8978

11

12

2.2. Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Расчет энтальпий продуктов сгорания производится при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева.

Вычисляем энтальпию теоретического объёма воздуха для всего выбранного диапазона температур (кДж/м3).

азота и водяного пара воздуха, необходимого для горения.

(cθ)RO2 ,(cθ)N2 ,(cθ)H2O – энтальпии 1 м3 трехатомных газов, теоретического

объема азота и теоретического объема водяных паров, кДж/м3, принимаются для каждой выбранной температуры, по табл. 3.4 [2].

г, 2000 1,049 4859 7,769 2973 2,186 3939 36804,982 кДж/м3

Определяем энтальпию избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур.

избв 2000 36804,982 3017,131 39822,113 кДж/м3

Результаты расчета энтальпии продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.

По данным таблицы 2 строится график H = f(θ).

13

Таблица 2. Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания

14

На рис. 2 изображен график H = f(θ), построенный по данным таблицы

2.

Рисунок 2.Энтальпия продуктов сгорания в реперных точках газовоздушного тракта котельного агрегата

16

2.3.Тепловой баланс котельного агрегата и расход топлива.

При работе котла, вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре, и на покрытие различных потерь теплоты. Суммарное количество теплоты, поступившее в котельный агрегат, называют располагаемой теплотой и обозначают QРР.

Потеря теплоты с уходящими газами обусловлено тем, что температура продуктов сгорания, покидающих котлоагрегат, значительно выше температуры окружающего воздуха. Потеря теплоты с уходящими газами зависит от вида сжигаемого топлива, коэффициента избытка воздуха в уходящих газах, температуры уходящих газов, чистоты внутренних и наружных поверхностей нагрева (q2).

Потеря теплоты от химической неполноты сгорания (q3) обусловлена появлением в уходящих газах горячих газов. Потеря теплоты зависит от вида топлива и содержания в нем летучих соединений, способа сжигания в топке, от уровня и распределения температур в топочной камере.

Потеря теплоты от механической неполноты горения (q4) наблюдается только при сжигании твердого топлива и обусловлено наличием в остатках продуктов горения твердых горючих частиц. Остатки в основном состоят из золы, содержащейся в топливе и твердых горючих частиц, не вступивших в процесс газификации и горения. Потеря теплоты от механической неполноты горения зависит от вида сжигаемого топлива и его фракционного состава, форсировки колосниковой решетки и топочного объема, способа сжигания топлива и конструкции топки, коэффициента избытка воздуха, а также от зольности топлива.

Потеря теплоты от наружного охлаждения (q5) обусловлено передачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру. Потери в окружающую среду зависят от теплопроводности обмуровки, ее толщины, поверхности стен, приходящихся на единицу паропроизводительности парового котла.

Коэффициентом полезного действия парового котла называется отношение полезной теплоты к располагаемой теплоте. Не вся полезная теплота, выработанная агрегатом, направляется к потребителю. Часть выработанной теплоты в виде пара и электрической энергии расходуется на собственные нужды. Под расходом на собственные нужды понимают расход всех видов энергии, затраченной на производство пара или горячей воды. Поэтому различают КПД агрегата брутто и нетто. КПД брутто определяется по выработанной теплоте, КПД нетто – по отпущенной.

Между теплотой, поступившей в котельный агрегат, и покинувшей его,

где: Qir – низшая теплота сгорания топлива, Qir= 37310 кДж/м3; QВ.ВН– теплота внесенная воздухом, QВ.ВН = 0 кДж/м3

QРР= 37310 кДж/м3;

Потери теплоты от механической неполноты сгорания: q4 = 0% [1]или[2];

17

Потери теплоты от химической неполноты сгорания:q3 = 0,5% [1]или[2]; Потери теплоты от наружного охлаждения: q5= 1,7 % [1]или[2]; Определяем потерю теплоты с уходящими газами:

где HУХ – энтальпия уходящих газов, определяем по табл. 2, при соответствующих значениях αУХ и выбранной температуре уходящих газов

HУХ = 3369,3024 кДж/м3, при θух=160 ˚С;

αУХ – коэффициент избытка воздуха, берется из табл. 1 в сечении газохода после последней поверхности нагрева, αУХ = 1,40;

КПД брутто парового котла определяем по уравнению обратного баланса:

теплоты, получим:Sбр 100 B 1,193 0,5 1,7 96,607 %

Расход топлива, подаваемого в топку, определяем из уравнения теплового

где DПЕ– расход выработанного перегретого пара, кг/с, DПЕ = 0;

DН.П– расход выработанного насыщенного пара, кг/с, DН.П = 4,44 кг/с; HП.В – энтальпия питательной воды HП.В = 419 кДж/кг;

HПП – энтальпия насыщенного пара (Р = 14 атм.), кДж/кг, HН.П = 2788,4 кДж/кг;

HКИП – энтальпия кипящей воды (Р = 14 атм.), кДж/кг, HКИП = 830,1 кДж/кг;

р – непрерывная продувка парового котла, %, р = 2 %;

QПГ =4,44· (2788,4– 419) + 0,01 · 2 · (0+ 4,44) · (830,1– 419) = 10556,642

кВт

ВПГ 'R'*,∙,,E++**,FF+,+ / 0,293 м3/с

Расчетный расход топлива равен расходу топлива, подаваемого в топку Вр = 0,293 м3/с

Для последующих расчетов определяем коэффициент сохранения

18

3. Анализ термодинамической эффективности паросилового цикла Ренкина без пароперегревателя.

В настоящее время большинство теплогенерирующих установок работают по циклу Ренкина.

На рисунке 3 представлена принципиальная схема котельной установки. Пар, вырабатываемый КА (К1) поступает на паровую гребенку (К20), откуда он подается к различным видам потребителей.

Пар на производство поступает без снижения давления. Давление пара, поступающего на теплообменники необходимо снизить, так как теплообменники рассчитаны по условию прочности на 1МПа. Давление пара снижается в редукционно-охладительной установке (К4) как правило до 0,7 МПа.

После РОУ часть пара поступает на пароводяной подогреватель сетевой воды (К 12), часть на пароводяные теплообменники (К8) и (К 10), а так же на привод паровых питательных насосов и в деаэратор (К2).

Исходная водопроводная вода насосом (К13) подаётся сначала на водоводяной теплообменник (К7), в котором нагревается водой, поступающей из сепаратора непрерывной продувки (К5), а затем в пароводяной теплообменник (К8), в котором нагревается до 30 - 40 ° С. Нагрев воды до такой температуры необходим для того, чтобы исключить возможность конденсации на трубопроводах и оборудовании химводоочистки. Далее вода поступает на ХВО (К9), где происходит умягчение воды, при необходимости снижение щелочности. Далее через пароводяной теплообменник (К 10) и охладитель выпара деаэратора (К3), в котором нагревается за счет выпара деаэратора. В деаэраторе удаляются коррозионно-активные газы. Затем вода поступает в деаэратор (удаляются (СО2, О2).Атмосферный деаэратор работает при давлении 0,12МПа, t =104 ° С. Из деаэратора часть воды питательным насосом (К 14) подается сначала в экономайзер, а затем в котел, другая часть подпиточным насосом (К15) подается на подпитку тепловой сети.

Вода из обратного трубопровода тепловой сети, сетевым насосом (К 16) подается сначала в охладитель конденсата (К11), в котором нагревается конденсатом, поступающем из пароводяного теплообменника (К 12), а затем в теплообменник (К 12), в котором нагревается паром.

Конденсат от всех теплообменников и из производства поступает в конденсатный бак (К6), а оттуда конденсатным насосом (К 17) подается в деаэратор.

Для использования теплоты продувочной воды применяют СНП (К5). Продувочная вода поступает из котла в СНП. В СНП давление воды снижается до 0,15 МПа, в результате чего вода вскипает и разделяется на пар вторичного вскипания и остаточную загрязненную воду. Пар вторичного вскипания подается в деаэратор, а остаточная вода проходит через теплообменник (К7), в котором водопроводная вода нагревается и сбрасывается в продувочный колодец (К 18).

19

Рисунок 3. Принципиальная схема котельной установки.

К1 – котел ДЕ 16-14 ГМ; К2 – деаэратор; К3 – охладитель выпара деаэратора; К4 – редукционно-охладительная установка (РОУ); К5 – сепаратор непрерывной продувки; К6 – конденсатный бак; К7 – теплообменник; К8 – пароводяной теплообменник; К9 – ХВО; К10 – паровдяной теплообменник; К11 – охладитель конденсата; К12 – пароводяной теплообменник; К13 – насос исходной воды; К14 – питательный насос; К15 – подпиточный насос; К16 – сетевой насос; К17 – конденсатный насос; К18 – продувочный колодец

Схема паросиловой установки, работающей по циклу Ренкина, показана на рисунке 4. Питательная вода и конденсат поступают в паровой котёл I, где происходит процесс парообразования. В этом состоянии пар направляют по паропроводу III в паровую турбину IV, где он, расширяясь, совершает полезную механическую работу, вращая соединённый с турбиной электрогенератор V, служащий для выработки электроэнергии. Обработанный пар поступает из турбины в конденсатор VI, охлаждается здесь водой и конденсируется до жидкого состояния.

Образовавшийся конденсат перекачивают конденсатным насосом VII в паровой котёл, и затем весь процесс повторяется.

20

Рисунок 4. Схема паросиловой установки, работающей по циклу Ренкина.

На диаграмме рис. 4: линия 1-2д - действительный адиабатный процесс расширения с трением перегретого пара в турбине до состояния влажного насыщенного пара (линия 1-2 — идеальный обратимый процесс расширения без трения); линия 2Д-3 - изобарно-изотермический процесс конденсации отработанного пара в конденсаторе до состояния жидкости; линия 3-4Д - действительный адиабатный процесс повышения давления воды насосом от давления р2 за турбиной до давления р1, перед турбиной (линия 3-4 - идеальный обратимый процесс без трения); линия 4д-5 - предварительный изобарный нагрев воды в котле до температуры кипения, линия 5-6 - изобарно-изотермический процесс кипения воды в котле; линия 6-1 - изобарный процесс охлаждения пара в паропроводе за счёт потерь теплоты в окружающую среду (потерей давления в паропроводе пренебрегаем).

а) б)

Рисунок 5. Цикл Ренкина в диаграмме T-s; б) в диаграмме h-s

Таким образом, подвод теплоты q1 к рабочему телу осуществляется в котельной установке по изобаре 4л-5-6-1 (без учёта потерь тепла в паропроводе), а отвод теплоты от рабочего тела происходит в конденсаторе по