обеспечивающие потребителей первой категории, наруше­ние теплоснабжения которых связано с опасностью для жизни людей или значительным ущербом экономике. Перечень потребителей первой категории утверждают министерства. Ко второй категории   от­носятся все остальные котельные.

По виду сжигаемого топлива котельные делятся:

- на угольные, работающие на твердом топливе (угле);

- мазутные -на жидком топливе;

  - газовые - на газовом;

  - газомазутные -на газе и мазуте;

- комбинированные -на угле, газе и мазуте,

В свою очередь, топливо по режиму его потребления в котельной подразделяется следующим образом:

  - основное - топливо, сжигаемое в течение всего периода работы котельной;

- резервное - для сжигания в планируемые перерывы подачи основного топлива;

- аварийное - для сжигания в кратковременные периоды аварийного отключения основного или резервного топлива;

- растопочное - для растопки котла и"подсветки" факела.

4.2. Характеристика и анализ тепловых схем котельных

 

4.2.1. Тепловая схема котельной с паровыми котлами

Наиболее простую тепловую схему имеют котельные для покры­тия технологических нагрузок с паровым теплоносителем. Принципи­альная тепловая схема такой производственной котельной представле­на на рис. 4.1.

 

Здесь 1 – паровой котел; 2 – расширитель непрерывной продувки; 3 –насос сырой воды; 4 – барботер; 5 – охладитель непрерывной продув­ки; 6 – подогреватель сырой воды; 7 – водоподготовительная установ­ка; 8 – питательный насос; 9 – подпиточный насос; 10 – охладитель подпиточной воды; 11 – сетевой насос; 12 – охладитель конденсата; 13– сетевой подогреватель; 14 – подогреватель химически очищенной во-
ды; 15 – охладитель выпара; 16 – атмосферный деаэратор; 17 – редукционно-охладительная установка (РОУ).

 

Обозначения трубопроводов тепловых схем котельных здесь и далее на схемах: Т99 – паропровод при давлении свыше 1,3 МПа; Т97 – до 1,3 МПа; Т96 – до 0,2 МПа: Т92–до 0,6 МПа; Т8 – конденсатопровод общего назначения; Т81 – кон­денсатор самотечный чистый; Т8Н – конденсатор напорный; ВЗ – во­допровод производственный; В4 – водопровод оборотной воды подающий; В5 – водопровод оборотной воды обратный; В6 – водопровод умягченной воды; В29 – трубопровод питательной воды на всас насосов; В29Н - трубопровод питательной воды напорной; ВЗО - трубо­провод подпиточной воды; В31 - трубопровод периодической продув­ки котлов; В32 - трубопровод непрерывной продувки котлов; К13 -трубопровод сливов и дренажей; ЕО - трубопровод выпара деаэратора и подогревателей; Т1 - трубопровод горячей воды для отопления и вентиляции подающий; Т2 - трубопровод горячей воды для отопления и вентиляции обратный.

 

 

Котельные с такой тепловой схемой просты в эксплуатации, а при незначительной потребности производства в горячей воде, высоком коэффициенте возврата конденсата и непротяженных пароконденсатопроводах достаточно эффективны по потреблению топлива и электро­энергии.

Насос сырой воды 3 прокачивает воду через охладитель непре­рывной продувки котла 5 и паровой подогреватель сырой воды 6 на водоподготовительную установку 7. Сырая вода нагревается до t = 20...30 °С. Химически очищенная вода направляется через водо-водяной охладитель подпиточной деаэрированной воды в парово­дяной подогреватель химически очищенной воды 14, в котором подог­ревается до нужной температуры, и подается в головку деаэратора 16. Часть химически очищенной воды перед поступлением в головку де­аэратора проходит через охладитель выпара деаэратора. Подогрев се­тевой воды осуществляется паром последовательно в пароводяном сетевом подогревателе 13 и конденсатом этого пара в водо-водяном теплообменнике 12.

Конденсат из всех паровых подогревателей котельной и конден­сат, возвращаемый с производства, направляются в головку деаэрато­ра. Подогрев воды в атмосферном деаэраторе производится паром из котлов и паром из расширителя непрерывной продувки. Деаэрирован­ная вода температурой примерно 104 °С питательным насосом 8 пода­ется в паровые котлы. Подпиточная вода для системы теплоснабжения берется из этого деаэратора, охлаждается в водо-водяном теплообмен­нике-охладителе деаэрированной воды до 70 °С и поступает на всас подпиточного насоса 9. В данной котельной для закрытой схемы теп­лоснабжения ввиду небольшого расхода подпиточной воды использу­ется общий деаэратор для приготовления питательной и подпиточной воды. В открытых системах теплоснабжения расход подпиточной воды  большой, поэтому  в  котельной необхо-

димы два деаэратора: один для приготовления питательной воды, второй - подпиточной. В котельных с паровыми котлами в основном устанавливают деаэраторы атмосфер­ного типа.

При тепловой нагрузке системы теплоснабжения до 50 МВт и отпуске потребителям насыщенного или слабо перегретого (t_пп = 225 -250 °С) пара (давление обычно

1,4 МПа,  реже 2,4 МПа), в этих котельных устанавливаются котлы паропроизводительностью 2,5-50 т/ч типа Е-1,4ГМ, Е-1,4-250ГМ, Е-2,4-250ГМ (табл. П28). Пример режимной кар­ты котла представлен в табл. 4.1.

При большой тепловой нагрузке и необходимости отпуска пара давлением до 4 МПа и температурой до 450°С, устанавливаются котлы паропроизводительностью 25-75 т/ч типа Е-2,4-380ГМ, Е-4,0-440ГМ. Обозначение котлов: Е-с естественной циркуляцией, 1-я цифра - па-ропроизводительность, т/ч (здесь пропущена); 2-я - давление пара 1,4; 2,4; 4,0 МПа, 3-я - температура перегретого пара 250, 380, 440 °С; ГМ - газомазутный (вид топлива).

Для подогревателей собственных нужд, а иногда и для технологи­ческих потребителей используется пар более низкого давления, поэто­му в котельной устанавливаются редукционные установки (РУ) для снижения давления пара или редукционно-охладительные установки (РОУ) для снижения давления и температуры перегретого пара.

 

Таблица 4.1. Режимная карта работы парового котла

Е-50-1,4/250 ГМ

Наименование параметра	Ед. изм	Тепловая нагрузка, %
		70	80	90	100
Паропроизводительность котла	т/ч	35	40	45	50
Давление в барабане	МПа	1,18	1,21	1,24	1,27
Температура перегретого пара	°С	230	235	240	245
Температура питательной воды	°С	104	104	104	104
Давление мазута перед форсунками	МПа	1,4	1,7	2,0	2,4
Давление воздуха перед горелками	кПа	1,3	1,7	2,2	2,7
Разрежение в топке	Па	25	25	25	25
Количество работающих форсунок	шт.	4	4	4	4
Содержание СО: в уходящих газах	%	10	10,8	11	11,4
Температура мазута	°С	140	140	140	140
Разрежение за конвективным пучком gggexrjvrjvком	Па	110	130	160	210
Разрежение за экономайзером	Па	1200	1600	2050	2600
Температура воздуха на входе в в/п	°С	110	110	ПО	ПО
Температура уходящих газов	°С	145	155	165	170
Температура газов за в/п	°с	270	285	300	320
Температура газов за п/п	°с	340	355	380	410
Содержание О в уходящих газах	%	8,1	7,2	7,0	6,5
Удельный расход топлива	кг/Гкал	154,2	156,2	160,3	164,0
(условного)	кг/ГДж	36,83	37,31	38,29	39,18
КПД котла	%	91,5	91,45	91,4	91,2
Коэффициент избытка воздуха	-	1,20	117	1.15	1,14
за котлом

4.2.2. Тепловая схема котельной с водогрейными котлами

 

Тепловая схема отопительной котельной во многом определяется принятой системой ГВС. Поэтому при анализе тепловых схем водо­грейных котельных по эффективности энергоиспользования руково­дствуются преимуществами и недостатками открытых и закрытых сис­тем ГВС (рис. 4.1, 4.2).

Основное преимущество водогрейной котельной, работающей на закрытую схему ГВС, - относительно невысокая производительность водоподготовительной установки и подпиточных насосов даже при большой мощности водогрейной котельной, недостаток - удорожа­ние оборудования абонентских узлов горячего водоснабжения.

 

 

Рис.4.2. Тепловая схема котельной с водогрейными котлами: 1 - водогрейный котел; 2- сетевой насос; 3 - насос сырой воды;

4 - подогреватель сырой воды: 5 - водоподогревательная установка; 6 - подпиточный насос; 7- бак-аккумулятор деаэрированной воды; 8 - охладитель деаэрированной воды; 9 -подогреватель химически очищенной воды; 10 - деаэратор; 11- охладитель выпара; 12 - рециркуляционный насос

 

Надежность и экономичность водогрейного котла зависят от по­стоянства расхода воды через него, который должен соответствовать расходу, установленному заводом-изготовителем, независимо от коле­баний тепловой нагрузки потребителя (табл. 4.2).

Постоянный расход воды через котел обеспечивается с помощью рециркуляционного насоса.

 

 

Таблица 4.2. Режимная карта водогрейного котла типа КВ-ГМ-100.

             Топливо: природный газ + сернистый мазут

Наименование параметров	Ед, изм		Тепловая нагрузка, %
			30	50	60	80
Теплопроизводительность котла	Гкал/ч		32,5	50	60	80
	МВт		37,8	58,1	69,8	93
Расход воды через котел	т/ч		230	235	240	245
Температура воды:	°С		1250	1250	1250	1250
- на входе в котел			70	72	73	76
- на выходе из котла			96	112	121	140
Давление воды:	МПа
- на входе в котел			1,4	1,4	1,4	1,4
- на выходе из котла			1,0	1,0	1,0	1,0
Вид, марка топлива - природный газ Тюменского месторождения
+ сернистый мазут
(50% М- 40+ 50% М- 100)
Расход топлива:
- природного газа	м3/ч		3000	4600	5500	7400
-мазута	т/ч		1,15	1,79	2,18	2,9
Температура мазута перед котлом	°С		100	100	100	100
Число работающих:	шт
- газовых горелок			2	2	2	2
- мазутных форсунок			1	1	1	1
Давление газа перед горелками:	кПа
№1			5,4	12,8	19	30,8
№2			5,4	12,8	19	30,8
Давление мазута перед форсункой	МПа		0,085	0,125	0,158	0,22
Давление первичного воздуха	кПа		5,6	6,0	6,2	6,6
Давление вторичного воздуха (общее)	Па		550	900	1200	1750
Разрежение:	Па
- вверху топки			30	30	30	30
- за котлом			500	700	780	1000
Температура уходящих газов	°С		116	337	146	171
Состав уходящих газов:	% об
- углекислый газ (СО2)			7,7	8,4	8,7	9,7
- кислород (О2)			8,3	7,7	7,3	5,6
- окись углерода			отс.	отс.	отс.	отс.
Окончание табл.4.2
Наименование                параметров		Ед, изм.	Тепловая нагрузка, %
			30	50	60	80
Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах		-	1,66	1,53	1,49	1,33
Нагрузка электродвигателя:
- дутьевого вентилятора			310	340	360	410
-дымососов Д-1			200	200	230	230
Д-2			140	160	160	190
Потери тепла:		%
- с уходящими газами			6,29	7,06	7,38	8,04
- от химической неполноты сгорания			0	0	0	0
- в окружающую среду			1,23	0,8	0,67	0,5
КПД котла брутто		%	92,48	92,14	91,95	91,46
Удельный расход условного топлива на выработку единицы теплоты		Гкал кг/т	36,91	37,03	37,12	37,31

Поэтому в тепловых схемах водогрейных котельных предусматривается регулирование отпуска теплоты в сеть по качественному графику, т.е. изменением температуры воды на выходе из котла (рис. 4.3).

Рис. 4.3. Температурный график работы котельной и теплосети в зависимости от температуры наружного воздуха

 

Во избежание низкотемпературной сернокислотной коррозии кон­вективных поверхностей нагрева температура сетевой воды на входе в котел при сжигании топлив, не содержащих серу, например газа, должна быть не менее 70 °С и высокосернистых топлив (мазут) - не менее 110 °С. Для повышения температуры воды на входе в водогрейный котел при тем­пературах воды, ниже указанных, устанавливается рециркуляционный насос (рис.4.4).

Производительность рециркуляционных насосов определяется из уравнений теплового баланса потоков смещения

                  ,                      (4.1)

                  ,                     (4.2)

                  G_вк = G_cв - G_рец .                                            (4.3)

 

Рис. 4.4. Схема установки сетевых и рециркуляционных насосов к водогрейным котлам: 1- водогрейный котел; 2- рециркуляционный насос; 3 - сетевой насос; 4 - клапан, регулирующий температуру на входе в котел; 5 - клапан, регулирующий температуру прямой сетевой воды

Решая совместно уравнения (4.1) и (4.2), получим

 

            ,                        (4.4)

где G_вк - количество сетевой воды, проходящей через котел, т/ч;

G_рец - количество рециркуляционной воды, т/ч;

G_св - количество сетевой воды;

G_рег - количество сетевой воды, перепускаемой в подающий тру­бопровод, т/ч;

t₂ и t₁ - температуры сетевой воды в обратном и подающем трубо­проводах теплосети;

t^/_вк и t^//_вк - минимально допустимая температура сетевой воды при входе в котел и температура после водогрейного котла, °С.

Основное отличие тепловой схемы водогрейной котельной, рабо­тающей на открытую систему ГВС, заключается в подготовке и пере­качке значительного количества подпиточной воды. Максимальные часовые расходы воды на подпитку при открытой схеме ГВС в 10-15 раз больше, чем при закрытой. Такая большая разница в подпитке и ее большая неравномерность при открытой системе ГВС требует уста­новки в котельной водоподготовительных устройств большей произ­водительности.

Для сглаживания пиков суточного графика нагрузок в тепловые схемы таких котельных включают обычно не менее двух баков-аккумуляторов деаэрированной сетевой воды. Для экономии топлива в котельной и увеличения срока службы баков снаружи они теплоизолируются, а внутри покрываются антикоррозионным покры­тием. Рабочий объем баков выбирается из условий возможности под­питки тепловых сетей в часы максимального водоразбора. Обычно суммарный объем баков для подпиточной воды в 6-8 раз больше сред­нечасового суточного расхода воды на горячее водоснабжение.

Схема, представленная на рис. 4.2, применяется для котельных теплопроизводительностью до 20 МВт. При такой схеме включения деаэраторов и баков-аккумуляторов вода из деаэратора поступает са­мотеком в бак-аккумулятор, а оттуда под ниточными насосами подает­ся на вход сетевых насосов. При такой схеме затруднено поддержание заданного уровня в деаэраторе и баках-аккумуляторах из-за колебания уровня в баке-аккумуляторе и изменения гидравлического сопротив­ления в трубопроводах.

При работе котельной по другой схеме подпиточные насосы ис­пользуются как для подпитки тепловой сети, так и для зарядки баков-аккумуляторов. Недостатками этой схемы являются повышенный рас­ход электроэнергии и большие колебания в режиме работы подпиточных насосов.

В системах теплоснабжения с открытой схемой ГВС могут возни­кать гидравлические удары при резком изменении расхода воды. Такое явление часто наблюдается в летнее время, когда отопительная ко­тельная обеспечивает покрытие только нагрузок ГВС.

В отопительных котельных, оборудованных только водогрейными котлами, деаэрация воды осуществляется в вакуумных деаэраторах. Однако вакуумные деаэраторы требуют при эксплуатации особого внимания и тщательного надзора, поэтому в ряде котельных предпо­читают устанавливать деаэраторы атмосферного типа.

Применяемые схемы включения вакуумных деаэраторов и деаэра­торов атмосферного типа представлены на рис. 4.5.

На рис. 4.5,а представлена схема с деаэратором, работающим при аб­солютном давлении 0,03 МПа. Вакуум в нем создается водоструйным эжектором. Подпиточная вода после водоподготовительной установки подогревается в водо-водяном подогревателе горячей водой из прямой подающей

 

 

линии температурой 130-150 °С. Выделившийся пар барбо-тирует поток деаэрируемой воды и направляется в охладитель выпара. Температура воды после деаэратора 70 °С.

На рис. 4.5,б показана схема деаэрации при давлении 0,12 МПа, при таком давлении температура воды 104 °С. Перед подачей в деаэра­тор химически очищенная вода предварительно подогревается в водо-водяном теплообменнике.

На рис.4.5,в дана аналогичная схема, отличающаяся тем, что после деаэратора деаэрированная вода охлаждается до 70 °С химиче­ски очищенной водой в водо-водяном теплообменнике-охладителе.

Для теплоснабжения и горячего водоснабжения жилых и произ­водственных объектов применяются в основном водотрубные котлоагрегаты; водогрейные жаротрубные котлоагрегаты применяются не реже и выпускаются теплопроизводительностью до 2,5 МВт.

В качестве примера в табл. 4.3 дан перечень водогрейных котлов мощностью до 35 МВт производства ОАО «Дорогобужкотломаш» и их основные технические характеристики.

В последнее время организовано производство модульных котель­ных с водогрейными котлами. Установка состоит из четырех блок-модулей: котлоагрегатов на газовом топливе, циркуляционных и подпиточных насосов, водоподготовки (схема одноступенчатого натрий- кантионирования) и бытовых помещений, в которых размещен щит управления и рабочее место оператора. Полностью автоматизирован­ные котельные работают без оператора.

 

Водогрейные котлы КВ-ГМ-30, - 50, - 100, -150 применяются в ка­честве основных и пиковых источников теплоты. Топливом для них является газ, мазут и твердое топливо (уголь). В пиковом режиме рас­четный расход сетевой воды через котел в 2 раза больше, чем при ос­новном режиме, при работе котла в таком режиме последний включа­ется по двухходовой схеме, а при работе в основном режиме – по четырехходовой.

Все типы водогрейных котлов, указанные в табл. 4.4, рассчитаны на подогрев воды до 150 °С. Котел КВ -ГМ -30 принадлежит к унифи­цированной группе газомазутных котлов с теплопроизводительностью 11,5; 23 и 35 МВт.

Котел состоит из двух блоков: топочной камеры, имеющей гори­зонтальную компоновку, и вертикальной конвективной шахты, в кото­рой расположены конвективные поверхности нагрева. Конструкция прямоточных водогрейных котлов типов КВ-ГМ-100 и КВ-ГМ-50 унифицированной серии П-образная, бескаркасная, с облегченной об­муровкой, укрепляемой на экранных трубах.

Газомазутный водогрейный котел КВ-ГМ-180 имеет Т-образную газоплотную двухпоточную (по топочным газам) компоновку.

Встречаются газомазутные водогрейные котлы парных конструк­ций – типов ПТВМ-100 и ПТВМ-50 башенной конструкции и ПТВМ-ЗОМ П-образной конструкции. Последние надежно себя зарекомендо­вали в процессе эксплуатации при работе на газе.

Применяются также водогрейные котлы типа КВ-ТК-100 и КВ-ТК-50, работающие на угле. Конструкция котлов прямоточная П-образная.

 

 

Гидравлическая схема водогрейного котла типа КВ-ГМ-50 пред­ставлена на рис. 4.6.

 

 

Рис.4.6. Гидравлическая схема водогрейного котла типа ГВ-ГМ-50 примени­тельно к работе в основном режиме: 1- передний экран; 2- боковые экраны; 3- промежуточный экран; 4- конвективные пакеты; 5- задний экран

 

4.2.3. Тепловая схема котельной с паровыми

    и водогрейными  котлами

Котельные с паровыми и водогрейными котлами по назначению часто относятся к отопительно-производствен-ным котельным. Эти котельные хотя и имеют более сложную тепловую схему, однако, как показала практика, весьма надежны в эксплуатации. Они легко обес­печивают при высокой экономичности покрытие переменных нагрузок как по пару, так и по воде. Особенно это важно для экономии ТЭР при покрытии летних теплофикационных нагрузок, которые иногда отличаются от зимних нагрузок в десятки раз. Горячее водоснабжение в летний период в таких котельных обеспечивается за счет подогрева сетевой воды паром в бойлерах (сетевых подогревателях), в то время как все водогрейные котлы полностью выключаются из работы.

В котельных с паровыми и водогрейными котлами, особенно при использовании в качестве резервного топлива высокосернистого мазу­та и наличии в котельной резервов по пару, применяют двухступенча­тую схему подогрева сетевой воды: первая ступень – бойлерная, запитанная от паровых котлов, вторая – водогрейные котлы. В этом случае водогрейные котлы меньше подвергаются низкотемпературной корро­зии, так как в них поступает сетевая вода температурой значительно выше точки росы для дымовых газов.

На рис. 4.7 показана принципиальная схема котельной с паровыми и водогрейными котлами, обеспечивающая одноступенчатый и двух­ступенчатый подогрев сетевой воды.

 

 Здесь 1 -паровой котел; 2 - ре­дукционная установка; 3 - деаэратор питательной воды; 4 - охлади­тель выпара деаэратора питательной воды; 5 - охладитель выпара де­аэратора подпиточной воды; 6 – деаэратор подпиточной воды; 7, 9 -подогреватели химически очищенной воды; 8 - охладитель подпиточ­ной воды; 10 - сетевой подогреватель; 11 - охладитель конденсата; 12 - водогрейный котел; 13 - рециркуляционный насос; 14 - сетевой на­сос; 15 - подпиточный насос; 16 -бак-аккумулятор; 17 - питательный насос; 18 - водоподготовительная установка; 19 – подогреватель сы­рой воды; 20 - барботер; 21 - охладитель непрерывной продувки; 22 - насос сырой воды; 23 - расширитель непрерывной продувки.

В связи с тем, что котельная работает на открытую систему теплоснабжения, предусмотрена установка двух атмосферных деаэраторов: одного для дегазации питательной воды, другого – для подпиточной воды. Оба деаэратора атмосферного типа.

Насос сырой воды подает воду через водо-водяной охладитель продувочной воды 21 и пароводяной подогреватель 19, где она нагре­вается до 20–30 °С, в водоподготовительную установку. Химически очищенная вода движется по двум направлениям: первое (левое по схеме) – пароводяной подогреватель 7, охладитель выпара 4, деаэратор питательной воды 3; второе (правое по схеме) - водо-водяной охлади­тель подпиточной воды 8, пароводяной подогреватель подпиточной воды 9, охладитель выпара 5, деаэратор подпиточной воды 6.

Из де­аэратора питательной воды питательным насосом 17 вода поступает в паровые котлы 1 и на впрыск РОУ 2. Сетевой насос 14 подает обратную воду в водогрейные котлы 12 и затем нагретую – в по­дающую линию теплосети. Возможна работа водогрейных котлов как пиковых: обратная сетевая вода сначала подогревается в пароводяных сетевых подогревателях 10, 11 и после них поступает в водогрейные котлы. Пар паровых котлов направляется к технологическим потреби­телям, частично к РОУ, после которой подается на собственные нужды к потребителям, требующим давление 0,6 МПа.

Котловая вода из ба­рабана котла направляется в расширитель 23, где она вследствие сни­жения давления частично испаряется. Пар вскипания поступает в де­аэратор питательной воды. Вода из расширителя 23 поступает в охла­дитель продувочной воды 21 и сбрасывается в барботер (продувочный колодец) 20.

 

4.2.4. Тепловая схема котельной с пароводогрейными котлами

 

В отопительных котельных, где пар расходуется на деаэрацию, эксплуатацию мазутного хозяйства и другие собственные нужды, а также в отопительно-производственных котельных с резкими колеба­ниями паровой и теплофикационной нагрузки экономически целесо­образной может оказаться установка не паровых и водогрейных кот­лов, а пароводогрейных котлов. Газомазутные пароводогрейные котлы имеют специальные паровые контуры, обеспечивающие котельную паром для собственных нужд. Такие комбинированные котлы созда­ются на базе водогрейных котлов типа КВ-ГМ-50, КВ-ГМ-100 и КВ-ГМ-180.

В настоящее время у нас в стране существуют только опытные эк­земпляры таких котлов. Схема установки такого котла в водогрейной котельной представлена на рис.4.8.

4.3. Расчет тепловых схем котельных

Расчет тепловых схем котельных выполняется для четырех харак­терных режимов работы котельной в течение года.

1-й режим - это максимально зимний, соответствующий расчет­ной температуре наружного воздуха для отопления;

2-й режим - это зимний, так называемый контрольный. Этот ре­жим соответствует средней за наиболее холодный месяц температуре наружного воздуха. Рассчитывается при условии аварийного отключе­ния самого мощного котла.

В пароводогрейных котельных рассчитываются два варианта: при отключении одного парового котла или одного водогрейного котла, причем самых мощных.

Расчет тепловой схемы по второму режиму необходим также для выбора единичной мощности котлоагрегатов и решения вопросов об установке резервных паровых котлов.

3-й режим - зимний, среднеотопительный. Рассчитывается при средней за отопительный период температуре наружного воздуха. В этом режиме паровые нагрузки принимаются также максимально-суточными для зимы, расход теплоты системами отопления и вентиля­ции- среднезимними, а нагрузка на ГВС, как в 1-м режиме.

  

Рис.4.8. Схема установки комбинированного пароводогрейного котла (КТК) в водогрейной котельной: А - из теплосети; Б- от узла подпитки теплосети; В - в теплосеть; Г- от питательных насосов парового контура КТК; Д - пар на соб­ственные нужды котельной; К - пар к внешним потребителям; Е- пар па ма­зутное хозяйство котельной; М- непрерывная продувка парового контла; 1-водогрейный контур КТК; 2- паровой контур КТК; 3 - сетевой насос; 4 - гря­зевик; 5 - рециркуляционный насос; 6 - регулятор температуры по сетевой воды; 7 – РОУ

Работа котельной по 3-му режиму характеризует использование установленной мощности оборудования и средний расход теплоты на собственные нужды котельной. Данные по 3-му режиму необходимы также для расчета себестоимости тепловой энергии, отпускаемой ко­тельной.

4-й режим - летний, характеризующий работу котельной без ото­пительно-вентиляционных нагрузок.

 

4.3.1. Расчет тепловой схемы с водогрейными котлами

 

Расчет тепловой схемы котельной с водогрейными котлами (см.рис.4.2), работающей на закрытую систему теплоснабжения, реко­мендуется производить в следующей последовательности.

Вычисляется коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:

                             ,                                    (4.5)               

 

где t_вн - принятая температура воздуха внутри отапливаемых помеще­ний, °С;

t_р.о - расчетная температура наружного воздуха, °С;

t_н - температура наружного воздуха для режима наиболее холод­ного месяца ,°С.

Определяется температура воды на нужды отопления и вен­тиляции в подающей линии, °С:

t₁ = 18 + 64,5 `Q <sup>0,8</sup><sub>о.в</sub> + 67,5 `Q_о.в ;                (4.6)

 температура обратной сетевой воды после систем отопле­ния и вентиляции,°С:

t₂ = t₁ – 80 `Q_о.._в ;                                (4.7)

отпуск теплоты на отопление и вентиляцию с учетом потерь, МВт:

Q_о.в = Q_о + Q_в ,                                     (4.8)

где Q_о.в - расход теплоты на отопление, МВт;

  Q_в – расход теплоты на вентиляцию, МВт.

Определяется суммарный расход теплоты на отопление, вен­тиляцию и горячее водоснабжение, МВт:

Q = Q_о.в + Q_{г.в ,}                                                         (4.9)

где Q_о.в - расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт.

Определяется расход воды в подающей линии системы тепло­снабжения для нужд горячего водоснабжения, т/ч:

- при параллельном включении местных теплообменников

                       ,                                (4.10)

- при двухступенчатой (последовательной или смешаной) схеме присоединения местных теплообменников для максимально зимнего режима

                         ,                      (4.11)

где t ^потр _г._в - температура горячей воды, подаваемой потребителям, °С;

  t _с.в - температура сырой воды (принимается зимой 5, летом – 15°С).

Для определения расхода воды на местные теплообменники при режиме наиболее холодного месяца предварительно вычисляется те­пловая нагрузка подогревателя первой ступени, МВт (теплообменник на обратной линии сетевой воды):

Q ^/_г.в = 0,00116 С ^потр_г.в [ t₂ - (Dt _в + t _с.в)],                    (4.12)

где Dt _в  –минимальная разность температур греющей и подо­греваемой воды, принимается равной 10°С.

      

 

 Тепловая нагрузка подогревателя второй ступени, МВт,

Q^II_г.в = Q_{потр. г.в} – Q^I_г.в .                                    (4.13)

Расход сетевой воды на местный теплообменник второй ступени, т.е. на горячее водоснабжение для режима наиболее холодного месяца, т/ч,

                           .                             (4.14)

Расход сетевой воды на местные теплообменники для летнего ре­жима, т/ч,

                      ,                        (4.15)

где Q^л_г.в - расход теплоты потребителями горячего водоснабжения для летнего режима;

t^л₁ – температура сетевой воды в прямой линии горячего водо­снабжения при летнем режиме, °С.

Определяется расход сетевой воды на отопление и вентиляцию, т/ч:

                   ;                          (4.16)

расход воды внешними потребителями на отопле­ние, вентиляцию и горячее водоснабжение, т/ч:

G_вн =G_{о. в} + G_г.в ;                                (4.17)

 

температура обратной сетевой воды после внешних потребителей ,°С:

- при параллельной схеме присоединения местных теплообмен­ников горячего водоснабжения

                        t ^потр_обр = t₂ ,                            (4.18)

- при двухступенчатой (последовательной или смешанной) схеме присоединения местных теплообменников для режимов максимально зимнего и наиболее холодного месяца

                               ,                (4.19)

а для летнего режима при той же схеме

                                ,                (4.20)

где h - КПД подогревателя, во всех расчетах принимается равным 0,98.

Определяется расход подпиточной воды для восполнения утечек в тепловых сетях и в системе потребителей,т/ч:

G_ут = 0,01 К_тс – G_вн ,                      (4.21)

где К_тс - потери воды в закрытой системе теплоснабжения и в систе­ме потребителей, принимаются 1,5-2 % часового расхода воды внеш­ними потребителями,

Определяется количество сырой воды, поступающее на химводоочистку ,т/ч:

G = (1,25... 1,3) × G _ут ,                        (4.22)

где 1,25. ..1,3 – увеличение расхода сырой воды в связи с расходом ее на собственные нужды химводоочистки.

При установке деаэратора, работающего при давлении 0,12 МПа и температуре деаэрированной воды около 104 °С, определяется темпе­ратура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды,°С:

 ,                              (4.23)

где t^/_х.о.в – температура сырой воды перед химводоочисткой, рекомен­дуется принимать ее до 20 °С;

  t^/_подп – температура подпиточной воды после деаэратора, ^оС;

t^//_подп – температура подпиточной воды после охладителя деаэрированной воды, рекомендуется принимать равной 70 ^оС (при температурном графике теплосети 150/70 );

G^/_х.о.в – предварительно принятый расход химически очищенной воды, т/ч.

 

Определяется температура химически очищенной воды, поступающей в деаэратор, ⁰С:

                    ,           (4.24)

где G^под_гр - расход греющей воды на подогреватель химически очищенной воды, которым следует предварительно задаваться, т/ч;

  t₁^в.к - температура воды на выходе водогрейного котла, ^оС;

  t_гр – температура греющей воды после подогревателя химически очищенной воды, ею следует предварительно задаться (обычно ее принимают на 4 –6 ^о С выше температуры насыщения при давлении в деаэраторе).

Проверяется температура сырой воды перед химводоочисткой с учетом температур, подсчитанных по формулам  (4.21); (4.22):

                                  (4.25) 

Определяется расход греющей воды на деаэратор, т/ч:

                     .           (4.26)

Проверяется расход химически очищенной воды на подпитку теплосети, т/ч:

                             G_х.о.в = G_ут – G^д_гр .                    (4.27)

Определяется расход теплоты на подогрев сырой воды, химически очищенной воды, на деаэратор и мазутное хозяйство. При установке охладителя подпиточной воды определяется расход теплоты на него.

Расход теплоты на подогрев сырой воды, МВт,

           Q_c.в = 0,00116 G_с.в (t^/_х.о.в – t^//_с.в)×1/h .    (4.28)

 

 

Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды, МВт,

       Q_х.о.в = 0,00116 G ^/_х.о.в (t^д_х.о.в – t^//_х.о.в)×1/h . (4.29)

 

Расход теплоты на деаэратор, МВт,

          Q_д = 0,00116 G ^д_гр (t^в.к₁ – t^/_подп)×1/h .     (4.30)

 

Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды в охладителе деаэрированной воды, МВт,

    Q_охл = 0,00116 G ^/_х.о.в (t^//_х.о.в – t^/ _х.о.в)×1/h .         (4.31)

 

Расход теплоты на подогрев мазута, МВт,

                 ,                              (4.32)

где В - расход мазута на установленные котлы при соответствующем режиме, кг/с;

c_м – удельная теплоемкость мазута (ориентировочно может приниматься равной 2 кДж/(кг×К);

t^//_м и t^/_м - температуры мазута после подогревателя и перед ним соответственно, ^оС.

 

При отсутствии данных о расходе топлива расход теплоты на мазутное хозяйство в зависимости от мощности котельной может ориентировочно приниматься от 0,6 до 1,4 МВт.

Вычисляется суммарный расход теплоты, который необходимо получать в котлах, МВт:

åQ = Q + Q_с.в + Q_х.о.в + Q_д + Q_м + Q_охл .                 (4.33)

Расход воды через водогрейные котлы, т/ч,

              ;                                        (4.34)

 

расход воды на рециркуляцию, т/ч,

                 ;                                (4.35)

расход сетевой воды от внешних потребителей через обратную линию, т/ч,

                            G_обр = G_вн – G_ут ;                      (4.36)

 

расчетный расход воды через котлы, т/ч,

                 

              G^/_к = G_вн + G^под_гр + G_рец – G_пер ;            (4.37)

расход воды, поступающей к внешним потребите­лям по прямой линии, т/ч,

G^/ = G^/_к – G^д_гр – G^под_гр –G_рец + G_пер ;                   (4.38)

 разница между найденным ранее и уточненным рас­ходом воды внешними потребителями, %,

_.                                       (4.39)

 

При расхождении меньше чем на 3 %, расчет считается окончен­ным.

После расчета тепловой схемы необходимо выбрать число уста­навливаемых котлов. Как показали технико-экономические расчеты, оптимальным числом котлов является n = 3. Затем определяют расход воды одним котлом и сравнивают его с расходом воды, установленным заводом-изготовителем.

Если åG/n >G, регламентированного заводом- изготовителем, то выбор котлов считают законченным и проверяют, какое число котлов должно работать при режиме наиболее холодного месяца и летнем режиме.

Для решения вопроса об установке резервного котла необходимо проверить, будут ли обеспечены теплотой при выходе из строя наи­большего по мощности котла потребители первой категории, исполь­зующие теплоту:

     - на технологическое теплоснабжение и системы вентиляции в количестве, определяемом минимальными допустимыми нагрузками;

    - отопление и горячее водоснабжение в количестве, определяе­мом режимом наиболее холодного месяца,

При выходе из строя одного котла количество теплоты, отпускае­мое потребителям второй категории, не нормируется.

 

4.4.2. Расчет тепловой схемы с паровыми котлами

Расчет тепловой схемы котельной с паровыми котлами (cм.рис.4.1) выполняется для четырех режимов: максимально зимнего, наиболее холодного месяца, среднеотопительного и летнего.

Расчет тепловой схемы производственной котельной рекомендует­ся производить в следующей последовательности.

Определить расход воды на подогреватели сетевой воды, т/ч:

,                             (4.40)

где Q – расчетная нагрузка потребителей системы теплоснабжения (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение), МВт;

 t₁ и t₂ – температуры воды соответственно перед сетевыми подогревателями и после их, °С.

Определить расход пара на подогреватели сетевой воды:

                            ,                     (4.41)

где h^//_роу - энтальпия редуцированного пара перед подогревателями сетевой воды, кДж/кг;

h_к - энтальпия конденсата после подогревателей сетевой воды, кДж/кг;

h - КПД сетевого подогревателя (для различных подогревателей собственных нужд принимается равным 0,98).

Определить расход редуцированного пара внешними потребите­лями, т/ч:

              D^//_роу = D_т –D_п.с.в ,                                     (4.42)

где D_т – расход редуцированного пара внешними технологическими потребителями, т/ч.

Определить суммарный расход свежего пара внешними потреби­телями, т/ч:

                         D_вн = D^/_роу + D^/_т,                              (4.43)

при этом

                   ,                      (4.44)

где D^/_т – расход свежего пара, кДж/кг;

  h^/_роу – энтальпия свежего пара, кДж/кг;

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

D^/_роу – расход пара перед РОУ, т/ч.

Определить количество воды, впрыскиваемой в редукционно-охладительную установку, т/ч:

                 .                      (4.45)

Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч,

                      D^/_с._н = 0,01×К_с._и D_вн ,                (4.46)

где К_сн - коэффициент расхода пара на собственные нужды котельной (подогрев сырой и химически очищенной воды, расход на деаэратор) в процентах расхода пара внешними потребителями; рекомендуется принимать его равным 5–10 % от расхода внешними потребителями.     

Расход пара на мазутное хозяйство, т/ч,

D_м = 0,01К _м × D_вн ,                                   (4.47)

где К_м - коэффициент расхода пара на мазутное хозяйство, при отсут­ствии данных рекомендуется принимать для небольших котельных равным 3 % от расхода внешними потребителями.

        Расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч,

 

D_п = 0,01 К_п (D_вн| - D^/_с.н+ D _м),                      (4.48)

где К_п - коэффициент расхода пара на покрытие потерь, рекомендует­ся принимать равным 2–3 % от расхода пара внешними потреби­телями.

Суммарный расход пара на собственные нужды, мазутное хозяй­ство и покрытие потерь в котельной, т/ч,

D_c.н = D_с.н^/ + D_м + D_п  .                  (4.49)

Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч,

                      D = D_вн + D _с.н .                                     (4.50)

Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внут­ри котельной, т/ч,    

               П^пот_к ⁼ (1 - b) (В_т + В^/_т) 0,01 К_к В ,         (4.51)

где b - доля конденсата, возвращаемого внешними потребителями;

К_к - коэффициент потерь конденсата в цикле котельной установ­ки, рекомендуется принимать равным 3 % от суммарной паропроизводительности котельной.

 

Определить расход химически очищенной воды, т/ч:

 

G _х.о.в  = G ^пот_к + 0,01 К_тс  × G,                                 (4.52)

 

где К_тс - коэффициент потери воды в теплосети, рекомендуется при­нимать равным 2...3 % от количества воды в системе теплоснаб­жения;

 

 расход сырой воды, т/ч,

G_с.в = К_х.о.в × О_х.о.в ,                                (4.53)

где К_х.о.в - коэффициент, учитывающий расход сырой воды на собст­венные нужды химводоочистки, рекомендуется принимать равным 1,25.

Определить количество воды, поступающей с непрерывной про­дувкой в расширитель, т/ч:

 

G_пр = 0,01 р_пр D,                                   (4.54)

где р_пр - процент продувки, принимается от 2 до 5 %.

Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной про­дувки, т/ч,

                         ,                   (4.55) 

где h_к.в - энтальпия котловой воды, кДж/кг;

  h ^/_расш - энтальпия воды, получаемой в расширителе непрерывной продувки, кДж/кг;

  h^//_расш - энтальпия пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, кДж/кг;

х - степень сухости пара, выходящего из расширителя непрерыв­ной продувки, принимается равной 0,98.

Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продув­ки, т/ч,

                             G_расш = G_пр – D_расш .                      (4.56)

Определить температуру сырой воды после охладителя непрерыв­ной продувки, °С:

            ,               (4.57)

где h^/_пр – энтальпия воды после охладителя нерерывной продувки, принимается равной 210 кДж/кг.

 

Расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч,

           ,                        (4.58)

где h^/_х.о.в - энтальпия сырой воды после подогревателя, определяется для температуры воды, принимаемой от 20 до 30 °С, кДж/ кг;

h^/_с.в - энтальпия сырой воды после охладителя непрерывной про­дувки,определяется по температуре t ^/_с, кДж/кг;

h^//_роу - энтальпия редуцированного пара, кДж/ кг;

h ^роу_к- энтальпия конденсата редуцированного пара, кДж/ кг, опре­деляется по температуре конденсата, принимаемой равной 70–85 °С.

Определить температуру химически очищенной воды после охла­дителя деаэрированной воды, °С:

 

 ,               (4.59)

где t^/_х.о.в - температура химически очищенной воды на входе в охлади­тель деаэрированной воды (в процессе химической очистки воды ее температура снижается примерно на 2 °С; снижением температуры воды в оборудовании химводоочистки и последующим ее подогревом в охладителе выпара можно пренебречь без ущерба для точности рас­чета), ^оС;

   t_п.в - температура деаэрированной (питательной) воды на входе в охладитель, °С;

t₂ - температура деаэрированной воды после охладителя, прини­мается равной 70 ^oС;

0,01 К_тс G - расход подпиточной воды для покрытия утечек в сис­теме теплоснабжения, т/ч.

Определить расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч:

                        ,                  (4.60)

где h_к - энтальпия химически очищенной воды после подогревателя, определяется по температуре, равной температуре конденсата, т.е. 70–85 °С;

h^//_х.о.в - энтальпия химически очищенной воды перед подогревате­лем, определяется по температуре химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды, кДж/ кг.

Суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч,

G_д = G_х.о.в + b (D_т +D^/_т)+D_х.о.в +D_c.в +D_п.с.в + D_расш . (4.61)

 

  Определить среднюю температуру воды в деаэраторе,  ⁰С:

                     +  .      (4.62)

Определить расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

     ;                                   (4.63)

расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч:

                D^роу_с.н = D_д + D_х.о.в +D_c.в ;                        (4.64)

расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч:

     .                           (4.65)

Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода пара на собственные нужды, т/ч,

        D_к = (D_вн + D_с.н)+ 0,01 К_п (D + D_с.н) .            (4.66)

 

Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %,

            .                                  (4.67)

Если невязка получится меньше 3 %, то расчет тепловой схемы считается законченным. При большей невязке расчет следует повторить, изменив расход пара на собственные нужды.

Уточненный расход редуцированного пара, т/ч,

D^//_у.роу = D_т + D_п.с.в + D^роу_c.н .                           (4.68)

 

Расход свежего пара на РОУ

    .                                (4.69)

Суммарная паропроизводительность котельной с учетом уточнения расхода на собственные нужды, т/ч,

                  (4.70)

                         

Методы распределения нагрузки

Между котлоагрегатами

 

Большое влияние на расход топлива котельным цехом оказывают распределение общей нагрузки между установленными котлоагрега­тами и выбор числа работающих котлоагрегатов, необходимых для покрытия заданного графика нагрузок.

Для оптимального распределения нагрузки между котлоагрегатами применяется несколько методов. Известно, что однотипные котлоагрегаты одинаковой номинальной паропроизводительности при сжигании одинакового топлива мо-

 

гут иметь различные зависимости КПД h = f (D), один котлоагрегат может иметь крутую кривую, другой - поло­гую. Поэтому сначала загружаются наиболее экономичные котлоагрегаты до их номинальной паропроизводительности, а затем последова­тельно - менее экономичные. В этом заключается метод поддержания наибольшего КПД котлоагрегатов.

Метод загрузки котлоагрегатов пропорционально их номинальной производительности заключается в том, что общая нагрузка распреде­ляется в соотношении номинальных паропроизводительностей котло­агрегатов. При равенстве номинальных паропроизводительностей кот-лоагрегаты загружаются поровну. Однако оба этих метода могут да­вать значительные погрешности.

Оптимальное распределение нагрузки между котлоагрегатами эффективно производить методом равенства относительных приростов топлива:

 

                     .                            (4.71)

Суть этого метода заключается в следующем. Для каждого котлоагрегата на основании испытаний имеется графическая зависимость h = f(D) (рис.4.9). Пользуясь этими кривыми, строят зависимости расхода топлива от их паропроизводительности для каждого котла, например для двух:

                В₁ = f₁ (D₁) ,      В₂ = f₂ (D₂) ,         ( 4.9).            

 

Из этих зависимостей графически определяются для каждого котлоагрегата изменение расхода топлива ДВ при соответствующем измене­нии производительности котла ДВ, а затем и относительный прирост расхода топлива ДВ/ДО. Зависимость относительного прироста расхо­да топлива от нагрузки котла представлена на рис. 4.10.

 

                                                    

 

Рис.4.9.ЗависимостьКПД             Рис.4.10. Зависимость отно-  

и условного топлива от              сительного прироста расхода

нагрузки котла                              топлива от нагрузки котла 

 С использованием этих зависимостей составляется таблица рацио­нального распределения нагрузки между котлами. Для этого кривые, приведенные на рис. 4.10, рассекаются линиями, параллельными оси абсцисс (штриховые линии со стрелками), и определяется нагрузка каждого из котлоагрегатов при условии равенства относительных при­ростов. Результаты рационального распределения нагрузки между ра­ботающими котлоагрегатами удобней представить в графической форме (рис. 4.11).

Рис.4.11. Рациональное распределение нагрузки

            между работающими котлами

Характеристики котельных

При расчете энергетических показателей определяeтся установленная мощность котельной, МВт:

 - с водогрейными котлами

Q_уст  = Q ^в.к_ном  × n ;                           (4.72)

- с паровыми котлами

 Q_уст = [D_ном^в.к (h_n – h_п.в) + D_пр (h_к.в – h_п.в)] × n ×10^-3 ,    (4.73)

где Q ^в.к_ном  - номинальная мощность водогрейных котлов, МВт (по данным завода-изготовителя);

      D^п.к_ном - номинальная паропроизводительность котлов, кг/с (по данным завода-изготовителя);

   n - число установленных котлов;

   D_пр -непрерывная продувка котла, %,

D_пр= 0,01Р D^пк_ном.                               (4.74)

Годовой отпуск теплоты на отопление, ГДж/год,

          Q ^год_о= 24×0,0036 z Q^ср_o n_o ,            (4.75)

где Q^ср_o - средний расход теплоты за отопительный период на нужды отопления, кВт;

n_о - продолжительность отопительного периода, сут, принимается по [11].

Годовой отпуск теплоты на вентиляцию, ГДж/год,

Q^cр_в = 0,0036 z × Q ^ср_в n_o ,                              (4.76)

где Q^cр_в - средний расход теплоты на вентиляцию, кВт;

 z - усредненное за отопительный период число часов работы системы вентиляции в течение суток (при отсутствии данных прини­мается равным 16 ч).

Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение, ГДж/год _,

Q^год_в = 24 × 0,0036×Q^ср_гв n_o+ 24×0,0036 О^ср_г.вл(350 -n_о), (4.77)

где Q^ср_гв - средний расход теплоты за отопительный период на горя­чее водоснабжение, кВт;

О^ср_г.вл - средний расход теплоты на горячее водоснабжение в лет­ний период, кВт;

350 - число суток в году работы системы горячего водоснабже­ния.

Годовой отпуск теплоты на технологические нужды, ГДж/год,

                                                                                     (4.78)

где D^макс - расход пара на технологические нужды при максимально зимнем режиме (задан), т/ч;

к_в.к - коэффициент возврата конденсата технологическими потребителями (зада­н);

h_п - энтальпия пара, отпускаемого потребителям на технологиче­ские нужды, кДж/кг;

h _х.в - энтальпия холодной воды, кДж/кг;

h_к - энтальпия конденсата, возвращаемого потребителями, кДж/кг;

n_т -годовое число часов использования потребителями тех­нологической нагрузки, ч/год, принимается в соответствии с заданным режимом обеспечения паром технологической нагрузки; годовой отпуск теплоты на отопление, вентиляцию, горячее во­доснабжение и технологические нужды определяется в соответствии со СНиП 2.04.07-86; для предприятий с различными режимами работы принимается следующее число часов: с непрерывным техно­логическим процессом 8760 ч, с трехсменным режимом работы 6120 ч, с двухсменным режимом 4080 ч, с односменным режимом работы 2040 ч;

К_н - коэффициент неравномерности суточного графика по пару, при отсутствии данных принимается 0,7- 0,9.

Годовой отпуск теплоты от котельной, ГДж/год,

 

_,                          (4.79)

 

Годовая выработка теплоты котельной, ГДж/год,

                          ,

где h_т.п - коэффициент теплового потока, %, определяется на осно­вании расчетов или приближенно принимается при работе на твердом топливе 97- 96 %, на газе 98 - 97 % , на мазуте при установке форсу­нок с механическим и паромеханическим распыливанием 93- 91 % (большие значения относятся к котельным с котлоагрегатами мощно­стью более 10 МВт).

Коэффициентом теплового потока учитываются расходы теплоты на обдувку паром поверхностей нагрева, на распыливание мазута, на паровой привод питательных насосов, на разогрев мазута при сливе из железнодорожных цистерн и подогрев в хранилищах, а также потери теплоты, связанные с пуском, остановкой и содержанием агрегатов в резерве, с утечками пара через неплотности в трубопроводах и арма­туре и т. д.

Число часов использования установленной мощности котельной в году, ч/год,

n_уст = Q ^год_выр  / 3,6 × Q_уст ,                    (4.81)

 

где Q_уст - установленная мощность котельной, МВт, определяется для котельной с водогрейными котлами по формуле (4.67), а с паровыми котлами по формуле (4.68),

Удельный расход топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты, т/ГДж:

    условного –

                               ,                         (4.82)

   натурального –

                               ,                                (4.83)

 где h_бр- КПД брутто котельного агрегата, % ; определяется из уравнения теплового баланса;

 Q^р_н - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, МДж/кг или МДж/м³ .

 

Годовой расход топлива котельной,т/год:

условного -

                В^у_год  = b^у_отп × Q^год_отп   ,                       (4.84)

 

натурального -

                    В^н_гол = b^у _отп  × Q ^год_отп .                                       (4.85)

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной, кВт× ч/год,

                  Э^с.н_год = N_уст × h _кот ×К_эл ,                   (4.86)

где N_уст - установленная мощность токоприемников, кВт, определяет­ся на основе выбора вспомогательного оборудования котельной и электродвигателей к нему, а при отсутствии данных в учебных расче­тах по формуле (4.82);

 h_кот - число часов работы котельной в году, ч/год; при отсутствии данных принимается при наличии горячего водоснабжения 8400 ч/год, а при его отсутствии - по наибольшему числу часов использования отопительной (24 n_о) или технологической (n_т)нагрузки;

К_эл - коэффициент использования установленной электрической мощности (принимается для котельных с Q_уст < 10 МВт равным 0,5- 0,6; с 10 < 3< <3_уст > 200 равным 0,7 - 0,8; более крупных котель­ных -0,85).

Установленная мощность токоприемников, кВт,

                N_уст= `N _с.н Q_уст,                       (4.87)

где `N _с.н - удельный расход электрической мощности на собственные нужды котельной, кВт/МВт (принимается по табл. 4.5).

 

Таблица 4. 5. Примерное значение удельного расхода электрической

---

Дата добавления: 2018-10-26; просмотров: 1490; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!