Общая часть

Котельные с водогрейными котлами могут сооружаться для отпуска теплоты только в виде горячей воды при сжигании твер­дого, газообразного и жидкого топлива. Жидкое топливо обычно поступает в автоцистернах, т. е. в разогретом состоянии. Эти котельные могут работать как на закрытую, так и на открытую систему теплоснабжения.

Основной целью расчета любой тепловой схемы котельной яв­ляется выбор основного и вспомогательною оборудования с оп­ределением исходных данных для последующих технико-экономи­ческих расчетов.

При разработке и расчете тепловых схем котельных с водо­грейными котлами необходимо учитывать особенности их конструкции и эксплуатации.

Рис.1Схемы включения деаэраторов: а- вакуумного; б-атмосферного; в - атмосферного с охладителем деаэрированной воды

/ _ водоструйный эжектор; 2 - охладитель выпара; 3 - водо-водяной теплообменник; 4 - химически очищенная вода; 5 - деаэратор; 6 - горячая вода из прямой линии; 7 - охладитель деаэрированной воды; 8 - бак деаэрированной воды; 9 - подпиточный насос

Надежность и экономичность водогрейных котлов зависит от постоянства расхода воды через них, который не должен снижаться относительно установленного заводом-изгото- вителем. Во избежание низкотемпературной и сернокислотной коррозии конвективных поверхностей нагрева температура воды на входе в котел при сжигании топлив, не содержащих серу, дол­жна быть не менее 60 °С, малосернистых топлив не менее 70 °С и высокосернистых топлив не менее 110 °С. Для повышения тем­пературы воды на входе в водогрейный котел при температурах воды ниже указанных устанавливается рециркуляционный насос. \/ В котельных с водогрейными котлами часто устанавливаются вакуумные деаэраторы. Однако вакуумные деаэраторы требуют при эксплуатации тщательного надзора, поэтому в ряде котельных предпочитают устанавливать деаэраторы атмосферного типа.

Применяемые схемы включения вакуумных деаэраторов и де­аэраторов атмосферного типа показаны на рис. 1.

На рис. 1, а показан деаэратор, работающий при абсолют­ном давлении 0,03 МПа. Вакуум в нем создается водоструйным эжектором. Подпиточная вода после химводоочистки подогрева­ется в водо-водяном подогревателе горячей водой из прямой ли­нии с температурой 130-150 °С. Выделившийся пар борботирует поток деаэрируемой воды и направляется в охладитель вы­пара. Температура воды после деаэратора 70 °С.

На рис. 1, б показана схема деаэрации при давлении 0,12 МПа, т. е. выше атмосферного. При этом давлении темпера тура воды в деаэраторе 104 °С. Перед подачей в деаэратор хими­чески очищенная вода предварительно подогревается в водоводяном теплообменнике.

На рис. 1, в показана аналогичная схема деаэрации подпиточной воды, отличающейся от описанной тем, что после деаэрационной колонки вода поступает в охладитель деаэрированной воды, подогревая химически очищенную воду. Затем химически очищенная вода направляется в теплообменник, установленный перед деаэратором. Температура воды после охладителя деаэри­рованной воды обычно принимается равной 70 °С.

Перед расчетом тепловой схемы котельной, работающей на закрытую систему теплоснабжения, следует выбрать схему при­соединения к системе теплоснабжения местных теплообменников, приготовляющих воду для нужд горячего водоснабжения. В на­стоящее время в основном применяются три схемы присоединения местных теплообменников, показанные на рис. 2.

На рис. 2, а показана схема параллельного присоединения местных теплообменников горячего водоснабжения с системой отопления потребителей. На рис. 2, б, в показаны двухступен­чатая последовательная и смешанная схемы включения местных теплообменников горячего водоснабжения. В соответствии со СНиП 11-36-73 выбор схемы присоединения местных теплообменников горячего водоснабжения производится в зависимости от отношения максимального расхода теплоты на горячее водоснабжение к максимальному расходу теплоты на отопление. При Q гв / Q о ≤0 ,06 присоединение местных тепло­обменников производится по двухступенчатой последовательной схеме; при 0,6 < Q гв / Q о ≤1,2 - по двухступенчатой смешан­ной схеме; при Q гв / Q о ≥1.2-по параллельной схеме. При двухступенчатой последовательной схеме присоединения местных теплообменников должно предусматриваться переключение тепло­обменников на двухступенчатую смешанную схему.

Расчет тепловой схемы котельной базируется на решении уравнений теплового и материального баланса, составляемых для каждого элемента схемы. Увязка этих уравнений производится в конце расчета в зависимости от принятой схемы котельной. При расхождении предварительно принятых в расчете величин с по­лученными в результате расчета более чем на 3 % расчет следует повторить, подставив в качестве исходных данных полученные зна­чения.

Расчет тепловой схемы котельной с водогрейными котлами, работающей на закрытую систему теплоснабжения для трех режимов работы котельной

Котельная предназначена для тепло­снабжения жилых и общественных зданий на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Котельная расположена в г. и работает на малосернистом мазуте. Расчет в соот­ветствии со СНиП 11-35-76 ведется для трех режимов: максималь­но-зимнего, наиболее холодного месяца и летнего. Для горячего водоснабжения принята двухступенчатая последовательная схема подогрева воды у абонентов. Деаэрация химически очищенной воды производится в деаэраторе при давлении 0,12 МПа. Тепловые сети работают по температурному графику 150/70. Основные исходные и принятые для расчета данные приведены в задании на курсовую работу.

При расчете тепловой схемы в нижеуказанной последователь­ности определяются:

1.Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию

К ов =

2.Температура воды в подающей линии на нужды отопления и вентиляции для режима наиболее холодного месяца

t 1 = 18 + 64,5 К ов 0,8 + 67,5 К ов = 115.077

3.Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции для режима наиболее холодного месяца

t 2 = t 1 - 80К ов = 58.197

4.Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию для максимально-зимнего режима Q О.В = Q о +Q В =42+6.7=48.7

для режима наиболее холодного месяца

Q О.В = (Q о +Q В) К ов = (42+67)*0.711=34.625

5.Суммарный отпуск теплоты на нужды отопления, вентиля­ции и горячего водоснабжения:

8.Тепловая нагрузка подогревателя второй ступени для режима наиболее холодного месяца:

Q 11 г.в = G потр г.в - Q 1 г.в =12-5.24=6.76МВт

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

10.Расход сетевой воды на местный теплообменник для лет­него режима:

G л г.в =

11. Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию:

для максимально-зимнего режима

для режима наиболее холодного месяца

G о.в = =523.13 т/ч

12. Расход сетевой воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение: для максимально- зимнего режима

G вн = G о.в + G г.в =523.52+0=523.52

для режима наиболее холодного месяца

G вн = G о.в + G г.в = 523.52+102.20=625.72

для летнего режима

G вн = G о.в + G г.в = 0+140.72=140.72

13. Температура обратной сетевой воды после внешних потребителей:

t под обр = t 2 - 70 – =28.47

для режима наиболее холодного месяца

t под обр = t 2 - 58.197 –

для летнего режима

t под обр = t 1 - t 1 –

14. Расход подпиточной воды для восполнения утечек в тепловой сети внешних потребителей:

для максимально - зимнего режима

G ут = 0,01К тс G вн =0.01*1.8*523.52=9.42 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

G ут = 0,01К тс G вн = 0.01*1.8*625.72=11.26 т/ч

для летнего режима

G ут = 0,01К тс G вн =0.01*2*140.72=2.81 т/ч

15. Расход сырой воды, поступающей на химводоочистку:

для максимально - зимнего режима

G с.в = 1,25 G ут = 1.25*9.42=11.77 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

G с.в = 1,25 G ут =1.25*11.26=14.07 т/ч

для летнего режима

G с.в = 1,25 G ут = 1.25*13.28=16.6 т/ч

16. Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды:

для максимально - зимнего режима

t II х.о.в = t I х.о.в = 20=48.53

для режима наиболее холодного месяца

t II х.о.в = t I х.о.в, = 20=54.10

для летнего режима

t II х.о.в = t I х.о.в = 20=60.22

17. Температура химически очищенной воды, поступающей в деаэратор:

для максимально - зимнего режима

t д х.о.в = t II х.о.в = 48.53=67.23

для режима наиболее холодного месяца

t д х.о.в = t II х.о.в = 54.10=72.80

для летнего режима

t д х.о.в = t II х.о.в = 60.22=78.92

18. Проверяется температура сырой воды перед химводоочисткой:

для максимально - зимнего режима

t I х.о.в = t с.в = 5=20.81

для режима наиболее холодного месяца

t I х.о.в = t с.в, = 15=18.2

для летнего режима

t I х.о.в = t с.в 15=16.5

19. Расход греющей воды на деаэратор:

для максимально - зимнего режима

G гр д = =1.60 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

G гр д = = =2.46 т/ч

для летнего режима

G гр д = = =0.13 т/ч

20. Проверяется расход химически очищенной воды на подпитку тепловой сети:

для максимально - зимнего режима

G х.о.в = G ут - G г.в д = 9.42-1.60=7.82 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

G х.о.в = G ут - G г.в д =11.26-2.46=8.8 т/ч

для летнего режима

G х.о.в = G ут + G г.в д = 2.81-0.13=2.67 т/ч

21. Расход теплоты на подогрев сырой воды:

для максимально - зимнего режима

Q с.в = 0,00116 = 0,00116

для режима наиболее холодного месяца

Q с.в = 0,00116 =0,00116

для летнего режима

Q с.в = 0,00116 = 0,00116

22. Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды:

для максимально - зимнего режима

Q х.о.в = 0,00116 = 0,00116

для режима наиболее холодного месяца

Q х.о.в = 0,00116 = 0,00116

для летнего режима

Q х.о.в = 0,00116 = 0,00116

23. Расход теплоты на деаэратор:

для максимально - зимнего режима

Q д = 0,00116 = 0,00116

для режима наиболее холодного месяца

Q д = 0,00116 = 0,00116

для летнего режима

Q д = 0,00116 =0,00116

24. Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды в охладителе деаэрированной воды:

для максимально - зимнего режима

Q охл = 0,00116 = 0,00116

для режима наиболее холодного месяца

Q охл = 0,00116 = 0,00116

для летнего режима

Q охл = 0,00116 = 0,00116

25. Суммарный расход теплоты, который необходимо получить в водогрейных котлах:

для максимально - зимнего режима

∑Q = Q +Q с.в +Q х.о.в +Q д - Q охл =60.7+0.22+0.17+0.15-0.25=60.99 МВт

для режима наиболее холодного месяца

∑Q = Q +Q с.в +Q х.о.в +Q д - Q охл = 53.3+0.21+0.19+0.23-0.37=53.56

для летнего режима

∑Q = Q +Q с.в +Q х.о.в +Q д - Q охл =9+0.02+0.05+0.007-0.13=8.94 МВт

26.Расход воды через водогрейные котлы:

для максимально - зимнего режима

G к = =

для режима наиболее холодного месяца

G к = =

для летнего режима

G к = =

27.Расход воды на рециркуляцию:

для максимально - зимнего режима

G рец = =

для режима наиболее холодного месяца

для летнего режима

28. Расход воды по перепускной линии:

для максимально - зимнего режима

G пер = =

для режима наиболее холодного месяца

для летнего режима

29. Расход сетевой воды от внешних потребителей через обратную линию:

для максимально - зимнего режима

G обр = G вн - G ут = 523.52-9.42=514.1 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

G обр = G вн - G ут = 625.72-11.26=614.46 т/ч

для летнего режима

G обр = G вн - G ут = 140.72-2.81=137.91 т/ч

30. Расчетный расход воды через котлы:

для максимально - зимнего режима

G к ׳ = G вн + G гр под + G рец – G пер =523.52+5+224.04-0=752.56 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

G к ׳ = G вн + G гр под + G рец – G пер = 625.72+5+111.20-220.37=521.55

для летнего режима

G к ׳ = G вн + G гр под + G рец – G пер = 140.72+0.7+81.37-66.30=154.49

31. Расход воды, поступающей к внешним потребителям по прямой линии:

для максимально - зимнего режима

G ׳ = G к ׳ - G гр д – G гр под - G рец + G пер = 752.56-1.60-224.04+0+5=531.9

для режима наиболее холодного месяца

G ׳ = G к ׳ - G гр д – G гр под - G рец + G пер = 521.55-2.46-111.20+220.37+5=633.26

для летнего режима

G ׳ = G к ׳ - G гр д – G гр под - G рец + G пер = 156.49-0.133-81.37+66.30+0.7=141.98

32. Разница между найденными ранее и уточненным расходом воды

внешними потребителями:

для максимально - зимнего режима

100% = 100%=1.60

для режима наиболее холодного месяца

100% = 100%=1.20

для летнего режима

100% = 100%=0.89

При расхождении, меньшем 3%, расчет считается оконченным.

Сводные данные результатов расчета тепловой схемы при­ведены в таблице.

.

Физическая	Обо­	Номер	Значение величины при характерных режимах работы котельной
величина	зна­ чение	формулы	макси­ мально- зимнем	наиболее холодного месяца	лет­ нем
Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиля­цию	Ко.в	(1)		0.7
Температура воды в подающей линии на нужды отопления и вен­тиляции, °С	t 1	(2)		115.07
Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вен­тиляции, °С	t 2	(3)		58.1
после систем отопления и вен­тиляции, °С Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию, МВт	Q о.в	(4)	48.7	34.6
Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение, МВт	Q	(5)	60.7	53.3
Расход воды в подающей линии на отопление, вентиляцию и горя­чее водоснабжение, т/ч	G вн	(12)	523.52	625.72	140.72
Температура обратной воды по­сле внешних потребителей, °С		(13)	28.47	50.85	56.12
Расход подпиточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних потребителей, т/ч	G ут	(14)	9.42	11.26	2.81
Количество сырой воды, посту­пающей на химводоочистку, т/ч	G с.в	(15)	11.77	14.07	16.6
Температура химически очи­щенной воды после охладителя деаэрированной воды, °С		(16)	48.53	54.10	60.22
Температура химически очищен­ной воды, поступающей в деаэра­тор, °С		(17)	67.23	72.80	78.92
Расход греющей воды на деаэ­ратор, т/ч Суммарный расход теплоты, необходимый в водогрейных котлах, МВт Расход воды через водогрейные котлы, т/ч	G гр д	(19)	1.60	2.46	0.134
∑Q	(25)	60.9	53.5	8.9
G к	(26)	655.6	575.7	153.8
Расход воды на рециркуляцию, т/ч Расход воды по перепускной линии, т/ч		(10.31)
G рец G пер	(27) (28)	224.04	111.20 220.3	81.37 66.3
Расход воды через обратную линию, т/ч	G обр	(29)	514.1	614.4	137.9
Расчетный расход воды через котлы	G к ׳	(30)	752.2	521.5	156.4

Сводная таблица расчета тепловой схемы котельной с водогрейными котлами

Тепловые схемы котельных с водогрейными котлами для закрытых систем теплоснабжения

Выбор системы теплоснабжения (открытая или закрытая) производится на основе технико-экономических расчетов. Пользуясь данными, полученными от заказчика, и методикой, изложенной в § 5.1, приступают к составлению, затем и расчету схем, которые называются тепловые схемы котельных с водогрейными котлами для закрытых систем теплоснабжения, поскольку максимальная теплопроизводительность чугунных котлов не превышает 1,0 - 1,5 Гкал/ч.

Так как рассмотрение тепловых схем удобнее вести на практических примерах, ниже приведены принципиальные и развернутые схемы котельных с водогрейными котлами. Принципиальные тепловые схемы котельных с водогрейными котлами для закрытых систем теплоснабжения, работающей на закрытую систему теплоснабжения, показана на рис. 5.7.

Рис. 5.7. Принципиальные тепловые схемы котельных с водогрейными котлами для закрытых систем теплоснабжения.

1 - котел водогрейный; 2 - насос сетевой; 3 - насос рециркуляционный; 4 - насос сырой воды; 5 - насос подпиточной воды; 6 - бак подпиточной воды; 7 - подогреватель сырой воды; 8 - подогреватель химии чески очищенной воды; 9 - охладитель подпиточной воды; 10 - деаэратор; 11 - охладитель выпара.

Вода из обратной линии тепловых сетей с небольшим напором (20 - 40 м вод. ст.) поступает к сетевым насосам 2. Туда же подводится вода от подпиточных насосов 5, компенсирующая утечки воды в тепловых сетях. К насосам 1 и 2 подается и горячая сетевая вода, теплота которой частично использована в теплообменниках для подогрева химически очищенной 8 и сырой воды 7.

Для обеспечения температуры воды перед котлами, заданной по условиям предупреждения коррозии, в трубопровод за сетевым насосом 2 подают необходимое количество горячей воды, вышедшей из водогрейных котлов 1. Линию, по которой подают горячую воду, называют рециркуляционной. Вода подается рециркуляционным насосом 3, перекачивающим нагретую воду. При всех режимах работы тепловой сети, кроме максимально зимнего, часть воды из обратной линии после сетевых насосов 2, минуя котлы, подают по линии перепуска в количестве G пер в подающую магистраль, где вода, смешиваясь с горячей водой из котлов, обеспечивает заданную расчетную температуру в подающей магистрали тепловых сетей. Добавка химически очищенной воды подогревается в теплообменниках 9, 8 11 деаэрируется в деаэраторе 10. Воду для подпитки тепловых сетей из баков 6 забирает подпиточный насос 5 и подает в обратную линию.

Даже в мощных водогрейных котельных, работающих на закрытые системы теплоснабжения, можно обойтись одним деаэратором подпиточной воды с невысокой производительностью. Уменьшается также мощность подпиточных насосов, оборудование водоподготовительной установки и снижаются требования к качеству подпиточной воды по сравнению с котельными для открытых систем. Недостатком закрытых систем является некоторое удорожание оборудования абонентских узлов горячего водоснабжения.

Для сокращения расхода воды на рециркуляцию ее температура на выходе из котлов поддерживается, как правило, выше температуры воды в подающей линии тепловых сетей. Только при расчетном максимально зимнем режиме температуры воды на выходе из котлов и в подающей линии тепловых сетей будут одинаковы. Для обеспечения расчетной температуры воды на входе в тепловые сети к выходящей из котлов воде подмешивается сетевая вода из обратного трубопровода. Для этого между трубопроводами обратной и подающей линии, после сетевых насосов, монтируют линию перепуска.

Наличие подмешивания и рециркуляции воды приводит к режимам работы стальных водогрейных котлов, отличающимся от режима тепловых сетей. Водогрейные котлы надежно работают лишь при условии поддержания постоянства количества воды, проходящей через них. Расход воды должен поддерживаться в заданных пределах независимо от колебаний тепловых нагрузок. Поэтому регулирование отпуска тепловой энергии в сеть необходимо осуществлять путем изменения температуры воды на выходе из котлов.

Для уменьшения интенсивности наружной коррозии труб поверхностей стальных водогрейных котлов необходимо, поддерживать температуру воды на входе в котлы выше температуры точки росы дымовых газов. Минимально допустимая температура воды на входе в котлы рекомендуется следующая:

при работе на природном газе - не ниже 60°С; при работе на малосернистом мазуте - не ниже 70°С; при работе на высокосернистом мазуте - не ниже 110°С.

В связи с тем, что температура воды в обратных линиях тепловых сетей почти всегда ниже 60°С, тепловые схемы котельных с водогрейными котлами для закрытых систем теплоснабжения предусматривают, как отмечено ранее, рециркуляцинонные насосы и соответствующие трубопроводы. Для определения необходимой температуры воды за стальными водогрейными котлами должны быть известны режимы работы тепловых сетей, которые отличаются от графиков или режимных котлоагрегатов.

Во многих случаях водяные тепловые сети рассчитываются для работы по так называемому отопительному температурному графику типа, показанного на рис. 2.9. Расчет показывает, что максимальный часовой расход воды, поступающей в тепловые сети от котлов, получается при режиме, соответствующем точке излома графика температур воды в сетях, т. е. при температуре наружного воздуха, которой соответствует на низшей температура воды в подающей линии. Эту температуру поддерживают постоянной даже при дальнейшем повышении температуры наружного воздуха.

Исходя из изложенного, в расчет тепловой схемы котельной вводят пятый характерный режим, отвечающий точке излома графика температур воды в сетях. Такие графики строятся для каждого района с соответствующей последнему расчетной температурой наружного воздуха по типу показанного на рис. 2.9. С помощью подобного графика легко находятся необходимые температуры в подающей и обратной магистралях тепловых сетей и необходимые температуры воды на выходе из котлов. Подобные графики для определения температур воды в тепловых сетях для различных расчетных температур наружного воздуха - от -13°С до - 40°С разработаны Теплоэлектропроектом.

Температуры воды в подающей и в обратной магистралях,°С, тепловой сети могут быть определены по формулам:

где t вн - температура воздуха внутри отапливаемых помещений,°С; t H - расчетная температура наружного воздуха для отопления,°С; t′ H - изменяющаяся во времени температура наружного воздуха,°С;π′ i - температура воды в подающем трубопроводе при t н °С; π 2 - температура воды в обратном трубопроводе при t н °С;tн - температура воды в подающем трубопроводе при t′ н,°С; ∆т - расчетный перепад температур, ∆t = π 1 - π 2 ,°С; θ =π з -π 2 - расчетный перепад температур в местной системе,°С; π 3 = π 1 + aπ 2 / 1+ a - расчетная температура воды, поступающей в отопительный прибор, °С; π′ 2 - температура воды, идущей в обратный трубопровод от прибора при t" H ,°С; а - коэффициент смещения, равный отношению количества обратной воды, подсасываемой элеватором, к количеству сетевой воды.

Сложность расчетных формул (5.40) и (5.41) для определения температуры воды в тепловых сетях подтверждает целесообразность использования графиков типа показанного на рис. 2.9, построенного для района с расчетной температурой наружного воздуха - 26 °С. Из графика видно, что при температурах наружного воздуха 3°C и выше вплоть до конца отопительного сезона температура воды в подающем трубопроводе тепловых сетей постоянна и равна 70 °С.

Исходными данными для расчетов тепловых схем котельных со стальными водогрейными котлами для закрытых систем теплоснабжения, как указывалось выше, служат расходы теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение с учетом тепловых потерь в котельной, сетях и расхода теплоты на собственные нужды котельной.

Соотношение отопительно-вентиляционных нагрузок и нагрузок горячего водоснабжения уточняется в зависимости от местных условий работы потребителей. Практика эксплуатации отопительных котельных показывает, что среднечасовой за сутки расход теплоты на горячее водоснабжение составляет около 20 % полной теплопроизводительности котельной. Тепловые потери в наружных тепловых сетях рекомендуется принимать в размере до 3 % общего расхода теплоты. Максимальные часовые расчетные расходы тепловой энергии на собственные нужды котельной с водогрейными котлами при закрытой системе теплоснабжения можно принять по рекомендации в размере до 3 % установленной теплопроизводительности всех котлов.

Суммарный часовой расход воды в подающей линии тепловых сетей на выходе из котельной определяется, исходя из температурного режима работы тепловых сетей, и, кроме того, зависит от утечки воды через не плотности. Утечка из тепловых сетей для закрытых систем теплоснабжения не должна превышать 0,25 % объема воды в трубах тепловых сетей.

Допускается ориентировочно принимать удельный объем воды в местных системах отопления зданий на 1 Гкал/ч суммарного расчетного расхода теплоты для жилых районов 30 м 3 и для промышленных предприятий - 15 м 3 .

С учетом удельного объема воды в трубопроводах тепловых сетей и подогревательных установках общий объем воды в закрытой системе ориентировочно можно принимать равным для жилых районов 45 - 50 м 3 , для промышленных предприятий - 25 - 35 MS на 1 Гкал/ч суммарного расчетного расхода теплоты.

Рис. 5.8. Развернутаые тепловые схемы котельных с водогрейными котлами для закрытых систем теплоснабжения.

1 - котел водогрейный; 2 - насос рециркуляционный; 3 - насос сетевой; 4 - насос сетевой летний; 5 - насос сырой воды; 6 - насос конденсатный; 7 - бак конденсатный; 8 - подогреватель сырой воды; 9 - подогреватель химически очищенной воды; 10 - деаэратор; 11 - охладитель выпара.

Иногда для предварительного определения количества утекающей из закрытой системы сетевой воды эту величину принимают в пределах до 2 % расхода воды в подающей линии. На основе расчета принципиальной тепловой схемы и после выбора единичных производительностей основного и вспомогательного оборудования котельной составляется полная развернутая тепловая схема. Для каждой технологической части котельной обычно составляются раздельные развернутые схемы, т. е. для оборудования собственно котельной, химводоочистки и мазутного хозяйства. Развернутая тепловая схема котельной с тремя водогрейными котлами КВ -ТС - 20 для закрытой системы теплоснабжения показана на рис. 5.8.

В верхней правой части этой схемы размещены водогрейные котлы 1, а в левой - деаэраторы 10 ниже котлов размещены рециркуляцинонные ниже сетевые насосы, под деаэраторами - теплообменники (подогреватели) 9, бак деаэрированной воды 7, подпилочные насосы 6, насосы сырой воды 5, дренажные баки и продувочный колодец. При выполнении развернутых тепловых схем котельных с водогрейными котлами применяют обще станционную или агрегатную схему компоновки оборудования (рис. 5.9).

Общестанционные тепловые схемы котельных с водогрейными котлами для закрытых систем теплоснабжения характеризуется присоединением сетевых 2 и рециркуляционных 3 насосов, при котором вода из обратной линии тепловых сетей может поступать к любому из сетевых насосов 2 и 4, подключенных к магистральному трубопроводу, питающему водой все котлы котельной. Рециркуляцинонные насосы 3 подают горячую воду из общей линии за котлами также в общую линию, питающую водой все водогрейные котлы.

При агрегатной схеме компоновки оборудования котельной, изображенной на рис. 5.10, для каждого котла 1 устанавливаются сетевые 2 и рециркулярные насосы 3.

Рис 5.9 Общестанционная компоновка котлов сетевых и рециркуляционных насосов.1 - котел водогрейный, 2 - рециркуляционный, 3 - насос сетевой, 4 - насос сетевой летний.

Рис. 5-10. Агрегатная компоновка котлов КВ - ГМ - 100, сетевых и рециркуляционных насосов. 1 - насос водогрейный; 2 - насос сетевой; 3 - насос рециркуляционный.

Вода из обратной магистрали поступает параллельно ко всем сетевым насосам, а нагнетательный трубопровод каждого насоса подключен только к одному из водонагревательных котлов. К рециркуляционному насосу горячая вода поступает из трубопроводом за каждым котлом до включения его в общую падающую магистраль и направляется в питательную линию того же котлоагрегата. При компоновке при агрегатной схеме предусматривается установка одного для всех водогрейных котлов. На рис.5.10 линии подпиточной и горячей воды к основным трубопроводам и теплообменником не показаны.

Агрегатный способ размещения оборудования особенно широко применяется в проектах водогрейных котельных с крупными котлами ПТВМ - 30М, КВ - ГМ 100. и др. Выбор обще станционного или агрегатного способа компоновки оборудования котельных с водогрейными котлами в каждом отдельном случае решается, исходя из эксплуатационных соображений. Важнейшими из них из компоновки при агрегатной схеме является облегчение учета и регулирования расхода и параметра теплоносителя от каждого агрегата магистральных теплопроводов большого диаметра и упрощение ввода в эксплуатацию каждого агрегата.

ВОЗМОЖНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЕЛЬНЫХ

К.т.н. Л. А. Репин, директор, Д.Н. Тарасов, инженер, А.В. Макеева, инженер, ЗАО «Южно-русская энергетическая компания», г. Краснодар

Опыт последних лет эксплуатации российских систем теплоснабжения в зимних условиях показывает, что нередки случаи нарушения электроснабжения источников тепла. При этом прекращение подачи электроэнергии в котельные может привести к серьезным последствиям как в самой котельной (остановка вентиляторов, дымососов, выход из строя автоматики и защиты), так и вне ее (замерзание теплотрасс, систем отопления зданий и т.п.).

Одним из известных и в то же время эффективных решений этой проблемы, для относительно крупных паровых котельных, является использование турбогенераторных установок, работающих на избыточном давлении пара, т.е. организация когенерации на базе внешнего теплового потребления . Это позволяет не только увеличить эффективность использования топлива и улучшить экономические показатели источника тепла, но и, обеспечив его электроснабжение от собственного электрогенератора, повысить надежность работы системы теплоснабжения.

Применительно к коммунальной теплоэнергетике такое решение представляется нереальным, поскольку подавляющее большинство котельных являются водогрейными. В этом случае для повышения надежности практикуется установка на тепловом источнике дизель-генераторов, которые в случае аварии в системе электроснабжения могут обеспечить собственные нужды котельной. Однако это требует существенных

затрат, а коэффициент использования установленного оборудования приближается к нулю.

В данной статье предлагается другое решение этой проблемы. Суть его состоит в организации собственного производства электрической энергии в водогрейной котельной на базе осуществления цикла Ренкина, используя в качестве рабочего тела низкокипящее вещество, которое в дальнейшем будем называть «агент» .

Схемы электростанций с использованием низкокипящих рабочих тел достаточно известны и применяются, в основном, на геотермальных месторождениях с целью утилизации теплоты сбросных вод . Однако основным их недостатком является низкий термический КПД цикла, что связано с необходимостью отвода теплоты конденсации агента в окружающую среду. В водогрейных котельных и в паровых котельных малой мощности (где другие варианты когенерации нецелесообразны) теплоту конденсации можно использовать для предварительного подогрева сырой воды, поступающей на ХВО или идущей в подогреватели ГВС в случае, если они установлены на источнике теплоснабжения. Принципиальная тепловая схема водогрейной котельной с интегрированной установкой по производству электроэнергии представлена на рис. 1.

Часть теплоносителя на выходе из водогрейного котла I отбирается и, последовательно проходя через испаритель II и подогреватель агента III, обеспечивает получение его в виде пара с параметрами, достаточными для использования в качестве рабочего тела в тепловом двигателе IV, соединенным с электрогенератором.

После завершения процесса расширения отработанный пар поступает в теплообменник-конденсатор V, где теплота конденсации утилизируется потоком холодной воды, идущей в установку ХВО или, как показано на рисунке, через дополнительный подогреватель VI и бак-аккумулятор VII в систему подачи воды на нужды ГВС.

Для практической реализации предлагаемой схемы необходимо рассмотреть несколько моментов.

1. Подобрать низкокипящее вещество (агент), которое по своим термодинамическим характеристикам вписывалось бы в режим работы и параметры котельной.

2. Определить оптимальные параметры режима работы теплосиловой установки и тепло-обменного оборудования.

3. Провести количественную оценку величины максимальной электрической мощности, которую можно получить для конкретных условий рассматриваемой котельной.

При выборе рабочего тела было проведено расчетное исследование цикла Ренкина для следующих агентов: R134, R600a, R113, R114, R600. В результате было установлено, что наибольшая эффективность цикла для его реализации в условиях водогрейной котельной достигается при использовании хладона R600.

Для выбранного таким образом рабочего тела был проведен анализ влияния на вырабатываемую мощность температуры перегрева пара (рис. 2а), давления пара на входе Pн (рис. 2б) и выходе Pк (рис. 2в) двигателя.

Из приведенных графиков следует, что рассматриваемые характеристики практически не зависят от температуры перегрева рабочего тела и улучшаются с возрастанием Pн и уменьшением Pк. В то же время увязка параметров когенерационной установки с режимом работы источника тепла показывает, что увеличение Pн ограничивается необходимостью обеспечить достаточную разность температур в испарителе между испаряющимся рабочим телом и греющим теплоносителем, т.к. температура последнего определяется режимом работы водогрейного котла.

Конечное давление Pк должно выбираться в зависимости от температуры конденсации агента, которая в свою очередь определяется температурным уровнем тепловоспринимающей среды (холодной воды) и необходимым температурным напором в конденсаторе.

Для конкретных расчетов предлагаемой схемы была выбрана котельная с тремя котлами ТВГ-8 с подключенной тепловой нагрузкой по отоплению 14,1 МВт и по горячему водоснабжению 5,6 МВт (зимний режим). В котельной имеется бойлерная установка, обеспечивающая подогрев горячей воды на нужды ГВС. Расчетная температура сетевой воды на выходе из котлов 130 ОC. Суммарная потребляемая мощность - до 230 кВт в отопительный период и до 105 кВт летом.

Значения параметров и расходов теплоносителей в узловых точках схемы, полученные в результате расчетов, приведены в таблице.

Электрическая мощность ЭГК в отопительный период составила 370 кВт, в летний 222 кВт.

При проведении расчетов расход рабочего тепла определялся, исходя из возможности по-

тока холодной воды обеспечить полную конденсацию агента. Различие в получаемой мощности в зимний и летний периоды работы источника тепла связано с уменьшением количества агента, которое может быть сконденсировано, из-за увеличения температуры холодной воды, поступающей в конденсатор (+15 ОC).

Выводы

1. Существует реальная возможность повысить энергоэффективность водогрейных котельных путем организации производства электроэнергии в установках, использующих низко-кипящее рабочее тело.

2. Величина электрической мощности, которая может быть получена при осуществлении когенерации, существенно превышает собственные нужды котельной, что гарантирует ее автономное электроснабжение. При этом отказ от покупной и реализация избыточной электроэнергии должны существенно улучшить экономические показатели источника тепла.

3. Несмотря на невысокие значения КПД цикла, в схеме практически отсутствуют потери подведенной теплоты (кроме потерь в окружаю-

щую среду), что позволяет говорить о высокой энергетической и экономической эффективности предлагаемого решения.

Литература

1. Репин Л.А., Чернин Р.А. Возможности производства электрической энергии в паровых котельных низкого давления //Промышленная энергетика. 1994. №6. С.37-39.

2. Патент 32861 (RU). Тепловая схема водогрейной котельной/Л.А. Репин, А.Л. Репин//2006.

3. Комбинированная геотермальная электростанция с бинарным циклом мощностью 6,5 МВт// Российские энергоэффективные технологии. 2002. № 1.

Продление ресурса и уменьшение расхода природного газа водогрейными котлами ТВГ-КВГ. Котлы ТВГ (ТВГ-8, ТВГ-8М, ТВГ-4р) и их развитие КВГ (КВГ-7,56, КВГ-4,65) с параметрами 4-10 МВт, воды 150/70 ºС, 8 атм., разработаны Институтом газа НАН Украины и выпускаются Монастырищенским машиностроительным заводом (ВАТ «ТЕКОМ» г. Монастырище Черкасской обл.). Практически все котлы превысили заводской срок эксплуатации (14 лет) и продолжают эксплуатироваться. Котлы ТВГ-КВГ ремонтопригодны и их срок службы ограничивается выходом из строя конвективной поверхности нагрева, изготавливаемой из труб диаметра Ø28×3 мм и необходимостью замены горелочных устройств. После замены этих элементов на усовершенствованные котлы могут работать ещё 10-14 лет с повышенным КПД и уменьшенным расходом природного газа на 4-5%. Методы модернизации котлов ТВГ-8, ТВГ-8М, ТВГ-4р, КВГ-7,56, КВГ-4,65. 1. Замена газовых горелок на усовершенствованные подовые щелевые горелки 3-го поколения МПИГ-3 с профилированными соплами и дополнительной воздухораспределительной решёткой типа «кольчуга».Преимущества: неизменная геометрия сечения газовых сопел, которые практически не засоряются и соотношение газ/воздух остаётся очень близким к первоначально заданным при режимной наладке, длительный ресурс эксплуатации горелки 10-14 лет, см. рис. 2. Замена конвективных поверхностей нагрева – вместо труб Ø28×3 мм применены трубы Ø32×3 мм или Ø38×3 мм. Преимущества: а) увеличение диаметра трубы уменьшает гидравлическое сопротивление и при плохом качестве воды в системе конвективная поверхность не так быстро выходит со строя; б) за счёт увеличения поверхности нагрева повышается КПД котла. В результате модернизации котлов ТВГ-8, ТВГ-8М, ТВГ-4р, КВГ-7,56, КВГ-4,65 указанными выше методами можно повысить КПД котлов до 94-95%, снизить расход природного газа и эмиссию монооксида углерода, продлить ресурс котлов на 10-14 лет. В табл. приведены основные показатели котла ТВГ-8М до модернизации и после (г.Киев, р/к Депутатская, 2, испытание проведено службой наладки «Жилтеплоэнерго Киевэнерго») с заменой горелочных устройств на новые подовые горелки МПИГ-3 и новой конвективной поверхность из труб Ø32×3 мм. Параметры ТВГ-8М до модернизации ТВГ-8М после модернизации Теплопроизводительность котла, Q к, Гкал/ч Расход воды через котел, D, т/ч Гидравлическое сопротивление, ΔP к, кг/см 2 Аэродинамическое сопротивление, ΔН, кг/м 2 Температура уходящих газов,t ух, °С СО, мг/нм 3 NO х, мг/нм 3 КПД котла брутто, η к, % Модернизация, например, котла ТВГ-8(ТВГ-8М) обеспечивает экономический эффект на одном котле – 253,8 тыс.грн./год, (экономию газа 172 тыс.м 3 /год или за 15 лет 2,6 млн.м 3) по сравнению с закупкой и установкой нового заводского котла. Затраты на модернизацию одного котла ТВГ-8(ТВГ-8М) составляют 360 тыс.грн. Окупаемость 1 год и 5 мес. Институт газа НАН Украины осуществляет передачу технической документации на изготовление горелок и конвективной поверхности нагрева (по договору), шеф-монтаж и пуско-наладку, при необходимости изготавливает самостоятельно конвективную поверхность нагрева и горелки.

Перспективы модернизации отечественного парка паровых и водогрейных котлов.

В Украине преимущественно эксплуатируется парк паровых и водогрейных котлов серий ДКВР, ДЕ, Е, ТВГ, КВГМ, ПТВМ и т.д., обеспечивающих тепловой энергией как производственную сферу, так и жилищно-комунальное хозяйство Украины. Уровень оборудования и автоматики не отвечает действующим нормам по использованию топлива, электроэнергии и экологическим показателям. А тут можно прочитать статьи про малоэтажное строительство на строительном портале. Эту проблему можно решить двумя путями: Полной заменой котлов на новые, современные; Модернизацией существующего парка котлов. Первый путь требует от владельцев теплогенерирующих установок больших капитальных вложений, что на сегодняшний день под силу только некоторым крупным успешно работающим предприятиям. Для других предприятий более реальным является второй путь - модернизация своих теплогенерирующих установок путем замены газогорелочных устройств на импортные аналоги или применение автоматики для котлов на базе импортных комплектующих с использованием штатных горелок или новых горелок серии ГМУ. Импортные горелки фирм "Weishopt", "Ecoflame" установлены на котлах Монастырищенского завода Е2,5-0,9 и Ивано-Франковского завода ВК-22. Эксплуатация этих котлов показала удовлетворительную работу всего оборудования. Примером использования штатной горелки ГМГ-4 на паровом котле ДКВР 6,5/13 является Чижевская бумажная фабрика (ЧПФ). Впервые в практике эксплуатации котлов серии ДКВР газовая горелка ГМГ-4 была переведена в режим полного автоматического розжига и регулирования нагрузки парового котла без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Автоматическое регулирование нагрузки по давлению пара в барабане котла позволяет удерживать давление пара на заданном значении ±0,1 кгс/см2 при значительных изменениях расхода пара (до 70% со стороны потребителя). В случае прекращения потребления пара автоматика котла останавливает горелку до момента следующей потребности в паре. Такой режим работы котла с переменной паровой нагрузкой позволяет значительно экономить топливо. Отказ от традиционных методов дроссельного регулирования таких параметров, как уровень воды в верхнем барабане, разрежение в топке котла, давление воздуха перед горелкой и переход на принципиально новый способ регулирования вышеуказанных параметров путем изменения числа оборотов электродвигателей вспомогательного оборудования с помощью частотных преобразователей позволило значительно уменьшить затраты электроэнергии на производство пара. Потребленная электродвигателями вспомогательного оборудования электроэнергия на одну тонну произведенного пара до реконструкции составляла 7,96 квт/т, а после реконструкции составляет 1,98 кВт/т. Таким образом, за срок годичной эксплуатации котла на Чижевской бумажной фабрике, который составляет 8000 часов, экономия электроэнергии достигла 253000 кВт. Средневзвешенный коэффициент полезного действия котла ДКВР 6,5/13 после реконструкции составил 90-90,5% вместо 87,5%. Для современных гидравлических схем водогрейных котельных решена проблема применения погодозависимого регулятора регулирующего температуру теплоносителя в подающей магистрали в зависимости от температуры наружного воздуха при сохранении условия для прямоточных водогрейных котлов tВХ≥70°С. Проблема решена при помощи применения регулируемой гидравлической стрелки. Использование погодозависимого регулятора позволяет экономить топливо до 30%. В настоящее время на все типоразмеры отечественных котлов разработаны схемы по реконструкции с использованием выше перечисленных технологий. Сроки окупаемости затраченных средств на модернизацию паровых или водогрейных котлов составляют 1,0 ÷2,0 года в зависимости от времени эксплуатации в течение года.

К атегория: Монтаж котлов

Схемы котельных установок

На тепловой схеме котельной условными графическими изображениями показывают основное и вспомогательное оборудование, связанное линиями трубопроводов для транспортирования пара или воды. Тепловые схемы могут быть принципиальные, развернутые и рабочие или монтажные.

Принципиальная тепловая схема содержит лишь главное оборудование и основные трубопроводы без арматуры.

На развернутую схему наносят все оборудование котельной и все трубопроводы, включая арматуру и различные вспомогательные устройства. Часто развернутую схему разделяют на самостоятельные технологические части по функциональному признаку, например, схема водоподготовки, схема деаэрационно-питательной установки, схема дренажей, схема продувки паровых котлов и т. п.

Рабочую, или монтажную, схему выполняют с указанием отметок расположения трубопроводов, размеров, марок стали, способов креплений, массы оборудования, деталей и других необходимых сведений.

Принципиальная тепловая схема котельной с водогрейными котлами изображена на рис. 2. Вода из обратной линии тепловых сетей поступает к сетевым насосам. К ним же подпиточ-ными насосами из бака подводится вода, компенсирующая потери в сетях. Для поддержания заданной температуры воды перед котлами в трубопровод за насосом подают необходимое количество горячей воды, вышедшей из котлов. С помощью перепуска между обратной и подающей линиями регулируется температура воды, идущей в сеть. Сырая вода, пройдя подогреватель, водоподготовительную установку ВПУ, подогреватель, охладители и деаэратор, подается на подпитку тепловой сети.

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема котельной с водогрейными котлами: 1 - водогрейный котел, 2.5 - насосы, 3 - рециркуляционный насос, 4 - насос сырой воды, 6 - бак подпиточной воды, 7 - подогреватель сырой воды, 8 - охладитель подпиточной воды. 9-подогреватель химочищенной воды, 10 - вакуумный деаэратор, 11- охладитель выпара, 12 - регулирующий клапан; ВПУ - водоподготовительная установка

Рис. 4. Схема котельной установки с паровым вертикально-водотрубным котлом, работающим на твердом топливе: 1 - конвейер, 2 - барабан котла, 3 - запорная задвижка, 4-выходная камера пароперегревателя, 5 - фестон, 6 - пароперегреватель, 7 - экономайзер, 8 - топочные поверхности нагрева, 9 - воздухоподогреватель, 10- золоуловитель, 11—- дымовая труба, 12- дымосос, 13 - вентилятор, 14 - шлаковый бункер, 15-насос, 16-химводо-очистка, 17-решетка, 18-питатель, 19 - деаэратор, 20- бункер угля, 21, 22 - трубы

Технологическая схема котельной установки с паровым вертикально-водотрубным котлом, работающим на твердом топливе, изображена на рис. 3. Ленточный конвейер подает подготовленное твердое топливо в расходный бункер, откуда оно через питатель поступает в топку, куда по двум направлениям подается воздух, нагретый в воздухоподогревателе до температуры 250…400 °С. Часть воздуха подводится к месту поступления топлива в топку. Мелкие частицы топлива подхватываются потоком воздуха и сгорают в топочном пространстве на лету в виде факела. Воздух, поступивший в топку вместе с топливом, называется первичным. Крупные куски топлива выпадают из воздушного потока на цепную решетку, которая непрерывно движется. По мере продвижения цепной решетки топливо сгорает, а шлак и зола сбрасываются в шлаковый бункер.

Воздух, необходимый для горения топлива на полотне цепной решетки, засасывается дутьевым вентилятором через возду-хозаборную шахту и подается через воздухоподогреватель 9 под слой топлива через специальные колосники. Этот воздух называют также первичным.

В процессе сгорания топлива негорючие частички золы плавятся и образуют шлаки. При слоевом сжигании топлива основная масса золы и шлака остается на решетке. Однако часть золы в виде жидких и тестообразных шлаков вместе с несгорев-шими частицами топлива топочные газы захватывают и выносят из топочной камеры. Для дожигания несгоревших частиц топлива в верхнюю часть факела подают вторичный воздух. Чтобы исключить налипание частичек шлака на трубы фестона 5, температуру топочных газов на выходе из топочной камеры поддерживают ниже температуры плавления золы (1000…) 100 °С).

В топочной камере теплота от горящего топлива воспринимается поверхностями нагрева в виде лучистой энергии (излучения), которую называют радиацией. Поверхности нагрева, расположенные в топке, называют поэтому радиационными. Передача теплоты излучением в несколько раз эффективнее передачи теплоты конвекцией, поэтому в современных котлах стены топочной камеры стремятся более плотно закрыть трубами. Радиационные поверхности нагрева защищают (экранируют) внутреннюю поверхность обмуровки котла от высоких температур и химического воздействия расплавленных шлаков и поэтому называются экранными.

Задний топочный экран в верхней части топки разрежен и образует так называемый фестон. За фестоном в горизонтальном газоходе расположены конвективные поверхности нагрева из труб диаметром 30…40 мм, которые образуют пароперегреватель. Отдав часть теплоты пароперегревателю, топочные газы поступают в опускной газоход, в котором располагаются водяной экономайзер и воздухоподогреватель. Уходящие топочные газы, охлажденные до температуры 120… 180 °С, проходят через золоулавливатель, где очищаются от летучей золы, и дымососом выбрасываются через дымовую трубу в атмосферу. Частицы золы из золоуловителя и шлак из бункера системой шлакозолоудаления выносятся из котельной.

Экранные трубы топки находятся в зоне высоких температур, поэтому необходимо интенсивно отводить теплоту с помощью циркулирующей в этих трубах воды. Если на внутренних стенках экранных труб образуется накипь, то это затрудняет передачу теплоты от раскаленных продуктов сгорания к воде или пару и может привести к перегреву металла и разрыву труб под действием внутреннего давления. Для того чтобы накипь не образовывалась, воду, поступающую для питания котлов, предварительно обрабатывают.

Обработка воды заключается в том, что из нее удаляют большую часть плохо растворимых в воде солей кальция и магния (соли жесткости), а также кислород и углекислый газ, которые вызывают коррозию металла труб, барабана и камер. Предварительная обработка воды называется водоподготовкой, а обработанная вода, пригодная для питания котлов, - питательной. Вода, находящаяся внутри котла, называется котловой.

Поскольку в котле поддерживается давление выше атмосферного, питательную воду подают в котел принудительно питательным насосом, который забирает воду из деаэратора и подает ее через водяной экономайзер в барабан котла. Барабан служит для создания необходимого запаса котловой воды, обеспечения естественной циркуляции воды и сепарации пара.

Из барабана вода через необогреваемые водоопускные (во-доподводящие) трубы и камеры поступает в трубы поверхностей нагрева, в которых она нагревается, вскипает и в виде пароводяной смеси возвращается в барабан. Пар в барабане паросепарационными устройствами отделяется от капелек котловой воды, обладающих повышенным солесодержанием, и отводится в пароперегреватель. Отделившаяся вода смешивается в барабане котла с добавочной питательной водой и возвращается в трубы поверхностей нагрева.

Естественная циркуляция воды в котле осуществляется за счет разности плотностей воды в необогреваемых (или слабо обогреваемых) водоопускных трубах и пароводяной смеси в интенсивно обогреваемых трубах поверхностей нагрева. Поскольку плотность пароводяной смеси значительно меньше плотности воды, общий собственный вес столба пароводяной смеси в интенсивно обогреваемых трубах меньше собственного веса воды в необогреваемых или слабо обогреваемых водоопускных трубах.

В тех случаях, когда в паровых котлах по конструктивным соображениям затруднительно создать надежную циркуляцию котловой воды за счет естественного напора, применяют специальные насосы, которые обеспечивают высокие скорости движения воды по всему циркуляционному контуру. Такую принудительную систему циркуляции применяют также в водогрейных котлах.

Непрерывно поступающие в котел с питательной водой соли и образующийся в котловой воде шлам скапливаются в водяном объеме котла. Чтобы соли жесткости и щелочи не накапливались в котловой воде, часть воды из котла непрерывно отводят, при этом одновременно добавляют питательную воду с меньшим солесодержанием. Этот процесс называют непрерывной продувкой.

Непрерывную продувку осуществляют из верхнего барабана котла через дырчатые трубы. Расход воды при непрерывной продувке зависит от ее качества и составляет обычно 1…2% от производительности котла. Вода, удаляемая из котла с непрерывной продувкой, направляется в расширитель (сепаратор) и в дальнейшем используется в технологической схеме котельной установки для подогрева сырой или химически очищенной воды.

Для удаления скапливающегося в нижних точках котла (нижних камерах и барабанах) шлама применяют периодическую продувку. При периодических продувках воду, содержащую значительное количество шлама, направляют в расширитель периодических продувок (барботер), откуда образовавшийся пар отводится в атмосферу, а остаток воды со шламом сливается в канализацию.

Вместе с нагретой котловой водой, удаляемой с непрерывной продувкой из котла, отводится значительное количество теплоты, тем большее, чем больше процент продувки. Кроме того, приходится увеличивать расход питательной воды на подпитку котла. Поэтому количество продувочной воды должно быть минимальным. Чтобы сократить расход питательной воды при непрерывной продувке, применяют двухступенчатое испарение.

Паросепарационные устройства, используемые для очистки и осушения пара, могут быть внутри- или внебарабанные. Внеба-рабанные паросепарационные устройства выполняют обычно в виде выносных циклонов.

В пароперегревателе пар доводится до номинальной температуры и через выходную камеру и запорную задвижку подается по паропроводам к потребителю.

В том случае, если потребителю необходимо подать горячую воду, полученный в паровом котле пар пропускают через систему теплообменников. При этом в РОУ уменьшают давление пара, а в теплообменниках - водоподогревателях пар нагревает воду сетевой установки. Далее нагретая сетевая вода поступает по трубопроводам к потребителю.

Сложность технологической схемы котельной зависит от вида сжигаемого топлива и системы теплоснабжения, которая бывает открытой и закрытой.

В открытых системах теплоснабжения нагретая в котельной вода служит не только теплоносителем, но и поступает на нужды горячего водоснабжения путем непосредственного разбора из трубопроводов тепловой сети без промежуточных подогревателей абонентских узлов горячего водоснабжения. При этом количество подпиточной воды определяется потерями в сетях и расходом воды на горячее водоснабжение.

Для закрытых систем теплоснабжения характерно наличие замкнутого (закрытого) контура с циркулирующим теплоносителем, который отдает свою теплоту в водоводяных подогревателях районных тепловых пунктов. Количество подпиточной воды определяется только потерями в сетях, поэтому даже в мощных водогрейных котельных устанавливают один подпиточный деаэратор небольшой производительности.

Выбор системы теплоснабжения производят путем технико-экономических расчетов.

- Схемы котельных установок

В зависимости от характера тепловых нагрузок котельные разделяют на следующие типы:

Производственные – предназначенные для снабжения теплом технологических потребителей.

Производственно-отопительные – осуществляющие теплоснабжение технологических потребителей, а также дающие тепло для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения промышленных, общественных, жилых зданий и сооружений.

Отопительные – вырабатывающие тепловую энергию для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилых, общественных, промышленных зданий и сооружений.

По надежности отпуска тепла потребителям котельные относятся:

К первой категории – котельные, являющиеся единственным источником тепла системы теплоснабжения и обеспечивающие потребителей первой категории, не имеющих индивидуальных резервных источников тепла;

Потребители тепла по надежности теплоснабжения относятся:

К первой категории – потребители, нарушение теплоснабжения которых связано с опасностью для жизни людей или со значительным ущербом народному хозяйству (повреждение технологического оборудования, массовый брак продукции);

3.2.1. Тепловые схемы котельных с водогрейными котлами и основы их расчета

Для того чтобы тепловые схемы котельных с водогрейными котлами легко читались, рекомендуется следующий порядок изображения оборудования на них (см. рис. 3.1). На верхней правой части листа размещают водогрейные котлы, а на левой – деаэраторы, ниже котлоагрегатов размещают рециркуляционные и еще ниже сетевые насосы, а под деаэраторами – теплообменники (подогреватели), баки деаэрированной и рабочей воды, подпиточные насосы, насосы сырой воды, дренажные баки и продувочный колодец.

Работа отопительной котельной, принципиальная тепловая схема которой показана на рис. 3.1, осуществляется следующим образом. Вода из обратной линии тепловых сетей с небольшим напором поступает на всас сетевого насоса 2 . Туда же подводится вода от подпиточного насоса 6 , компенсирующая утечки воды в тепловых сетях. На всас насоса 2 подается и горячая вода, тепло которой частично использовано в теплообменниках 9 и 4 для подогрева, соответственно, химически очищенной и сырой воды.

Для обеспечения заданной из условий предупреждения коррозии температуры воды перед котлом в трубопровод за сетевым насосом подают при помощи рециркуляционного насоса 12 необходимое количество горячей воды, вышедшей из водогрейного котла 1 . Линию, по которой подают горячую воду, называют рециркуляционной. При всех режимах работы тепловой сети, кроме максимально-зимнего, часть воды из обратной линии после сетевого насоса 2 , минуя котел, подают по перепускной линии в подающую магистраль, где она, смешавшись с горячей водой из котла, обеспечивает заданную расчетную температуру в подающей магистрали тепловых сетей. Вода, предназначенная для восполнения утечек в тепловых сетях, предварительно подается насосом сырой воды 3 в подогреватель сырой воды 4 , где она подогревается до температуры 18–20 ºC и затем направляется на химводоочистку. Химически очищенная вода подогревается в теплообменниках 8 , 9 и 11 и деаэрируется в деаэраторе 10 . Воду для подпитки тепловых сетей из бака деаэрированной воды 7 забирает подпиточный насос 6 и подает в обратную линию.

Основной целью расчета любой тепловой схемы котельной является выбор основного и вспомогательного оборудования с определением исходных данных для последующих технико-экономических расчетов.

Надежность и экономичность водогрейных котлов зависит от постоянства расхода воды через них, который не должен снижаться относительно установленного заводом-изготовителем. Во избежание низкотемпературной и сернокислотной коррозии конвективных поверхностей нагрева температура воды на входе в котел при сжигании топлив, не содержащих серу, должна быть не менее 60 ºС, малосернистых топлив не менее 70 ºС и высокосернистых топлив не менее 110 ºС. Для повышения температуры воды на входе в водогрейный котел при температурах воды ниже указанных устанавливается рециркуляционный насос.

В котельных с водогрейными котлами часто устанавливаются вакуумные деаэраторы. Но они требуют при эксплуатации тщательного надзора, поэтому предпочитают устанавливать деаэраторы атмосферного типа.

Сильное влияние на оборудование котельной с водогрейными агрегатами оказывает система горячего водоснабжения – закрытая или открытая. Открытой называется система, в которой теплоноситель – горячая вода – частично или полностью используется потребителем. Взакрытых системах нагрев воды на горячее водоснабжение осуществляется прямой отопительной водой в местных теплообменниках.

При открытой системе горячего водоснабжения количество воды, идущее на подпитку тепловых сетей, заметно возрастает и может достигать 20% расхода воды через тепловые сети. Т.е. количество воды, которое необходимо подготовить на химводоочистке, при открытой системе горячего водоснабжения возрастает в несколько раз по сравнению с закрытой.

Так как расходы воды при открытой системе неравномерны, то для выравнивания суточного графика нагрузок на горячее водоснабжение и уменьшения расчетной производительности оборудования водоподготовки устанавливаются баки-аккумуляторы для деаэрированной воды. Из них в часы максимума потребления горячая вода подпиточными насосами подается на всас сетевых насосов.

Качество подготовки воды для подпитки открытой системы теплоснабжения должно быть значительно выше качества воды для подпитки закрытой системы, т.к. к воде горячего водоснабжения предъявляются такие же требования, как к питьевой водопроводной воде.

Перед расчетом тепловой схемы котельной, работающей на закрытую систему теплоснабжения, следует выбрать схему присоединения к системе теплоснабжения местных теплообменников, приготовляющих воду для нужд горячего водоснабжения. В настоящее время в основном применяются три схемы присоединения местных теплообменников, показанные на рис. 3.2.

На рис. 3.2 а показана схема параллельного присоединения местных теплообменников горячего водоснабжения с системой отопления потребителей. На рис. 3.2 б , в показаны двухступенчатая последовательная и смешанная схемы включения местных теплообменников горячего водоснабжения.

Выбор схемы присоединения местных теплообменников горячего водоснабжения производится в зависимости от отношения максимального расхода теплоты на горячее водоснабжение к максимальному расходу теплоты на отопление. При Q г.в /Q о ≤0,06 присоединение местных теплообменников производится по двухступенчатой последовательной схеме; при 0,6< Q г.в /Q о ≤1,2 – по двухступенчатой смешанной схеме; при Q г.в /Q о ≥1,2 – по параллельной схеме. При двухступенчатой последовательной схеме присоединения местных теплообменников должно предусматриваться переключение теплообменников на двухступенчатую смешанную схему.

Расчет тепловой схемы водогрейной котельной базируется на решении уравнений теплового и материального баланса, составляемых для каждого элемента схемы. При расчете тепловой схемы водогрейной котельной, когда не происходит фазовых превращений нагреваемой и охлаждаемой сред (воды), уравнение теплового баланса в общем виде можно записать следующим образом

где G ох, G н – массовый расход, соответственно, охлаждаемого и нагреваемого теплоносителей, кг/с; c ох, c н –средняя удельная теплоемкость, соответственно, охлаждаемого и нагреваемого теплоносителей, кДж/(кг·°C);
– соответственно, начальная и конечная температуры охлаждаемого теплоносителя, °C;
– соответственно, начальная и конечная температуры нагреваемого теплоносителя, °C; η – КПД теплообменника.

При расхождении предварительно принятых в расчете величин с полученными в результате расчета более чем на 3% расчет следует повторить, подставив в качестве исходных данных полученные значения.