Учебная работа. Автоматизация теплотехнических расчетов для котлов ЦЭС

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Автоматизация теплотехнических расчетов для котлов ЦЭС

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ российской ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО профессионального ОБРАЗОВАНИЯ

«МАГНИТОГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ.Г.И. НОСОВА»

Кафедра Вычислительной техники и прикладной математики

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Учебно-исследовательская работа студента»

на тему «Автоматизация теплотехнических расчетов для котлов ЦЭС»

Исполнитель: Бондаренко Н.А.,

студентка 4 курса группы АВ-08-2

руководитель: Кухта Ю. Б., доцент, к.т.н.

Магнитогорск — 2012

Оглавление

1. Предметная область

.1 характеристика используемого топлива

.2 Состав твердого, жидкого и газообразного топлива

.3 Высшая и низшая теплота сгорания топлива

.4 Условное топливо

.5 Температура горения топлива

.6 Теплотехническая оценка топлива

.7 Балласт топлива

.8 Коэффициент использования тепла топлива

.9 Горение топлива т экология окружающей среды

.10 влияние избытка воздуха в топке на образование оксидов азота

.11 характеристика Центральной электростанции ОАО «ММК»

.12 Цель

.13 используемые формулы

.14 Существующие программные аналоги

. Реализация

.1 Инструменты разработки

.2 алгоритм

.3 Описание решения задачи

. Пример использования программы

Заключение

Список используемых источников

Введение

проблема снижения энергетических затрат, проблема энергосбережения становится все более актуальной в мировом аспекте. Особенно актуальна эта проблема для российской экономики, поскольку в России энергоемкость промышленного производства оказывается во много раз выше общемировых показателей. Эта проблема еще более обостряется в связи с постоянным увеличением в нашей стране стоимости энергоносителей, в частности электроэнергии.

При решении проблем энергосбережения важно определить основные подходы и методы, влияющие на повышение экономичности работы энергетических мощностей, за счет рационального использования энергоресурсов. Кроме того, остро стоит вопрос о вовлечении в производство вторичных энергоресурсов, использование которых имеет важное значение для повышения эффективности производства, в частности доменного газа.

Доменный газ используется для технологических целей — теплоснабжения и выработки электроэнергии.

1. Предметная область

1.1характеристика используемого топлива

Энергетическим топливом называются горючие вещества, которые экономически целесообразно использовать для получения в промышленных целях больших количеств тепла. Основными его видами являются органические топлива: торф, горючие сланцы, угли, природный газ, продукты переработки кокса, чугуна и другие.

По способу получения различают природные и искусственные топлива. К природным относятся натуральные топлива: уголь, сланцы, торф, нефть, природные газы. Из твердых топлив к искусственным относятся — кокс, брикеты угля, древесный уголь. Из жидких — мазут, бензин, керосин, соляровое масло, дизельное топливо. Из газовых — газы доменный, генераторный, коксовый, подземной газификации.

Торф, бурые угли, каменные угли и антрациты образовались в процессе последовательной углефикации отмершей растительной массы.

Природный газ. большое значение в топливном балансе России имеют природные газы, представляющие собой смесь углеводородов, сероводорода и инертных газов: азота и углекислоты. Основной горючей составляющей природных газов является метан (от 80 до 98%), что обусловливает их высокую теплоту сгорания. В них инертных газов содержится немного: 0,1 — 0,3% С02 и 1 — 14% N2.

Теплота сгорания сухого природного газа 8000 — 8500 ккал/м3.

Доменный газ образуется при выплавке чугуна в доменных печах. Его выход и химсостав зависят от свойств шихты и топлива, режима работы печи, способов интенсификации процесса и других факторов. Выход газа колеблется в пределах 1500-2500 м3 на тонну чугуна. Доля негорючих компонентов (N2 и CO2) в доменном газе составляет около 70%, что и обуславливает его низкие теплотехнические показатели (низшая теплота сгорания газа равна 800-1200 ккал/м3).

При сжигании доменного газа максимальная температура продуктов сгорания (без учёта тепловых потерь и расхода теплоты на диссоциацию CO2 и H2O) равна 1400-1500 0C. Если перед сжиганием газа его и воздух подогреть, то температуру продуктов сгорания можно значительно повысить.

Коксовый газ образуется при коксовании угольной шихты. В чёрной металлургии он используется после извлечения химических продуктов.

Состав коксового газа зависит от свойств угольной шихты и условий коксования. Объёмные доли компонентов в газе находятся в следующих пределах, %: 52-62 H2; 0,3-0,6 O2; 23,5-26,5 CH4; 5,5-7,7 CO; 1,8-2,6 CO2. Теплота сгорания равна 17-17,6 МДж/м3, максимальная температура продуктов сгорания — 2070 0С.

1.2Состав твердого, жидкого и газообразного топлива

Твердые и жидкие топлива представляют собой сложные соединения горючих элементов, молекулярное строение которых еще недостаточно изучено, и включают в себя минеральные примеси и влагу. элементарный химический анализ этих топлив не раскрывает химической природы входящих в них соединений и поэтому не может дать достаточно полного представления об их свойствах, но позволяет рассчитать тепловой и материальный баланс горения топлива. Соответственно степени углефикации содержание углерода в органической массе топлив увеличивается, а кислорода и азота уменьшается, что способствует повышению энергетической ценности топлива.

Химический состав газообразных топлив, представляющих собой простые смеси, определяют полным газовым анализом и выражают в процентах от их объема.

Топливо в том виде, в каком оно поступает к потребителю, называется рабочим, а вещество, составляющее его, — рабочей массой. В элементарный химический состав его, выражаемый следующим образом:

+Hp+Op+Np+Spop+к+Ap+Wp=100%

входят горючие вещества: углерод С, водород Н, сера S, а также кислород О и азот N, находящиеся в сложных высокомолекулярных соединениях[4]. топливо содержит негорючие минеральные примеси, превращающиеся при сжигании топлива в золу А и влагу W.

Минеральные примеси и влажность одного и того же сорта топлива в разных районах его месторождения и различных местах могут быть разными, а также могут изменяться при транспортировке и хранении. более постоянным является состав горючей массы топлива. Имея в виду это обстоятельство, для сравнительной теплотехнической оценки различных сортов топлива ввели условные понятия сухой, горючей и органической массы, составляющие которых, выраженные в процентах, обозначаются теми же символами, что и рабочая масса, но соответственно с индексами «с», «г» и «о» вместо индекса рабочей массы, «р».

Твердое топливо с установившейся в естественных условиях влажностью называется воздушно-сухим. Проба такого топлива, поступающего для лабораторного анализа, носит название аналитической пробы топлива.

Основной горючей составляющей топлива является углерод, горение которого обусловливает выделение основного количества тепла. Теплота сгорания аморфного углерода 8130 ккал/кг.

Водород является вторым по значению элементом горючей массы топлива, его содержание в горючей массе твердых и жидких топлив колеблется от 2 до 10%. много водорода содержится в природном газе, мазуте и горючих сланцах, меньше всего в антраците. Теплота сгорания водорода в водяной пар — 2579 ккал/м3.

Кислород и азот в топливе являются органическим балластом, так как их наличие уменьшает содержание горючих элементов в топливе. кроме того, кислород, находясь в соединении с водородом или углеродом топлива, переводит некоторую часть горючих в окислившееся состояние и уменьшает его теплоту сгорания. Содержание кислорода велико в древесине и торфе. Азот при сжигании топлива в атмосфере воздуха не окисляется и переходит в продукты сгорания в свободном виде.

Сера может содержаться в топливе в трех видах: органическая Sop, колчеданная Sк и сульфатная

Sc: S=Sop+Sк+Sc.

Органическая сера входит в состав сложных высокомолекулярных органических соединений топлива. Колчеданная сера представляет собой ее соединения с металлами, чаще с железом (FeS2 — железный колчедан), и входит в минеральную часть топлива. Органическая и колчеданная сера Sop+к при горении топлива окисляется с выделением тепла. Сульфатная сера входит в минеральную часть топлива в виде сульфатов CaS04 и FeS04 и поэтому в процессе горения дальнейшему окислению не подвергается. Сульфатные соединения серы при горении переходят в золу. В горючую массу топлива входят Sop и Sк, которые при сгорании топлива переходят в газообразные соединения SO2, и в небольшом количестве в SO3.

Содержание серы в твердых топливах обычно невелико. В нефти сера входит в состав неорганических соединений, в природных газах она практически отсутствует, в попутных газах некоторых нефтяных месторождений содержится немного серы в виде сероводорода H2S и сернистого газа SO2. Образующийся при горении топлива сернистый газ и особенно сопутствующий ему в небольшом количестве серный газ SO3 вызывают коррозию металлических частей парогенераторов и отравляют окружающую местность. Вследствие низкой теплоты сгорания — 9,3 МДж/кг (2220 ккал/кг) присутствие серы уменьшает теплоту сгорания топлива. Поэтому сера является вредной и нежелательной примесью топлива.

1.3Высшая и низшая теплота сгорания топлива

Всякая химическая реакция сопровождается выделением или поглощением тепла и соответственно называется экзотермической или эндотермической. Химические реакции, протекающие в процессах горения, преимущественно сильно экзотермические, некоторые реакции, как, например, реакции восстановления углекислоты, являются эндотермическими.

количество тепла, выделяющегося при полном сгорании единицы массы данного топлива зависит от того, в паровом или жидком состоянии находится влага в продуктах сгорания. Если водяной пар сконденсируется и вода в продуктах сгорания будет находиться в жидком виде, то тепло парообразования освободится и тогда количество тепла, выделяющегося при сгорании единицы массы топлива, получается больше.

Количество тепла, выделяющегося при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива или 1 м3 газового топлива, при условии, что образующиеся водяные пары в продуктах сгорания конденсируются, называется высшей теплотой сгорания топлива.

В условиях температур и парциального давления Н20 на всем протяжении газового тракта парогенератора водяные пары, содержащиеся в продуктах сгорания, не конденсируются и вместе с ними отводятся в атмосферу. Следовательно, некоторая часть тепла, выделившегося при сгорании затрачивается на образование водяного пара и не может быть использована в парогенераторе. Поэтому теплота сгорания получается меньше освобождающейся при горении химической энергии топлива.

Количество тепла, которое выделяется при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого или 1 м3 газового топлива, за вычетом тепла парообразования водяных паров, образующихся при горении, называется низшей теплотой сгорания.

Расход топлива на парогенератор данной производительности зависит от его теплоты сгорания, которая для различных топлив изменяется в больших пределах. Для сравнения по энергетической ценности и эффективности использования различных сортов топлив введено понятие об условном топливе, которому присваивается теплота сгорания, равная Qycл = 7000 ккал/кг.

1.5температура горения топлива

Тепло, выделяющееся при сгорании топлива, воспринимается продуктами сгорания, которые нагреваются до определенной температуры, называемой температурой горения. Различают калориметрическую, теоретическую и действительную температуры сгорания топлива.

В уравнение теплового баланса реального горения входят составляющие, величина которых зависит не только от теплофизических свойств топлива, но и от условий, при которых протекает горение. Например, от степени подогрева топлива и воздуха, потерь теплоты при горении, тепловосприятия в топке, коэффициента избытка воздуха.

Чтобы выявить потенциальные возможности топлива, вводят понятие горения без подогрева топлива и воздуха при идеальном адиабатическом процессе, т. е. горения с теоретическим количеством воздуха, без потерь теплоты и без теплообмена в топочной камере и с окружающей средой. полученная в этих условиях температура продуктов сгорания называется теоретической.

Калориметрическая температура отражает влияние подогрева топлива и воздуха и коэффициента избытка расхода воздуха α на температуру адиабатического горения. повышение температуры подогрева топлива и воздуха увеличивает приход теплоты в зону горения и повышает температуру горения, а увеличение коэффициента избытка воздуха a вызывает увеличение объема продуктов сгорания Vг, что понижает температуру горения. поэтому в зависимости от влияния этих факторов калориметрическая температура может быть выше или ниже теоретической.

В реальных условиях не все тепло, выделяющееся при горении, идет на нагрев продуктов реакции, так как часть тепла передается экранной системе топочной камеры и некоторое количество тепла теряется в окружающую среду; кроме того, при высоких температурах происходит диссоциация части продуктов сгорания (СО2 и Н2О), сопровождающаяся поглощением тепла.

Для каждого типа топки, вида и способа сжигания топлива разработана специальная методика расчета теплообмена в топке и определения действительной температуры газов на выходе из топки.

Отношение действительной температуры горения топлива к теоретической называется пирометрическим коэффициентом.

1.6Теплотехническая оценка топлива

Для оценки эффективности использования топлив в парогенераторах важными теплотехническими характеристиками топлив являются: содержание и состав минеральных примесей, влажность, выход летучих, свойства коксового остатка и величина теплоты сгорания. Определение этих характеристик входит в технический анализ топлива. Свойства топлива как горючего материала зависят от его химического состава, который определяется элементарным химическим анализом.

1.7 Балласт топлива

Негорючие минеральные примеси и влага являются внешним балластом твердого топлива. Своим присутствием минеральные примеси и влага уменьшают содержание горючей массы в единице массы рабочего топлива; кроме того, при сжигании топлива на испарение влаги затрачивается определенное количество тепла. Поэтому с увеличением зольности и влажности уменьшается теплота сгорания топлива, увеличивается его расход у потребителя, соответственно увеличиваются расходы на добычу и перевозку.

По происхождению различают три вида минеральных примесей:

Первичные примеси в составе материнского вещества перешли в топливо из углеобразователей. Эти примеси связаны с органической массой топлива. По количеству их обычно немного, они равномерно распределены по всей массе топлива и не могут быть удалены из него.

некоторое количество примесей внесено в топливо в процессе углеобразования как наносы ветром и водой. Эти примеси, называемые вторичными, распределены в топливе менее равномерно, иногда встречаются в виде тонких прослоек. Первичные и вторичные минеральные примеси являются внутренними примесями топлива.

Третичные примеси попадают в топливо в виде породы при его добыче от внешнего минерального окружения вырабатываемого пласта и распределены в топливе неравномерно, сравнительно легко отделяются и являются внешними примесями.

1.8 Коэффициент использования тепла топлива

В общем случае не все тепло, выделяющееся при сгорании топлива, используется по назначению. Так, при работе парогенератора часть тепла Q1 расходуется на производство пара, а другая — теряется с уходящими газами, шлаком, передается в окружающую среду процессами теплообмена или вовсе не используется из-за химического и механического недожога топлива[5]. Поэтому отношение Q1 к низшей теплоте сгорания топлива Qнр называется коэффициентом полезного действия парогенератора, который по своей физической сущности является коэффициент использования тепла топлива.

Будем называть отношение количества теплоты, использованного по назначению, к выделившейся при этом низшей теплоты сгорания топлива коэффициентом использования тепла топлива.

1.9 Горение топлива т экология окружающей среды

В современном мире большое внимание уделяется состоянию окружающей среды и её защите. Одним из важных факторов, влияющих на окружающую среду, является качество атмосферного воздуха.

Развитие тепловой энергетики в 20 веке большей частью определялось энергетической эффективностью работы оборудования, а вопросам защиты окружающей среды отдавалось второстепенное безопасность энергетических объектов.

Из дымовой трубы электростанций в атмосферу выбрасывается много вредных веществ. С учётом токсичности и массового выброса одними из самых вредных являются оксиды азота. В настоящее время действуют довольно жесткие нормативы, регламентирующие выбросы в атмосферу. Подавляющее большинство действующих котлов имеют значительно более высокие уровни выбросов NOX, чем это регламентируется ГОСТ Р50831-95. стремление снизить их массовый выброс в атмосферу привело к коренному изменению технологии сжигания органического топлива. В последние десятилетия ВТИ, ЦКТИ, ЭНИН, МЭИ, ИВТ ран, ВНИПИЭнергопромом и другими организациями были разработаны и внедрены многочисленные методы снижения оксидов азота на стадии сжигания топлива и охлаждения продуктов сгорания. Они позволяют снизить выбросы оксидов азота в атмосферу до 40%. однако очень высокие капитальные и эксплуатационные затраты, необходимость размещения крупногабаритных установок и длительное время, необходимое для их реализации, делает внедрение данных технологий для действующих российских котлов в обозримом будущем крайне маловероятным.

Тем не менее, рост промышленного производства и ускоренный ввод в строй электрогенерирующих мощностей, который планируется в ближайшие годы, потребует сократить объемы выбросов от уже установленного оборудования. особенно актуальной эта проблема станет, если все-таки начнет происходить замена природного газа твердым топливом и мазутом.

1.10 влияние избытка воздуха в топке на образование оксидов азота

Одним из наиболее легко реализуемых режимных мероприятий является снижение избытка воздуха в топке. В результате уменьшения содержания кислорода в зоне горения происходит подавление образования как термических, так и топливных NOx. поэтому данное мероприятие может быть применено при сжигании любых видов органического топлива. Оно позволяет не только снизить выбросы NOx, но и несколько повысить КПД котла за счет снижения потерь теплоты с уходящими газами и затрат энергии на собственные нужды.

влияние избытков воздуха на образование оксидов азота описывается зависимостью с максимумом при аmaх= 1,15-1,25 для газомазутных котлов и аmах= 1,4-1,5 для пылеугольных котлов в зависимости от конструкции горелочных устройств и состояния топочной камеры. причем максимум содержания NOx в дымовых газах соответствует такому значению коэффициента избытка воздуха, при котором в данных условиях достигается наиболее полное сгорание топлива

Следует особо подчеркнуть, что в образовании оксидов азота участвует только тот воздух, который подается в зону активного горения вместе с топливом. Изменение количества присосов холодного воздуха в топочную камеру, который не участвует в процессе воспламенения и горения топлива, практически не влияет на образование оксидов азота. поэтому при одинаковых значениях коэффициента избытка воздуха на выходе из топки ат из-за разных присосов избытки воздуха в зону активного горения (ЗАГ) могут существенно отличаться. Это, в свою очередь, приводит к разному выходу NOX. Кроме того, чрезмерное снижение избытков воздуха в зоне горения сопровождается не только повышенным недожогом топлива, но и увеличением выхода NOX за счет появления быстрых оксидов азота.

Очень часто, как показывает практика, котлы работают с достаточно высокими коэффициентами избытка воздуха близкими к значениям аmах. Для таких агрегатов снижение избытков воздуха показывает хорошие результаты. В результате снижения избытков воздуха до значений араб = акр + 0,02-0,04 обычно наблюдается уменьшение выбросов оксидов азота на 10-30%. При этом не требуется каких-либо дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат, а все расходы на его внедрение сводятся к стоимости режимно-наладочных испытаний котла.

Еще больший эффект снижения выбросов оксидов азота наблюдается при дальнейшем снижении а ниже значений араб вплоть до появления химического недожога. Причем основное снижение эмиссии NOX происходит уже при появлении умеренного недожога топлива. Так, повышение химического недожога, сопровождавшееся ростом концентрации СО в продуктах сгорания от 0 до 50 ррm (62,5 мг/м3), приводит к снижению содержания оксидов азота на 25 — 30%.

На многих котлах наблюдается значительные колебания концентрации кислорода в продуктах сгорания. Это может быть связано как с работой автоматики, так и с плохим техническим состоянием котельного агрегата. известно, что концентрации различных примесей в продуктах сгорания самым тесным образом связаны между собой. Изменение режима сжигания топлива приводит к увеличению содержания одних примесей при одновременном снижении эмиссии других. Поэтому экологическая безопасность режима будет тем выше, чем меньше газов.

На электростанциях может быть применено несколько режимов сжигания топлива (Рис. 1):

Рис. 1. различные режимы сжигания топлива: а — сжигание без недожога; б, в — сжигание с умеренным недожогом; г — сжигание с большим недожогом.

а) Режим сжигания без недожога характеризуется повышенным выходом NOX и пониженным содержанием по всему газовому тракту. Содержание СО в дымовых газах в режимном сечении и за дымососом не превышает 5-10 ррm (6,25-12,5 мг/м3).

Режимы с недожогом топлива характеризуются меньшими концентрациями О2 в зоне горения и пониженным уровнем температур в топочной камере, в результате чего происходит затягивание процессов догорания продуктов неполного сгорания топлива в газоход котельной установки. При этом в зависимости от степени химического недожога (т.е. от затягивания процесса горения по длине газового тракта) принципиально возможны следующие варианты изменения концентраций БП и СО в газовом тракте котельной установки (Рис. 1 б, в, г).

б, в) Режим с умеренным недожогом или режим с контролируемым умеренным затягиванием процесса горения характеризуется достаточно большим (до 100 — 400 ррm или 125 — 500 мг/м3) содержанием СО в газовом тракте в режимном сечении. далее по тракту концентрация оксида углерода монотонно убывает до значений 0 — 50 ррm (0 — 62,5 мг/м3) в сечении за дымососом. При этом вдоль всего газового тракта происходит догорание бензопирена, а конечный выход NOx на 15 — 40% меньше, чем при обычных режимах сжигания.

г) Режимы с большим недожогом или режимы с большим затягиванием процесса горения характеризуются повышенными концентрациями бензопирена и относительно невысоким содержанием СО (от 10 до 100 ррm или 12,5 — 125 мг/м3) в режимном сечении. Далее по тракту в результате интенсивного выгорания углеводородов происходит резкое увеличение выхода СО, содержание которого может достигать значений несколько сотен мг/м3. Затягивание процесса горения из-за недостатка воздуха в топочной камере настолько велико, что на оставшемся участке газового тракта котельной установки, несмотря на присосы воздуха, СО не успевает полностью окислится до СО2. В результате концентрации СО в сечении за дымососом могут достигать значений 150 — 400 ррm (187,5 — 500 мг/м3) и выше. естественно, что режимы с большим недожогом, даже не смотря на существенное (40 — 50%) снижение выхода оксидов азота (рис. 5), не могут быть рекомендованы в качестве эксплуатационных из-за пониженной эффективности сжигания топлива, заноса поверхностей нагрева сажистыми частицами.

наиболее экологически чистыми из рассмотренных выше режимов являются режимы с умеренным недожогом при 1,05 < аРВЭ < 1,07. При их реализации происходит небольшое затягивание процесса горения, в результате чего догорание монооксида углерода почти полностью завершается в пределах газового тракта котельной установки и его концентрация за дымососом не превышает 30 — 60 ррm (37,5 — 75 мг/м3).

Режимы с малым недожогом при 1,07 < аРВЭ < 1,1 характеризуются незначительными концентрациями СО в дымовых газах в контрольном сечении (менее 50 ррm или 62,5 мг/м3) и за дымососом (0 — 20 ррm или 0 — 25 мг/м3)), что приводит к снижению эмиссии NOx на 25 — 30% по сравнению с обычным сжиганием природного газа. Тем не менее, они являются менее экологически чистыми.

следовательно, режимы с умеренным недожогом являются наиболее оправданными как с точки зрения экологической безопасности, так и с точки зрения эффективного сжигания газа.

Следует отметить, что работа на пониженных избытках воздуха с умеренным контролируемым недожогом предъявляет более высокие требования к состоянию котельного агрегата, работе контрольно-измерительных приборов, а также к квалификации эксплуатационного персонала и технологической дисциплине.

1.11 характеристика Центральной электростанции ОАО «ММК»

ЦЭС ОАО ММК в системе «Челябэнерго», является блок-станцией. Связь с системой осуществляется по линии 110кВ через подстанцию 60 и ТЭЦ. В системе Магнитогорского энергоузла станция связана с ТЭЦ по линиям 110кВ и ПВЭС-2 по линиям 10,5кВ.

горячую воду для технологических нужд и отопления потребляют листопрокатные цехи и КХП, а также горячая вода подается на северный район города и горнорудное хозяйство.

ЦЭС является паротурбинной теплофикационной электростанцией, назначение которой снабжать потребителей электрической и тепловой энергией. ЦЭС работает на доменном и природном газе и мазуте, который является отходом после переработки углей коксохимического производства.

Доменный газ к ЦЭС подводится по 2-м газопроводам, северному и южному. сразу за свечами на этих подводах установлены задвижки с электропроводами, на северном Dy 1900 мм, на южном Dy 2400 мм. Цеховой коллектор доменного газа имеет перемычку, которая соединяет участок газопровода за задвижкой Dy 2400 мм с общим коллектором Dy 1900 мм на крыше бункерной галереи. От общего коллектора доменного газа на каждый из восьми котлов идет по два газопровода Dy 800 мм, на котлах №1-8 газопроводы котлов смонтированы по одинаковой схеме.

Снабжение ЦЭС природным газом производится через регуляторы ГРП. Из магистрального газопровода газ по газопроводам Dy 500 мм поступает на ГРП, там они разделяются на три газопровода А ,Б ,В, на каждом из которых установлены регуляторы давления газа . Схема газопроводов выполнена таким образом , что позволяет работать любым регулятором с любого входного газопровода в любой выходной газопровод . Баланс топлива сведен в таблицу 1.

Таблица 1 — Баланс топлива

Наименование топливаПоступило за месяцФакт. расход за месяцТо же в усл. топливепроцент к усл.топл.Газ природный, т.м3515145,7515145,7586878,759,2Газ доменный, т.м32810066,52810067401839,440,5Всего в условном топливе991224,4100

Основными потребителями тепловой энергии станции является правобережная часть города, где тепло горячей воды используется для нужд отопления и горячего водоснабжения.

характеристика котлов

Паровой котел — это устройство, имеющее систему поверхностей нагрева для получения пара из непрерывно поступающей в него питательной воды путем использования теплоты, выделяющейся при сгорании органического топлива (Рис. 2).

В современных паровых котлах организуется факельное сжигание топлива в камерной топке, представляющей собой призматическую вертикальную шахту. Факельный способ сжигания характеризуется непрерывным движением топлива вместе с воздухом и продуктами сгорания в топочной камере.

топливо и необходимый для его сжигания воздух вводятся в топку котла через специальные устройства — горелки. Топка в верхней части соединяется с призматической вертикальной шахтой (иногда с двумя), называемой по основному виду проходящего теплообмена конвективной шахтой.

В топке, горизонтальном газоходе и конвективной шахте находятся поверхности нагрева, выполняемые в виде системы труб, в которых движется рабочая среда. В зависимости от преимущественного способа передачи тепла к поверхностям нагрева их можно подразделить на следующие виды: радиационные, радиационно-конвективные, конвективные.

В топочной камере по всему периметру и по всей высоте стен обычно расположены трубные плоские системы — топочные экраны, являющиеся радиационными поверхностями нагрева.

Для непрерывного отвода теплоты и обеспечения приемлемого температурного режима металла поверхностей нагрева организуется непрерывное движение в них рабочей среды. При этом вода в экономайзере и пар в пароперегревателе проходят через них однократно. Движение же рабочей среды через парообразующие (испарительные) поверхности нагрева может быть как однократным, так и многократным.

Водопаровой тракт прямоточного котла представляет собой разомкнутую гидравлическую систему, во всех элементах которой рабочая среда движется под напором, создаваемым питательным насосом. В прямоточных котлах нет четкого разделения экономайзерной, парообразующей и пароперегревательных зон. Прямоточные котлы работают на докритическом и сверхкритическом давлении.

В котлах с многократной циркуляцией существует замкнутый контур, образованный системой обогреваемых и необогреваемых труб, объединенных вверху барабаном, а внизу — коллектором. Барабан представляет собой цилиндрический горизонтальный сосуд, имеющий водяной и паровой объемы, которые разделяются поверхностью, называемой зеркалом испарения. Коллектор — это заглушенная с торцов труба большого диаметра, в которую по длине ввариваются трубы меньшего диаметра.

В котлах с естественной циркуляцией питательная вода, подаваемая насосом, подогревается в экономайзере и поступает в барабан. Из барабана по опускным необогреваемым трубам вода поступает в нижний коллектор, откуда распределяется в обогреваемые трубы, в которых закипает. Необогреваемые трубы заполнены водой, имеющей плотность ρ´, а обогреваемые трубы заполнены пароводяной смесью, имеющей плотность ρсм, средняя плотность которой меньше ρ´. Нижняя точка контура — коллектор — с одной стороны подвергается давлению столба воды, заполняющей необогреваемые трубы, равному Hρ´g, а с другой — давлению Hρсмg столба пароводяной смеси. Возникающая разность давлений H(ρ´ — ρсм)g вызывает движение в контуре и называется движущим напором естественной циркуляции

дв (Па): Sдв = H(ρ´ — ρсм)g,

где H — высота контура; g — ускорение свободного падения.

В отличие от однократного движения воды в экономайзере и пара в пароперегревателе движение рабочего тела в циркуляционном контуре является многократным, так как при проходе через парообразующие трубы вода испаряется не полностью и паросодержание смеси на выходе из них составляет 3-20%.

Отношение массового расхода циркулирующей в контуре воды к количеству образовавшегося пара в единицу времени называется кратностью циркуляции

= mв/mп.

В котлах с естественной циркуляцией R = 5-33, а в котлах с принудительной циркуляцией — R= 3-10.

В барабане образовавшийся пар отделяется от капель воды и поступает в пароперегреватель и далее в турбину.

В котлах с многократной принудительной циркуляцией для улучшения циркуляции устанавливается дополнительно циркуляционный насос. Это позволяет лучше компоновать поверхности нагрева котла, допуская движение пароводяной смеси не только по вертикальным парогенерирующим трубам, но также по наклонным и горизонтальным.

температура в топке в зоне горения факела достигает 1400-1600°С. поэтому стены топочной камеры выкладывают из огнеупорного материала, а их наружная поверхность покрывается тепловой изоляцией. Частично охладившиеся в топке продукты сгорания с температурой 900-1200°С поступают в горизонтальный газоход котла, где омывают пароперегреватель, а затем направляются в конвективную шахту, в которой размещаются промежуточный пароперегреватель, водяной экономайзер и последняя по ходу газов поверхность нагрева — воздухоподогреватель, в котором воздух подогревается перед его подачей в топку котла. Продукты сгорания за этой поверхностью называются уходящими газами: они имеют температуру 110-160°С. поскольку дальнейшая утилизация тепла при такой низкой температуре нерентабельна, уходящие газы с помощью дымососа удаляются в дымовую трубу.

большинство топок котлов работает под небольшим разрежением 20-30 Па (2 — 3 мм вод.cт.) в верхней части топочной камеры. По ходу продуктов сгорания разрежение в газовом тракте увеличивается и составляет перед дымососами 2000-3000 Па, что вызывает поступление атмосферного воздуха через неплотности в стенах котла. Они разбавляют и охлаждают продукты сгорания, понижают эффективность использования тепла; кроме того, при этом увеличивается нагрузка дымососов и растет расход электроэнергии на их привод.

В последнее время создаются котлы, работающие под наддувом, когда топочная камера и газоходы работают под избыточным давлением, создаваемым вентиляторами, а дымососы не устанавливаются. Для работы котла под наддувом он должен выполняться газоплотным.

Поверхности нагрева котлов выполняются из сталей различных марок в зависимости от параметров (давления, температуры и др.) и характера движущейся в них среды, а также от уровня температур и агрессивности продуктов сгорания, с которыми они и находятся в контакте.

важное значение для надежной работы котла имеет качество питательной воды. В котел непрерывно поступает с ней некоторое количество взвешенных твёрдых частиц и растворенных солей, а также окислов железа и меди, образующихся в результате коррозии оборудования электростанций. Очень небольшая часть солей уносится вырабатываемым паром. В котлах с многократной циркуляцией основное количество солей и почти все твердые частицы задерживаются, из-за чего их содержание в котловой воде постепенно увеличивается. При кипении воды в котле соли выпадают из раствора и на внутренней поверхности обогреваемых труб появляется накипь, которая плохо проводит тепло. В результате покрытые изнутри слоем накипи трубы недостаточно охлаждаются движущейся в них средой, нагреваются из-за этого продуктами сгорания до высокой температуры, теряют свою прочность и могут разрушиться под действием внутреннего давления. Поэтому часть воды с повышенной концентрацией солей необходимо удалять из котла. На восполнение удаленного количества воды подается питательная вода с меньшей концентрацией примесей. такой процесс замены воды в замкнутом контуре называется непрерывной продувкой. Чаще всего непрерывная продувка производится из барабана котла.

В прямоточных котлах из-за отсутствия барабана нет непрерывной продувки. поэтому к качеству питательной воды этих котлов предъявляются особенно высокие требования. Они обеспечиваются путем очистки турбинного конденсата после конденсатора в специальных конденсатоочистительных установках и соответствующей обработкой добавочной воды на водоподготовительных установках.

Вырабатываемый современным котлом пар является, вероятно, одним из наиболее чистых продуктов, производимых промышленностью в больших количествах.

Так, например, для прямоточного котла, работающего на сверхкритическом давлении, содержание загрязнений не должно превышат 30-40 мкг/кг пара.

Современные электростанции работают с достаточно высоким КПД. Теплота, затраченная на подогрев питательной воды, ее испарение и получение перегретого пара, — это полезно использованная теплота Q1.

Основная потеря тепла в котле происходит с уходящими газами Q2. кроме того, могут быть потери Q3 от химической неполноты сгорания, обусловленные наличием в уходящих газах CO, H2, CH4; потери с механическим недожогом твердого топлива Q4, связанные с наличием в золе частичек несгоревшего углерода; потери в окружающую среду через ограждающие котел и газоходы конструкции Q5; и, наконец, потери с физической теплотой шлака Q6.

Обозначая

= Q1 / Q , q2 = Q2 / Q и т.д., получаем КПД котла:

ηk = Q1 / Q= q1=1-( q2+ q3+ q4+ q5+ q6),

где Q — количество тепла, выделяющегося при полном сгорании топлива.

Потеря тепла с уходящими газами составляет 5-8% и уменьшается с уменьшением избытка воздуха. Меньшие потери соответствуют практически горению без избытка воздуха, когда воздуха в топку подается лишь на 2-3% больше, чем теоретически необходимо для горения.

Отношение действительного объёма воздуха VД, подаваемого в топку, к теоретически необходимому VТ для сгорания топлива называется коэффициентом избытка воздуха:

α = VД/VТ ≥ 1.

Уменьшение α может привести к неполному сгоранию топлива, т.е. к возрастанию потерь с химическим и механическим недожогом. поэтому принимая q5 и q6 постоянными, устанавливают такой избыток воздуха a, при котором сумма потерь

+ q3+ q4 → min.

Оптимальные избытки воздуха поддерживаются с помощью электронных автоматических регуляторов процесса горения, изменяющих подачу топлива и воздуха при изменениях нагрузки котла, обеспечивая при этом наиболее экономичный режим его работы. КПД современных котлов составляет 90-94%.

Все элементы котла: поверхности нагрева, коллекторы, барабаны, трубопроводы, обмуровка, помосты и лестницы обслуживания — монтируются на каркасе, представляющем собой рамную конструкцию. Каркас опирается на фундамент или подвешивается к балкам, т.е. опирается на несущие конструкции здания. Масса котла вместе с каркасом довольно значительна. Так, например, суммарная нагрузка, передаваемая на фундаменты через колонны каркаса котла паропроизводительностью D=950 т/ч, составляет 6000 т. стены котла покрываются изнутри огнеупорными материалами, а снаружи — тепловой изоляцией.

Применение газоплотных экранов приводит к экономии металла на изготовление поверхностей нагрева; кроме того, в этом случае вместо огнеупорной кирпичной обмуровки стены покрываются лишь мягкой тепловой изоляцией, что позволяет на 30-50% уменьшить массу котла.

энергетические стационарные котлы, выпускаемые промышленностью России, маркируются следующим образом: Е — паровой котел с естественной циркуляцией без промежуточного перегрева пара; Еп — паровой котел с естественной циркуляцией с промежуточным перегревом пара; Пп — прямоточный паровой котел с промежуточным перегревом пара. За буквенным обозначением следуют цифры: первая — паропроизводительность (т/ч), вторая — давление пара (кгс/см2). например, ПК — 1600 — 255 означает: паровой котел с камерной топкой с сухим шлакоудалением, паропроизводительностью 1600 т/ч, давление пара 255 кгс/см2.

В топочных камерах современных котлов одновременно с процессом горения происходит передача теплоты излучением от образующихся высокотемпературных продуктов сгорания трубам 4 и 2, покрывающим стены топки и получившим название топочных экранов. В барабанных котлах топочные экраны являются преимущественно испарительными поверхностями нагрева.

Для уменьшения тепловых потерь с наружной стороны экраны покрыты обмуровкой.

Фестон представляет испарительную поверхность нагрева, образованную трубами заднего экрана, разведенными в шахматном порядке в несколько (три-четыре) рядов.

Устройство парового котла с естественной циркуляцией

Паровой котлоагрегат (Рис. 2) с естественной циркуляцией включает топку 2, конвективную шахту 9 и горизонтальный газоход 6, соединяющий топку с конвективной шахтой.

Все экраны 3 с помощью тяг подвешены к металлоконструкциям потолочного перекрытия и могут свободно расширяться вниз. Для уменьшения влияния неравномерности обогрева на циркуляцию экраны секционированы: трубы с коллекторами выполнены в виде отдельных панелей, каждая из которых представляет собой отдельный циркуляционный контур.

Топка оборудована горелками 1, установленными в три яруса на одной стенке. В ее верхней части расположен ширмовый перегреватель 4. В горизонтальном газоходе помещены два пакета конвективного перегревателя 5 среднего давления.

Потолок топки, горизонтального газохода и поворотной камеры экранированы трубами перегревателя 7.

В конвективной шахте размещены (последовательно по ходу газов) выходной 8 и входной 10 пакеты перегревателя, первая (по ходу пара) ступень 11 перегревателя и экономайзер 12. Два воздухоподогревателя.

Рис. 2. Схема барабанного парового котлоагрегата с естественной циркуляцией.

характеристика паровых котлов «Ганомаг» и ТП — 200

На ЦЭС установлены два типа котлов: котлы системы Стерлинг фирмы «Ганомаг» и котлы ТП-170.

краткая характеристика котла типа ТП-170 и вспомогательного оборудования.

Паровые котлы «Ганомаг» ст. № 1-5:

изготовлены немецкой фирмой «Ганомаг» в 1929г. Установлены на ЦЭС ОАО «ММК» соответственно в 1931г., 01934г., 1932г., 1933г., 1934г.

Тип- трехбарабанный, вертикально-водотрубный.

Расчётные параметры котлоагрегата:

паропроизводительность — 170 т/ч;

давление — 3,2 МПа (32кг/см2);

температура перегретого пара — 425°С

Пароперегреватель — 2-х ступенчатый вертикально-змеевиковый смешанного типа с поверхностным пароохладителем на насыщенной стороне и впрыскивающим пароохладителем на выходе из котла.

Водяной экономайзер — гладкотрубный, горизонтально-змеевиковый, двухступенчатый, кипящего типа.

Воздухоподогреватель трубчатый, двухступенчатый.

Топка — камерная, полностью экранированная с холодной воронкой, активный объём — 588м3.

На каждом котле установлено два вида горелок, предназначенных для сжигания природного и доменного газов.

Дутьевая установка состоит из двух вентиляторов типа Адельт-Верке с паспортной характеристикой:

производительность — 105000м3/ч

полный напор — 300 кг/м2

Регулирование на всосе с помощью осевых направляющих аппаратов.

Паровые котлы ТП-200 ст. № 6-8:

изготовлены Таганрогским заводом «Красный котельщик».

Установлены на ЦЭС ОАО «ММК» соответственно в 1951г., 1952г., 1956г.

Тип — однобарабанный, вертикально-водотрубный.

Расчётные параметры котлоагрегата:

паропроизводительность — 200 т/ч

давление — 3,4 Мпа (34 кг/см2)

температура перегретого пара — 420°С

Пароперегреватель — 2-х ступенчатый вертикально-змеевиковый смешанного типа с поверхностным пароохладителем на насыщенной стороне и впрыскивающим пароохладителем на выходе из котла.

Водяной экономайзер — гладкотрубный, горизонтально-змеевиковый, двухступенчатый, кипящего типа.

Воздухоподогреватель трубчатый, двухступенчатый.

Топка — камерная, полностью экранированная с холодной воронкой.

Ширина по фронту 9200 мм, глубина — 7100 мм, активный объем — 1000м3.

На боковых стенах топочной камеры установлены 4 многотопливных горелки типа МПВСр, предназначенных для сжигания природного и доменного газов.

Дутьевая установка состоит из двух вентиляторов типа ВД-105/300 Подольского завода с паспортной характеристикой:

производительность — 105000м3/ч

полный напор — 300 кг/м2

Дымососная установка — состоит из двух дымососов типа Д300/400 Подольского завода с паспортной характеристикой:

производительность — 300000 м3/ч

полный напор — 270 кг/м2

всасывающие карманы прямые в количестве 4-х размером 1100х2500мм, в которых для регулирования установлены направляющие аппараты шиберного типа.

Дымовая труба диаметром 3500мм, высотой от нулевой отметки котельной 57м.

1.12 Цель

котел электростанция топливо теплотехнический

Для повышения эффективности использования энергоресурсов необходимо автоматизировать подсчет технологических параметров.

Цель: Автоматизация процесса подбора технологических параметров режима горения топлива на котлах ЦЭС.

Для достижения цели требуется решить следующие задачи:

. создать программный продукт расчета технологических параметров.

. Обеспечить визуальное отображение зависимостей.

. Предоставить пользователю возможность сохранения результатов расчетов.

Расчетные параметры

Технологические параметры, подлежащие автоматическому подсчету:

. Паропроизводительность котла расчётная.

. температура котловой воды на линии насыщения.

. Расход природного газа.

. Расход доменного газа.

. Присосы холодного воздуха пароперегреватель — водяной экономайзер II ступени.

. Присосы холодного воздуха водяной экономайзер II ступени — воздухоподогреватель II ступени.

. Присосы холодного воздуха воздухоподогреватель II ступени — дымосос.

. Присосы холодного воздуха пароперегреватель — дымосос.

. Коэффициент избытка воздуха за пароперегревателем.

. Коэффициент избытка воздуха за водяным экономайзером II ступени.

. Коэффициент избытка воздуха за воздухоподогревателем II ступени.

. Коэффициент избытка воздуха перед дымососом.

Отображение визуальной зависимости коэффициента избытка воздуха за пароперегревателем от паропроизводительности котла.

исходные данные

Для подсчета этих параметров используются следующие исходные данные:

. Паропроизводительность котла (D), т/ч.

. Удельный объем пара по шайбе (Uп ш), м3/кг.

. Давление пара в барабане котла (Рб), кгс/см2.

. Расход природного газа (Впг), тыс. м3/ч.

. давление природного газа (Рпг), кгс/см2.

. температура природного газа по шайбе (tпг ш), оС.

. давление природного газа по шайбе (Рпг ш), кгс/см2.

. температура природного газа (tпг), оС.

. Расход доменного газа (Вдг), тыс. м3/ч.

. давление доменного газа (Рдг), кгс/см2.

. температура доменного газа по шайбе (tдг ш),оС.

. давление доменного газа по шайбе (Рдг ш), кгс/см2.

. температура доменного газа (tдг), оС.

. Содержание кислорода за водяным экономайзером II ступени (СО2вэ), %.

. Содержание кислорода за пароперегревателем (СО2пп), %.

. Содержание кислорода за воздухоподогревателем II ступени (СО2взп), %.

. Содержание кислорода перед дымососом (СО2дс), %.

1.13 используемые формулы

Расчеты производятся по следующим формулам:

.Паропроизводительность котла расчётная.

— паропроизводительность котла, т/ч;пш — удельный объем пара по шайбе, м3/кг.

— фактический удельный объем пара, м3/кг.

Рпп — Давление перегретого пара, кгс/см2

температура перегретого пара, оС.

2.Температура котловой воды на линии насыщения.

Рб — давление пара в барабане котла, кгс/см2.

.Расход расчетный природного газа, м3/кг.

Впг-расход природного газа, тыс. м3/ч;

Рпг —давление природного газа, кгс/см2 ;пгш- температура природного газа по шайбе, оС ;

Рпгш — давление природного газа по шайбе, кгс/см2;пг —температура природного газа, оС.

4.Расход расчетный доменного газа..

Вдг — расход доменного газа, тыс. м3/ч;

Рдг — давление доменного газа, кгс/см2;дгш — температура доменного газа по шайбе, оС;

Рдгш- давление доменного газа по шайбе, кгс/см2;дг — температура доменного газа, оС

.Присосы холодного воздуха пароперегреватель — водяной экономайзер II ступени, %.

— коэффициент избытка воздуха за водяным экономайзером II ступени;

оэффициент избытка воздуха за пароперегревателем.

5.1Коэффициент избытка воздуха за водяным экономайзером II ступени.

СО2вэ — содержание кислорода за водяным экономайзером II ступени, %.

.2Коэффициент избытка воздуха за пароперегревателем.

СО2пп — содержание кислорода за пароперегревателем, %.

.Присосы холодного воздуха водяной экономайзер II ступени — воздухоподогреватель II ступени, %.

— коэффициент избытка воздуха за воздухоподогревателем II ступени;

коэффициент избытка воздуха за водяным экономайзером II ступени.

6.1Коэффициент избытка воздуха за воздухоподогревателем II ступени.

СО2взп — содержание кислорода за воздухоподогревателем II ступени, %.

.2Коэффициент избытка воздуха за водяным экономайзером II ступени.

СО2вэ — содержание кислорода за водяным экономайзером II ступени, %.

.Присосы холодного воздуха воздухоподогреватель II ступени — дымосос, %

— коэффициент избытка воздуха за воздухоподогревателем II ступени;

коэффициент избытка воздуха перед дымососом.

7.1Коэффициент избытка воздуха за воздухоподогревателем II ступени.

СО2взп — содержание кислорода за воздухоподогревателем II ступени, %.

.2Коэффициент избытка воздуха перед дымососом.

СО2дс- содержание кислорода перед дымососом, %.

.Присосы холодного воздуха пароперегреватель — дымосос, %.

— коэффициент избытка воздуха перед дымососом; оэффициент избытка воздуха за пароперегревателем.

8.1Коэффициент избытка воздуха перед дымососом.

СО2дс- содержание кислорода перед дымососом, %.

.2Коэффициент избытка воздуха за пароперегревателем.

СО2пп — содержание кислорода за пароперегревателем, %.

.Коэффициент избытка воздуха за пароперегревателем.

СО2пп — содержание кислорода за пароперегревателем, %.

.Коэффициент избытка воздуха за водяным экономайзером II ступени.

СО2вэ — содержание кислорода за водяным экономайзером II ступени, %.

.Коэффициент избытка воздуха за воздухоподогревателем II ступени.

СО2взп — содержание кислорода за воздухоподогревателем II ступени, %.

.Коэффициент избытка воздуха перед дымососом.

СО2дс- содержание кислорода перед дымососом, %.

1.14 существующие программные аналоги

Существует несколько видов аналогичных программных продуктов, которые полностью или частично способны рассчитывать теплотехнические характеристики для котлов, используемых на ОАО «ММК».

.Пакет расчетных задач ПРК Источник позволяет определять основные показатели работы котельных и объектов систем теплоснабжения.

.тепловой баланс котельной.

.РаТеН — 323 — ДЭС, «Расчет нормативов удельных расходов топлива на электрическую энергию, отпущенную дизельными электростанциями».

недостатками всех перечисленных программных продуктов являются:

.Отсутствие возможности предоставления пользователю промежуточных расчетов.

.Отсутствие возможности построения необходимых графиков зависимостей.

.Несоответствие всех или некоторых формул расчетов для котлов, используемых на ОАО «ММК».

.Большая стоимость перечисленных программных продуктов.

2. Реализация

.1 Инструменты разработки

Программный код разрабатывается на языке программирования высокого уровня C++. Используемая среда разработки Borland Developer Studio 2006.Developer Studio 2006 — это готовая среда визуальной разработки приложений. Программы могут быть ориентированы на Win32 и Microsoft.NET, использующие общую базу кода.

причины выбора данной среды разработки:

быстрая разработка приложений на языках высокого уровня Delphi, C++;

визуальный клиент WYSIWYG;

локальное подключение базы данных Borland InterBase ®, DBase ®, Paradox ®, ADO, MySQL ®, MSDE ® и Access;

настройка и поддержка компонентов Win32, Microsoft.NET и ASP.NET.

Причины выбора C++ в качестве ЯП:

высокоуровневый язык программирования общего назначения;

компилируемый язык программирования;

мощная стандартная библиотека.

2.2 Алгоритм

В данном разделе описаны основные модули и функции, используемые в программе.

Модуль GetSolve отвечает за считывание данных и расчет основных параметров.

Основные функции этого модуля:

Считывание данных, введенных пользователем в первой форме. В функцию передается номер строки и номер столбца ячейки. Функция заполняет переменные значениями для их последующего использования в расчетах.

float TForm1::getValue(){(int i = 0; i < 14; i++){(int j = 1; j <= 2; j++ ){[i] = Cells[i][j];

}

}

}

Расчет энтальпии от давления для нагретой котловой воды насыщения. В функцию передается давление воды. Результат работы этой функции является промежуточным.

double TP (){pp = log(p);G = 1 / (((((0.0000036917245 * pp + 0.0000061350619) * pp — 0.000094808082) * pp — 0.00216688) * pp — 0.20096551) * pp + 2.6864264);

return G * var — K;

}

Расчет энтальпии от температуры для пара. В функцию передается температура пара. результат работы этой функции является промежуточным.ST (){TT = t + K;

double G = TT / var;(((((-351.27926 * G + 746.50772) * G — 575.48983) * G + 146.93427) * G + 40.129466) * G — 31.707554) * G + 7.0717853;

}

Расчет энтальпии от температуры для нагретого пара. В функцию передается температура нагретого пара. Результат работы этой функции является промежуточным.TForm1::VPT (){= 1;

double TT = t + K;G = TT / var;(0.0047061) * TT / p + (0.00032321) + (0.00025) * G — (0.0011354) / pow(G, 2) — (0.0004381) / (pow((G — 0.21), 2)) — ((0.00002549) / pow(G, 8) + (0.0000001236) / pow(G, 14) — (0.000055)) * (p / 100);

}

Вычисление коэффициентов. В функцию передается процентное содержание кислорода на заданном участке. Результат работы данной функции является основным.koeff_alpha (){= N / (N — Co2);koeff;

}

Расчет присосов. В функцию передается содержание кислорода на двух взаимосвязанных участках. Результат работы данной функции является основным.prisos_V (){= (koeff_alpha (Co2_1) — koeff_alpha (Co2_2)) * 100;prisos;

}

Расчет расходов. В функцию передается расход газа, давление газа, температура газа по шайбе, давление газа по шайбе, температура газа. результат работы данной функции является основным.rashod_G (){= Vg * (pow (((Pg + 1) * (tgsh + K)) / ((Pgsh + 1) * (tg + K)) , 0.5));rashod;

}

Расчет паропроизводительности котла. В функцию передается паропроизводительность котла, удельный объем пара, удельное давление пара. Результат работы данной функции является основным.proisvod_par (){= D * (pow ((Upsh / Uf), 0.5)) + alpha_pp;par;

}

Расчет температуры котловой воды насыщения. В функцию передается давление пара. Результат работы данной функции является основным.t_kv_nas (){

t = TP(Pb);t;

}

Модуль OutValue отвечает за вывод результатов расчетов в форму. Печать результатов. В функцию передается номер столбца и номер строки.

float TForm3::outValue(){(int i = 0; i < 14; i++){(int j = 1; j <= 2; j++ ){->StringGrid2->Cells [i][j] = Co2[i];

}

}

}

Модуль Graph отвечает за построение графика.

Определение координат для построения графика. Координаты для построения хранятся в структуре.

coord TForm2::translate(){z;.x = ceil (x * (PaintBox1->Width) * (delta (x0)) + 2);.y = ceil (PaintBox1->Height-2 + y * (-320));

return z;

}

Построение точек графика.

void TForm2::Paint(){(int x = 0; x <=PaintBox1->Width; x +=1)

{pixelValue = delta(x0) / PaintBox1->Width;y = f(x*pixelValue);c = translate(x, y);->Canvas->Pixels[c.x][c.y] = clRed;

}

}

Построение графика по рассчитанным данным.

void __fastcall TForm2::PaintBox1Paint()

{->Canvas->MoveTo(2, 0);->Canvas->LineTo(2, PaintBox1->Height);->Canvas->MoveTo(0, PaintBox1->Height-2);->Canvas->LineTo(PaintBox1->Width, PaintBox1->Height-2);delenie_x;smesh_del_x = ((double)(PaintBox1->Width — 2) * delta(x0));shkala = ((double)(PaintBox1->Width — 2) / 5);delenie_y;smesh_del_y =(PaintBox1->Height -2) / 10;(int i = 1; i <= 9; i++) {delenie_y = 2 + i * smesh_del_y;->Canvas->MoveTo(0, PaintBox1->Height — delenie_y );->Canvas->LineTo(5, PaintBox1->Height — delenie_y );->Canvas->TextOutA(10, PaintBox1->Height — delenie_y — 4, «0,»+ FloatToStr(i));

}(int i = 1; i <= 3; i++) {delenie_x = 2 + i * smesh_del_x * shkala;->Canvas->MoveTo(delenie_x, PaintBox1->Height );->Canvas->LineTo(delenie_x, PaintBox1->Height — 5 );->Canvas->TextOutA(delenie_x — 3, PaintBox1->Height — 20, «» + FloatToStrF(delta(x0)/(4-i), ffFixed, 3, 3));

}->Canvas->TextOutA(6, 6, «alpha_pp»);->Canvas->TextOutA(PaintBox1->Width — 38, PaintBox1->Height — 22, «Dp»);

Paint();

}

2.3 Описание решения задачи

Для решения поставленной задачи используется принцип последовательного решения: ввод данных пользователем — вычисление промежуточных значений — вычисление итоговых значений — вывод результатов — построение графика. Для удобства однотипные формулы сведены в одну функцию, которая в зависимости от переданных значений рассчитывает необходимый параметр. Все эти шаги отображены на блок-схеме (Рис. 3).

Рис. 3 — Блок-схема программы КотелОК.

3. Пример использования программы

Для начала работы с программой ее следует запустить, а затем создать новый расчет. Внешний вид главного окна программы изображен на рисунке (Рис. 4).

Рис. 4 — внешний вид программы КотелОК.

Для решения поставленной задачи данными методами исходные данные должны вводиться пользователем в соответствующий столбец таблицы в главном окне программы. Общепринято, что точность вводимых значений составляет 2 знака после запятой, но пользователь имеет возможность ввода большей точности значений.

Для удобства пользователя рядом со столбцом, предназначенным для ввода значений, есть столбцы, указывающие приемлемые границы значений для каждого параметра. однако данные границы не строго регламентированы, а значит, значения могут выходить за данные рамки. внешний вид окна ввода данных представлен на рисунке (Рис. 5).

Рис. 5 — внешний вид окна ввода данных.

После ввода исходных данных для расчетов пользователь может выполнить расчет теплотехнических параметров. Для этого необходимо выбрать меню Расчет — Вычислить. На экране появится новое окно с результатами расчетов, в котором так же указаны все наименования рассчитанных параметров. Пример окна Результаты изображен на рисунке (Рис. 6).

Рис. 6 — Пример окна Результаты.

Рис. 7 — Пример окна графика зависимости.

программа не предназначена для анализа полученных результатов, следовательно, оценку эффективности работы котла пользователь должен производить самостоятельно.

Заключение

В данной работе был рассмотрен принцип расчетов теплотехнических параметров для котлов ЦЭС. Были реализованы модули теплотехнических расчетов, модули считывания данных и вывода результатов работы, а также модуль графического отображения зависимости коэффициента избытка воздуха за пароперегревателем от паропроизводительности котла.

список используемых источников

1.Равич М.Б. «Упрощенная методика теплотехнических расчетов» М., Наука 1966, 416 с.

.Справочное пособие по наладке котельных установок предприятий черной металлургии. Т. 1,2, УЭЧМ, Свердловск, 1972.

.Ривкин С.П. и др. «Теплофизические свойства воды и водяного пара» М., «Энергия» , 1980, 422с.

.Трембовля В.И. и др. «Теплотехнические испытания котельных установок», М, «Энергия», 1977, 297с.

.Теплотехнический справочник Т. 1,2 М, «Энергия», 1979.

.Справочник эксплуатационника газовых котельных Л., «Недра» 1975,327с.

.Методические указания по испытанию котельных агрегатов, работающих на газе и мазуте Т.1,2 «Промэнергогаз» Ленинград, 1988.

Учебная работа. Автоматизация теплотехнических расчетов для котлов ЦЭС