Главная Коллекция "Otherreferats" Производство и технологии Проектирование и расчет котельной станции

Проектирование и расчет котельной станции

Особенности реконструкции производственно-отопительной котельной. Разработка блочной системы подогревателей и выбор схемы приготовления воды. Расчет оборудования установки и монтаж секционных водонагревателей. Планирование и управление строительством.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 02.09.2010
Размер файла 168,9 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Общая часть

1.1 Характеристика объекта

1.2 Климатологические данные

1.3 Определение количества потребителей теплоты. График годового расхода теплоты

1.4 Система и принципиальная схема теплоснабжения

1.5 Расчет тепловой схемы котельной

1.6 Подбор и размещение основного и вспомогательного оборудования

1.7 Тепловой расчет котлоагрегата

1.8 Аэродинамический расчет теплодутьевого тракта

2. Спецчасть. Разработка блочной системы подогревателей.

2.1 Исходные данные водоснабжения

2.2 Выбор схемы приготовления воды

2.3 Расчет оборудования водоподогревательной установки

2.4 Расчет сетевой установки

3. Технико-экономическая часть

3.1 Исходные данные

3.2 Расчет договорной стоимости строительно-монтажных работ

3.3 Определение годовых эксплуатационных расходов

3.4 Определение годового экономического эффекта

4. Монтаж секционных водонагревателей

5. Автоматика. Автоматическое регулирование и теплотехнический контроль котлоагрегата КЕ-25-14с

6. Охрана труда в строительстве

6.1 Охрана труда при монтаже энергетического и технологического оборудования в котельной

6.2 Анализ и предотвращение появления потенциальных опасностей

6.3 Расчет стропов

7. Организация, планирование и управление строительством

7.1 Монтаж котлоагрегатов

7.2 Условия начала производства работ

7.3 Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы

7.4 Расчет параметров календарного плана

7.5 Организация стройгенплана

7.6 Расчет технико-экономических показателей

8. Организация эксплуатации и энергоресурсосбережения

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

В наше сложное время, с больной кризисной экономикой строительство новых промышленных объектов сопряжено с большими трудностями, если вообще строительство возможно. Но в любое время , при любой экономической ситуации существует целый ряд отраслей промышленности без развития которых невозможно нормальное функционирование народного хозяйства, невозможно обеспечение необходимых санитарно-гигиенических условий населения. К таким отраслям и относится энергетика, которая обеспечивает комфортные условия жизнедеятельности населения как в быту так и на производстве.

Последние исследования показали экономическую целесообразность сохранения значительной доли участия крупных отопительных котельных установок в покрытии общего потребления тепловой энергии.

Наряду с крупными производственными, производственно-отопительными котельными мощностью в сотни тонн пара в час или сотни МВт тепловой нагрузки установлены большое количество котельных агрегатами до 1 мвт и работающих почти на всех видах топлива.

Однако как раз с топливом и существует самая большая проблема. За жидкое и газообразное топливо, которое поставляется на Украину в основном из России у потребителей часто не хватает средств расплатиться. Поэтому и необходимо использовать местные ресурсы.

В данном дипломном проекте разрабатывается реконструкция производственно-отопительной котельной поселка шахты "Кочегарка", которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. В перспективе предусматривается перевод котлоагрегатов на сжигание газа от дегазации газовых выбросов шахты, которая находится на территории обогатительной фабрики. В существующей котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ_25_14, служившие для снабжения паром предприятия шахты кочегарка, и водогрейные котлы ТВГ-8 (2 котла) для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения административно-бытовых зданий и жилого поселка.

В связи с сокращением добычи угля снизились производственные мощности угледобывающего предприятия, что привело к сокращению в потребности пара. Это вызвало реконструкцию котельной, которая заключается в использовании паровых котлов КЕ-25 не только для производственных целей, но и для производства горячей воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в специальных теплообменниках.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика объекта

Проектируемая котельная находится в городе Горловке Донецкой области на территории шахты “Кочегарка”.

Планировка, размещение зданий и сооружений на промплощадке обогатительной фабрики выполнены в соответствии с требованиями СНиП.

Размер территории промплощадки в границах ограждений - 12,66 га, площадь застройки 52194 м2.

Транспортная сеть района строительства представлена железными дорогами общего пользования и автодорогами местного значения.

Рельеф местности равнинный, с небольшими подъемами , в почве преобладает суглинок.

Источником водоснабжения является фильтровальная станция и канал Северский Донец-Донбасс. Предусмотрено дублирование водовода.

1.2 Климатологические данные и грунтовые условия

Для данного района строительства расчетная зимняя температура наружного воздуха для проектирования отопления и вентиляции tзр=-23°С; ?=88%. Расчетная летняя температура tлр=27,6°С; tр =44%. Средняя температура за отопительный период tоср=-1,8°С Продолжительность отопительного периода составляет 83 дня. [1]

Таблица 1.1.

Продолжительность стояния температур наружного воздуха в течение отопительного периода.

Температура наружного воздуха, °С

-29,9 ё -25

-24,9 ё -20

-19,9 ё -15

-14,9 ё -10

-9,9 ё

-5

-4,9 ё

0

0,1 ё 0

+5,1 ё +8

Время стояния температур, ч.

8

53

161

382

665

1038

1340

673

Всего, ч.

8

61

222

604

1269

2307

3647

4320

Снеговая нормативная нагрузка - 50кг/м2.

Ветровая нормативная нагрузка - 45 кг/м2 .

Глубина промерзания грунта по естественной поверхности земли - 1 м.

Основанием для фундаментов служат суглинки. Условное расчетное давление на суглинок - 0,24МПа - (2,4кгс/см2 ). Грунтовые воды встречаются на глубине 2,5 ё 7,5 м от поверхности земли.

1.3 Определение количества потребителей теплоты. График годового расхода теплоты

Расчетные расходы теплоты промышленными предприятиями определяются по удельным нормам теплопотребления на единицу выпускаемой продукции или на одного работающего по видам теплоносителя (вода, пар). Расходы теплоты на отопление, вентиляцию и технологические нужды приведены в таблице 1.2. тепловых нагрузок.

Годовой график расхода теплоты строится в зависимости от продолжительности стояния наружных температур, которая отражена в таблице 1.2. данного дипломного проекта.

Максимальная ордината годового графика расхода теплоты соответствует расходу тепла при наружной температуре воздуха -23 0С.

Площадь, ограниченная кривой и осями ординат, дает суммарный расход теплоты за отопительный период, а прямоугольник в правой части графика - расход теплоты на горячее водоснабжение в летнее время.

На основании данных таблицы 1.2. рассчитываем расходы теплоты по потребителям для 4-х режимов: максимально-зимний (tр. о. =-230C;); при средней температуре наружного воздуха за отопительный период; при температуре наружного воздуха +80C; в летний период.

Расчет ведем в таблице 1.3. по формулам:

- тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт

QОВ=QРОВ*(tвн-tн)/(tвн-tр.о.)

- тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период, МВт

QЛГВ=QРГВ*(tг-tхл)/(tг-tхз)*--b

где: QРОВ- расчетная зимняя тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования системы отопления. Принимаем по табл. 1.2.

tВН - внутренняя температура воздуха в отапливаемом помещении, tВН =180С

QРГВ - расчетная зимняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение ( табл. 1.2);

tн- текущая температура наружного воздуха ,°С;

tр.о.- расчетно отопительная температура наружного воздуха,

tг- температура горячей водя в системе горячего водоснабжения,tг=65°С

tхл , tхз - температура холодной воды летом и зимой,tхл =15°С,tхз =5°С;

b - поправочный коэффициент на летний период, b=0,85

Таблица 1.2. Тепловые нагрузки

Вид тепловой

Расход тепловой нагрузки, МВт

Характеристика

Нагрузки

Зимой

Летом

Теплоносителя

1.Отопление

и вентиляция

15,86

-

Вода 150/70 °С

Пар Р=1,4 МПа

2.Горячее водоснабжение

1,36

По расчету

3.Технологические нужды

11,69

1,24

Пар Р=1,44МПа

ВСЕГО

28,91

1,24

-

Таблица 1.3.

Расчет годовых тепловых нагрузок

№ п/п

Вид нагрузки

Обозначение

Значение тепловой нагрузки при температуре МВт

tр.о=-23 °С

tсро.п.=-1,8°С

tр.о=8°С

Летний

1.

Отопление и вентиляция

QОВ

15,86

7,66

3,87

-

2.

Горячее водоснабжение

QГВ

1,36

1,36

1,36

0,963

3.

Итого

QОВ+ГВ

17,22

9,02

5,23

0,963

4.

Технология

QТЕХ

11,69

11,69

1,24

1,24

5.

Всего

Q

28,91

20,71

6,47

2,203

По данным табл. 1.1. и 1.3. строим график годовых расходов тепловой нагрузки, представленный на рис .1.1.

1.4 Система и принципиальная схема теплоснабжения

Источником теплоснабжения является реконструируемая котельная шахты. Теплоноситель - пар и перегретая вода. Питьевая вода используется только для систем горячего водоснабжения. Для технологических нужд используется пар Р=0,6МПа. Для приготовления перегретой воды с температурой 150-70°С предусматривается сетевая установка, для приготовления воды с t=65°С - установка горячего водоснабжения.

Система теплоснабжения - закрытая. Вследствие отсутствия непосредственного водоразбора и незначительной утечки теплоносителя через неплотности соединений труб и оборудования закрытые системы отличаются высоким постоянством количества и качества циркулируемой в ней сетевой воды.

В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей.

На промплощадке трубопроводы теплоснабжения прокладываются по мостам и галереям и частично в непроходных лотковых каналах типа Кл. Трубопроводы прокладывают с устройством компенсации за счет углов поворотов трассы и П-образных компенсаторов.

Трубопроводы приняты из стальных электросварных труб с устройством теплоизоляции.

На листе 1 графической части дипломного проекта показан генплан промплощадке с разводкой тепловых сетей к объектам потребления .

1.5 Расчёт тепловой схемы котельной

Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования энергии и использования в установке теплоты рабочего тела. Она представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединенного линиями трубопроводов рабочего тела в соответствии с последовательностью его движения в установке.

Основной целью расчета тепловой схемы котельной является:

- определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расходов тепла на собственные нужды, и распределением этих нагрузок между водогрейной и паровой частями котельной для обоснования выбора основного оборудования;

- определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для выбора вспомогательного оборудования и определения диаметров трубопроводов и арматуры;

- определение исходных данных для дальнейших технико-экономических расчетов (годовых выработок тепла, годовых расходов топлива и др.).

Расчет тепловой схемы позволяет определить суммарную теплопроизводительность котельной установки при нескольких режимах ее работы.

Тепловая схема котельной приведена на листе 2 графической части дипломного проекта.

Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной приведены в таблице 1.4, а сам расчет тепловой схемы приведен в таблице 1.5.

Таблица 1.4

Исходные данные для расчета тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп

Наименование

Обоз-

Ед.

Расчетные режимы

Примечание

позиц. исход. данных

величин

начение

изм.

Максимально зимний

При средней температуре наиболее холодного периода

При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика

Летний

1

2

3

4

5

6

7

8

9

01

Температура наружного воздуха

tн

°C

-24

-10

-

-

I

02

Температура воздуха внутри отапливаемых зданий

tвн

°C

18

18

18

18

03

Максимальная температура прямой сетевой воды

t1макс

°C

150

-

-

-

04

Минимальная температура прямой сетевой воды в точке излома температурного графика

t1.изл

°C

-

-

70

-

05

Максимальная температура обратной сетевой воды

t2макс

°C

70

-

-

-

06

Температура деаэрированной воды после деаэратора

Tд

°C

104,8

104,8

104,8

104,8

07

Энтальпия деаэрированной воды

iд

КДж/кг

439,4

439,4

439,4

439,4

Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 1.2Мпа

08

Температура сырой воды на входе в котельную

T1

°C

5

5

5

15

09

Температура сырой воды перед химводоочисткой

TЗ

°C

25

25

25

25

10

Удельный объем воды в системе тепловодоснабжения в т. на 1 МВт суммарного отпуска тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

qсист

Т/ МВт

30,1

30,1

30,1

30,1

Для промышленных предприятий

Параметры пара, вырабатываемого котлами (до редукционной установки)

11

Давление

P1

МПа

1,4

1,4

1,4

1,4

Из таблиц насы-

12

Температура

°1

°C

195

195

195

195

щенного пара и

13

Энтальпия

i1

КДж/кг

2788,4

2788,4

2788,4

2788,4

воды при давлении 1,4 МПа

Параметры пара после редукционной установки:

14

Давление

P2

МПа

0,7

0,7

0,7

0,7

Из таблиц насы-

15

Температура

°2

°C

165

165

165

165

щенного пара и

16

Энтальпия

i2

КДж/кг

2763

2763

2763

2763

воды при давлении 0,7 МПа

Параметры пара, образующегося в сепараторе непрерывной продукции:

17

Давление

P3

МПа

0,17

0,17

0,17

0,17

Из таблиц насы-

18

Температура

°3

°C

115,2

115,2

115,2

115,2

щенного пара и

19

Энтальпия

i3

КДж/кг

2700

2700

2700

2700

воды при давлении 0,17 Мпа

Параметры пара, поступающего в охладитель выпара из деаэратора:

20

Давление

P4

МПа

0,12

0,12

0,12

0,12

Из таблиц насы-

21

Температура

°4

°C

104,8

104,8

104,8

104,8

щенного пара и

22

Энтальпия

i4

КДж/кг

2684

2684

2684

2684

воды при давлении 0,12 Мпа

Параметры конденсатора после охладителя выпара:

23

Давление

P4

МПа

0,12

0,12

0,12

0,12

Из таблиц насы-

24

Температура

°4

°C

104,8

104,8

104,8

104,8

щенного пара и

25

Энтальпия

i5

КДж/кг

439,4

439,4

439,4

439,4

воды при давлении 0,12 Мпа

Параметры продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки:

26

Давление

P1

Мпа

1,4

1,4

1,4

1,4

Из таблиц насы-

27

Температура

°1

°C

195

195

195

195

щенного пара и

28

Энтальпия

i7

КДж/кг

830,1

830,1

830,1

830,1

воды при давлении 1,4 Мпа

Параметры продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки:

29

Давление

P3

Мпа

0,17

0,17

0,17

0,17

Из таблиц насы-

30

Температура

°3

°C

115,2

115,2

115,2

115,2

щенного пара и

31

Энтальпия

i8

КДж/кг

483,2

483,2

483,2

483,2

воды при давлении 0,17 Мпа

32

Температура продувочной воды после охлаждения продувочной воды

tпр

°C

40

40

40

40

33

Температура конденсата от блока подогревателей сетевой воды

tкб

°C

80

80

80

80

Принимается

34

Температура конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды

t2

°C

165

165

165

165

Принимается

35

Энтальпия конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды

i6

КДж/кг

697,1

697,1

697,1

697,1

Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,7 Мпа

36

Температура конденсата, возвращаемого с производства

tкп

°C

80

80

80

80

37

Величина непрерывной продувки

П

%

4,6

4,6

4,6

4,6

Принимается из расчета химводоочистки

38

Удельные потери пара с выпаром из деаэратора питательной воды в т на 1т деаэрированной воды

dвып

т/т

0,002

0,002

0,002

0,002

Принимается по рекомендациям ЦКТИ

39

Коэффициент собственных нужд химводоочистки

Кснхво

-

1,2

1,2

1,2

1,2

40

Коэффициент внутрикотельных потерь пара

Кпот

-

0,02

0,02

0,02

0,02

Принимается

41

Расчетный отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию

Qмаксов

МВт

15,86

-

-

-

Табл. 1.2.

42

Расчетный отпуск тепла на горячее водоснабжение за сутки наибольшего водопотребления

Qсргв

МВт

1,36

-

-

-

Табл. 1.2.

43

Отпуск тепла производственным потребителям в виде пара

Дотр

кг/с

4,98

4,98

4,98

0,53

44

Возврат конденсата от производственных потребителей (80%)

Gпотр

=кг/с

3,98

3,98

3,98

0,42

=0,8

Таблица 1.5

Расчет тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп

Наименование

Обоз-

Ед.

Расчетная

Расчетные режимы

позиц. исход. данных

величин

начение

изм.

формула

Максимально зимний

При средней температуре наиболее холодного периода

При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды.

Летний

Р01

Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды

tн.изл

°C

tвн-0,354(tвн- tр.о.)

-

-

18-0,354* *(18+24)= =3,486

-

Р02

Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха

Ков

-

(tвн- t'н)/ (tвн- tр.о)

1

(18-(-10))/(18-(-23))=0,67

(18-0,486)/ /(18-(-24))= =0,354

-

Р03

Расчетный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию

Qов

МВт

Qмаксов*Ков

15,86

15,86*0,67= 10,62

5,61

-

Р04

Значение коэффициента Ков в степени 0,8

К0.8ов

-

1

0,73

0,436

-

Р05

Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной

tI

°C

18+64,5* *К0.8ов+64,5*Ков

150 (см 03)

18+64,5*0,73+67,5*0,67= 110,3

70 (см 04)

70

Р06

Температура обратной сетевой воды

t2

°C

t1-80*Ков

70

56,7

54,7

42,7

Р07

Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зимних режимах

Qов+гв

МВт

Qов+ Qсргв

17,22

11,98

6,97

0,936

Р08

Расчетный расход сетевой воды в зимних режимах

Gсет

кг/с

Qов+гв*103/(t1-t2)*C

51.37

94.13

65.56

-

Р09

Отпуск теплоты на горячее водоснабжение в летнем режиме

Qлгв

МВт

-

-

-

0,963

Р10

Расчетный расход сетевой воды в летнем режиме

Gлсет

кг/ч

Qлгв*103/(t1-t2)*C

-

-

-

9,2

Р11

Объем сетевой воды в системе водоснабжения

Gсист

Т

qсис*Qдmax

519,53

519,53

519,53

519,53

Р12

Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети

Gут

кг/с

0,005*Gсист*1/3,60

0,72

0,72

0,72

0,72

Р13

Количество обратной сетевой воды

Gсет.обр.

кг/с

Gсет- Gут

21,24

92,21

60,08

7,64

Р14

Температура обратной сетевой воды перед сетевыми насосами

tз

°C

t2*Gсет.обр+Т*Gут/ Gсет

70,5

56,7

42,2

43,1

Р15

Расход пара на подогреватели сетевой воды

Дб

кг/с

Gсет*(t1-t3)/ (i2/4,19-tкб)* 0,98

7,14

9,13

2,93

0,48

Р16

Количество конденсата от подогревателей сетевой воды

Gб

кг/с

Дб

7,14

9,13

2,93

0,43

Р17

Паровая нагрузка на котельную за вычетом расхода пара на деаэрацию и на подогрев сырой воды, умягчаемой для питания котлов, а также без учета внутрикотельных потерь

Д

кг/с

Дпотр+Дб+Дмаз

4,98+7,14= 12,12

4,98+9,13= 14,11

4,98+2,93= 7,91

0,53+0,43= 0,96

Р18

Количество конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства

Gк

кг/с

Gб+ Gпотр

7,19+3,98= 11,12

9,13+3,98= 13,11

2,93+3,98= 6,91

0,43+0,42= 0,85

Р19

Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки

Gпр

кг/с

n/100*Д

0,6

0,7

0,39

0,05

Р20

Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки

Д'пр

кг/с

0,148*Gпр

0,148*0,6= 0,089

0,148*0,70= 0,104

0,148*0,39= 0,060

0,148*0,05= 0,007

Р21

Количество продувочной воды, на выходе из сепаратора непрерывной продувки

G'пр

кг/с

G'пр- Дпр

0,6-0,089= 0,511

0,70-0,104= 0,596

0,32-0,060= 0,33

0,05-0,007= 0,043

Р22

Внутрикотельные потери пара

Дпот

кг/с

0,02*Д

0,02*1212* 0,24

0,02*14,11= 0,28

0,02*7,91= 0,16

0,02*0,96= 0,02

Р23

Количество воды на выходе из деаэратора

Gд

кг/с

Д+ Gпр+ Пут

13,44

15,53

9,02

2,07

Р24

Выпар из деаэратора

Двып

кг/с

dвып*Gд

0,002*13,44= 0,027

0,002*15,53= 0,03

0,002*9,02= 0,018

0,002*2,07= 0,004

Р25

Количество умягченной воды, поступающей в деаэратор

Gхво

кг/с

(Дпотр-Gпотр)+ +G'пр+Дпот+Двып +Gут

2,498

2,64

2,44

0,96

Р26

Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку

Gс.в

кг/с

Кс.н.хво*Gхво

1,2*2,498= 3,2

1,2*2,64= 3,17

1,2*2,44= 2,93

1,2*0,96= 1,15

Р27

Расход пара для подогрева сырой воды

Дс

кг/с

Gсв*(Т3-Т1)*С/(i2-i6)*0.98

0.13

0.13

0.12

0.024

Р28

Количество конденсата от подогревателей сырой воды, поступающей в деаэратор

Gс

кг/с

Дс

0,13

0,13

0,12

0,024

Р29

Суммарный вес потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)

G?

кг/с

Gк+Gхво+Gс+Дпр-Двып

13,89

15,95

10,07

2,01

Р30

Доля конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства в суммарном весе потоков, поступающих в деаэратор

Gк/ G?

0,8

0,82

0,68

0,4

Р31

Удельный расход пара на деаэратор

dд

кг/кг

Рис.11 [ ]

0,0525

0,052

0,056

0,0753

Р32

Абсолютный расход пара на деаэратор

Д*g

кг/с

dд* G?

0.75

Р33

Расход пара на деаэратор питательной воды и для подогрева сырой воды

-

кг/с

(Дg+Дс)*

0,75+0,13= 0,88

0,82+0,13= 0,95

0,56+0,12= 0,88

0,15+0,024= 0,179

Р34

Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь

Д*'

кг/с

Д+(Дg+Дс)

12,12+0,88= 13,00

14,11+0,9= 15,06

7,91+0,68= 8,59

0,96+0,179= 1,13

Р35

Внутрикотельные потери пара

Дпот

кг/с

Д' * (Кпот/(1-Кпот))

0,26

0,3

0,17

0,023

Р36

Суммарная паровая нагрузка на котельную

Д*сум

кг/с

Д'+Дпот

13,26

15,36

8,76

1,153

Р37

Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки

Gпр

кг/с

n/100*Dсум

0,61

0,71

0,42

0,055

Р38

Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки

Dпр

кг/с

Gпр*(i7*0,98-i8)/ (i3-i8)

0,091

0,104

0,06

0,008

Р39

Количество продувочной воды на выходе их сепаратора непрерывной продувки

G'пр

кг/с

Gпр-Dпр

0,519

0,606

0,36

0,047

Р40

Количество воды на питание котлов

Gпит

кг/с

Dсум+Gпр

13,87

16,07

9,18

1,208

Р41

Количество воды на выходе из деаэратора

Gg

кг/с

Gпит+Gут

14,59

17,157

9,90

1,93

Р42

Выпар из деаэратора

Dвып

кг/с

dвып*Gg

0,029

0,034

0,02

0,004

Р43

Количество умягченной воды, поступающее в деаэратор

Gхво

кг/с

(Dпотр-Gпотр)-G'пр+ Dпот+Dвып+Gут

2,72

2,48

0,98

Р44

Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку

Gс.в

кг/с

Kс.н.хво*Gхво

1,2*2,57= 3,08

1,2*2,72= 3,24

1,2*2,48= 2,98

1,2*0,98= 1,12

Р45

Расход пара для подогрева сырой воды

Dc

кг/с

Gс.в.*(T3-T1)*C/ (i2-i8)*0,98

0,068

0,14

0,12

0,02

Р46

Количество конденсата поступающего в деаэратор от подогревателей сырой воды

Gc

кг/с

Dc

0,068

0,14

0,12

0,02

Р47

Суммарный вес потоков поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)

G?

кг/с

Gk+Gхво+Gc+Dпр-Dвып

13,9

16,04

9,78

1,96

Р48

Доля конденсата от подогревателей

кг/с

Gk/ G?

11,12/13,90= 0,797

13,11/16,04= 0,82

0,736

0,486

Р49

Удельный расход пара на деаэратор

dg

кг/кг

Рис.11

0,0525

0,052

0,056

0,0753

Р50

Абсолютный расход пара на деаэратор

Dg

кг/с

dg* G?

0,765

0,835

0,55

0,15

Р51

Расход пара на деаэрацию питательной воды и подогрев сырой воды

-

кг/с

(Dg+Dc)

0,833

0,975

0,67

0,17

Р52

Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь

Д1

кг/с

D+(Dg+Dc)

12,12+0,87= 12,9

14,11+0,87= 15,07

7,91+0,67= 8,58

0,96+0,17= 1,13

Р53

Суммарная паровая нагрузка на котельную

Dсум

кг/с

Д1+Dпот

13,21

15,385

8,75

1,153

Р54

Процент расхода пара на собственные нужды котельной (деаэрация подогрев сырой воды)

Кс.н.

%

(Дg+Дс)/Dсум*100

6,3

6,34

7,66

14,74

Р55

Количество работающих котлов

Nк.р.

Шт.

Dсум/Dкном

2

2

2

1

Р56

Процент загрузки работающих паровых котлов

Кзат

%

Dсум/Dкном*Nк.р.* *100%

95,17

110,84

63

16,6

Р57

Количество воды, пропускаемое помимо подогревателей сетевой воды (через перемычку между трубопроводами прямой и обратной сетевой воды)

Gсет.п.

кг/с

Gсет*(tmax1-t1)/ /(tmax1-t3)

0

40,22

49,52

7,03

Р58

Количество воды пропускаемое через подогреватели сетевой воды

Gсет.б.

кг/с

Gсет- Gсет.п.

51,37

94,13-40,22= 53,91

66,56-49,52= 17,04

9,20-7,03= 2,17

Р59

Температура сетевой воды на входе в пароводяные подогреватели

t4

°C

[t1max(i6-tк.б.с.)+ t3(i2-i6)]/(i2- tк.б.с.)

81,6

71,2

57,4

58,6

Р60

Температура умягченной воды на выходе из охладителя продувочной воды

Т4

°C

T3+G'пр/Gхво*(i8/c --tпр)

33,6

32,1

31,1

37,2

Р61

Температура умягченной воды поступающей в деаэратор из охладителя пара

Т5

°C

T4+Dвып/Gхво*(i4-i5)/c

37,8

35,6

34,4

39,2

1.6 Подбор и размещение основного и вспомогательного оборудования

На основании результатов полученных при расчете тепловой схемы котельной (таб. 1.5) производим выбор основного и вспомогательного оборудования.

Выбор паровых котлоагрегатов

Выбор типа, количества и единичной производительности котлоагрегатов зависит главным образом от расчетной тепловой производительности котельной, где они будут установлены; от вида теплоносителя, отпускаемого котельной.

На основании вышеизложенного и в связи с тем, что для технологических потребностей нербходим пар, в котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ-25-14 единичной производительностью по пару D =6,94кг/с, что в сумме дает 13,88 кг/с. А из расчета тепловой схемы максимальная суммарная паровая нагрузка котельной Dсум=15,377 кг/с (табл.1.5 п.53), что позволяет использовать котлоагрегаты КЕ-25-14 с небольшой перегрузкой в один из режимов.

Подбор сетевых насосов

Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды . Расход сетевой воды принимаем из табл. 1.5 позиция .

GЗ СЕТ=93,13 кг/с = 338,87 т/ч

Необходимая производительность сетевых насосов, приведенная к плотности rВ=1000кг/м3, м/ч

GСН=GЗ СЕТ/rВ70=338,87/0,978=346,49

Напор сетевых насосов выбирается из условия преодоления гидравлического сопротивления теплотрассы при расчетном максимальном расходе воды, сопротивления котельной и соединительных трубопроводов с 10%-м запасом.

HC P=1,1 Н (1.2)

Иэ данных гидравлического расчета тепловой сети

Н = 0,7 МПа

Тогда

HC P=1,1*0,7=0,77 МПа

К установае принимаем блок сетевых насосов БСН-1801420, состоящий из 2-х насосов Д400/80, один из которых резервный, электродвигатель А02_82_2, N=100кВт, n=3000-1, Q=400м3/ч, H=0,65ё0,85 Мпа

Подбор питательных насосов

В котельных с паровыми котлами устанавливаются питательные насосы числом не менее двух с независимым приводом.

Питательные насосы подбирают по производительности и напору.

Производительность всей котельной, кг/с

QПИТ=1,1*DСУМ (1.3)

где DСУМ -суммарная паропроизводительность котельной

из табл.1.5 п.53: DСУМ=15,377 кг/с

QПИТ=1,1*15,377 = 16,91 кг/с=60,89 т/ч

Напор, который должны создавать питательные насосы для паровых котлоагрегатов, МПа

НПИТ=1,15*(Рб-Рд)+НСЕТ (1.4)

где Рб - наибольшее возможное избыточное давление в котлоагрегате,

Рб =1,3 МПа

Рд - избыточное давление в деаэраторе ,Рд=0,12МПа

НСЕТ- соиротивление всасывающего и нагнетающего трубопроводов.

Принимаегл НСЕТ=0,15МПа

ННАС= 1,15(1,3-0,12)+0,15 = 1,51 МПа

Из табл. 15.3 [3] принимаем к установке 2 питательных насоса ПЭ-65-40, один из которых резервный: электродвигатель А2-92-2, подача 65 м3/ч напор 4,41 МПа, частота вращения 3000-1.

Подбор конденсатного насоса

Конденсатные насосы перекачивают конденсат из баков, куда он поступает с производства или из пароводяных подогревателей, в деаэратор.

Производительность конденсатного насоса, м3/ч(кг/с)

QК НАС= К(табл.1.5. п.18)=13,11 кг/с=47,2 м3/ч

Напор развиваемый конденсатным насосом, МПа

Нкон=2,3 Мпа

По табл. 15.6. [3] принимаем к установке 2 насоса Кс-50-55-1 один из которых резервный: электродвигатель 4А160М4, подача 50м3/ч,напор 5,5 МПа,частота вращения 1450-1.

Подбор подпиточных насосов

Для восполнения утечки воды из закрытых систем теплоснабжения устанавливают подпиточные насосы.

Подача подпиточного насоса принимается иэ табл.1.5

Gподп=0,72 кг/с=2,592 м3/ч

Давление, создаваемое подпиточным насосом, должно обеспечить невскипание воды на выходе из котельной

Нпод=0,4 МПа

Пo табл.15.6. [3] принимаем к установке 2 подпиточных насоса Кс-12-50 один иэ которых резервный: электродвигатель 4А100 2, подача 12 м3/ч напор 0,5 МПа, частота вращения 2900 -1

Подбор деаэратора

В новых производственных и производственно-отопительных котельных с паровыми котлоагрегатами предусматривается установка атмосферных деаэраторов типа ДА.

Подбираем деаэратор по его производительности ,т/ч(кг/с)

GД=17,157 кг/с=61,76 т/ч (табл.1.5п. 41)

Принимаем к установке деаэратор DА-100( табл. 3 ):

производительность, т/ч - 100

давление ,МПа - 0,12

емкость деаэраторного бака.м3 - 25

поверхность охладителя

выпара, м2 - 8

1.7. Тепловой расчет котлоагрегата

Котел KЕ-25-14c предназначен для производства насыщенного пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Топочная камера котла шириной 272 мм полностью экранирована (степень экранирования Нл/ ст =0,8) трубами d=51х2,5мм. Трубы всех экранов приварены к верхним и нижним камерам d219x8мм. Топочная камера по глубине разделена на два объемных блока. Каждый из боковых экранов (правый и левый) переднего и заднего топочных блоков образует самостоятельный циркуляционный контур. Верхние камеры боковых экранов в целях увеличения проходного сечения на входе в пучок расположены ассиметрично отпосительно оси котла. Шаг труб боковых и фронтового экранов - 55 мм, шаг труб заднего экрана - 100 мм, трубы заднего экрана выделяют из топочного объма камеру догорания, на наклонном участке труб уложен слой огнеупорного кирпича толщиной 65мм. Объем топочной камеры -61,67 м3.

Для улучшения циркуляционных характеристик фронтового экрана на нем устанавливаются три рециркуляцинные трубы d89х4мм. Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева - 92,10м2.

Третьим блоком котла является блок конвективного пучка с двумя барабанами (верхним и нижним) внутренним диаметром 1000мм. Длина верхнего барабана 7000мм, нижнего - 5500мм. Толщина стенки барабана котла - 13мм, материал - сталь 16ГС. Ширина конвективного пучка по осям крайних труб 2320мм. В таком пучке отсутствуют пазухи для размещения пароперегревателя, что существенно улучшает омывание конвективного пучка.

Конвективный пучок выполнен из труб d51x2,5мм. Поперечный шаг в пучке составляет 110 мм, продольный - 90мм. Площадь поверхности нагрева конвективного пучка равна 417,8м2. Первые три ряда труб на входе в пучок имеют шахматное расположение с поперечным шагом S =220мм. Удвоение величины шага по сравнению с остальными рядами позволяет увеличить проходное сечение на входе в пучок, частично перекрытое потолком потолочной камеры.

Хвостовые поверхности состоят из одноходового по воздуху воздухоподогревателя с поверхностью нагрева 228 м2, обеспечивающего нагрев воздуха до 180 0С и установленного следом за ним по ходу газов чугунного экономайзера с поверхностью нагрева 646 м2.

Для сжигания каменных и бурых углей под котлом устанавливается механическая топка ТЧЗ-2,7/5.6. Активная площадь зеркала горения равна 13,4 м2. Решетка приводится в движение при. Помощи привода ПТ-1200, обеспечивающего 8 ступеней регулирования скорости движения в приделах 2,8 - 17,6 м/ч. Дутьевой короб под решеткой разделен на четыре воздушные зоны. Подача воздуха регулируется при помощи поворотных заслонок на воздуховодах. Котельная установка оборудована системой возврата уноса и острого дутья. Выпадающий в конвективном пучке унос оседает в четырех зольниках и возвращается в топочную камеру для дожигания при помощи воздушных эжекторов по прямым трубкам d76мм через заднюю стенку, восемь сопл острого дутья d2 мм расположены в задней стенке топки на высоте 1400мм от решетки.

Исходные данные и выбор коэффициента избытка воздуха

Ведем расчет котлоагрегата применительно к условиям проектируемого объекта: уголь марки ГР со следующими характеристиками

СР=55,2%, НР=3,8%, ОР=5,8%, WР=1,0%, SР=3,2%, АР=23%, NP=8%, QPH=22040КДж/кг, VГ=40%,

Величины коэффициента избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева определяем последовательно

an=ai+Da (1.3)

где ai - коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода

Da - нормативный присос воздуха

Таблица 1.6

Коэффициенты избытка воздуха

№ п/п

Газоход

Коэффициент избытка воздуха за топкой.

Da

an

1

Топка

1,35

0,1

1,35

2

Конвективный пучок

0,1

1,45

3

Воздухоподогреватель

0,08

1,53

4

Водяной экономайзер

0,1

1,63

Расчет обьемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Расчет теоретического объема воздуха

V0=0,0889*(Ср+0,375*Sрогр+к)+0,265*Нр-0,0333*Ор

V0=0,0889*(55,2+0,375*3,2)+0,265*3,8-0,0333*5*8=5,83 м3/кг

Расчет теоретических обьемов продуктов сгорания при a=1 м3/кг

VORO2=1,866*(CP+0,375Sрогр+к)/100=1,866*(55,2+0,375*3,2)/100=1,0524

VONO2=0,79*V°+0,08*Np=0,79*5,83+0,008*1=4,612

VOH2O=0,111НР+0,0124WР+0,0161V0=0,111*3,8+0,0124*8+0,0161*5,83=0,6148

Таблица 1.7

Характеристики продуктов сгорания

№

Величина

Ед. изм.

Газоходы

1

3

4

5

6

7

1

Коэффициент избытка воздуха за топкой

?Т

1,35

2

Нормативный присос

??

0,1

0,1

0,08

0,1

3

Коэффициент избытка воздуха за газоходом

?n

1,35

1,45

1,53

1,63

4

Объем трехатомных газов. VRO2=V0RO2

м3/кг

1,0524

1,0524

1,0524

1,0524

5

Объем двухатомных газов. VN2=V0N2+0.0161*V0

-“-

6,943

7,526

8,109

8,285

6

Объем водяных паров VH2O=V0H2O+0,0161(a- -1)* V0

-“-

0,652

0,662

0,671

0,674

7

Суммарный объем дымовых газов

VГ=VRO2+VN2+VH2O

-“-

8,647

9,24

9,832

10,0114

8

Объемная доля трехатомных газов

rRO=VRO2/VГ

-“-

0,122

0,114

0,107

0,105

9

Объемная доля водяных паров rH2O=VH20/VГ

-“-

0,197

0,186

0,176

0,077

10

Концентрация золы в дымовых газах, m=Ар*aун/100*Vг

-“-

3,99

3,73

3,51

3,29

Таблица 1.8

Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, КДж/кг

J, °С

I0=(ctв)*V0

I0RO2=(cJ)RO2* *V0RO2

I0N2=(cJ)N2*V0N2

I0H2O=(cJ)H2O* *V0H2O

I0J

1

2

3

4

5

6

30

39*5,83=227,2

100

132*5,83=769,3

169*0,054= 187,13

4,62*130= 600,6

151*0,616= 92,87

871,596

200

286*5,83=1550,3

357*1,05= 376,3

260*4,62= 1201,2

304*0,615= 186,96

1764,44

300

403* …=2348,68

559* … 589,10

392*…1811,04

463*…284,75

2674

400

542*…=3158,76

772*…=813,69

527*…=2434,74

626*…=384,99

3633,42

500

664*…=3986,35

996*…=1049,78

664*…=3067,68

794*…=488,31

4605,89

600

830*…=4837,24

1222*…= 1287,99

804*…=3714,48

967*…=594,71

5597,18

700

979*…=5705,61

1461*…= 1539,89

946*…=4370,52

1147*…=705,41

6615,82

800

1130*…=6585,64

1704*…= 1796,02

1093*…= 5049,66

1335*…=821,03

766,71

900

1281*…=7465,67

1951*…= 2056,35

1243*…= 5742,66

1524*…=937,26

8736,27

1000

1436*…=8369,01

2202*…= 2320,91

1394*…= 6440,26

1725*…= 1060,86

9822,05

1200

1754*…=10222,31

2717*…= 2863,72

1695*…= 7890,9

2131*…= 1310,57

12005,19

1400

2076*…=12098,9

3240*…= 3414,96

2009*…= 9281,58

2558*…= 1573,17

14269,71

1600

2403*…=14004,66

3767*…= 3970,42

2323*…= 10792,28

3001*…= 1845,62

16548,3

1800

2729*…=15904,61

4303*…= 4535,36

2648*…= 12206,04

3458*…= 2126,67

18868,07

2000

3064*…=17856,9

4843*…= 5104,52

2964*…= 13963,68

3926*…= 8414,49

21212,69

Таблица 1.9

Энтальпия продуктов сгорания в газоходах

J, °С

I0в,

КДж/кг

I0г,

КДж/кг

Газоходы и коэф-ты избытка воздуха

aТ=1,35

akr=1,45

aэк=1,53

aвп=1,63

Iг

Iг

Iг

Iг

1

2

3

4

5

6

7

30

227,2

100

871,596

1007,9

1015

200

1764,44

1900,76

1964

300

2674,98

2811,3

2870

400

3633,42

3747,02

3754

500

4605,89

4719,49

600

5597,18

5710,49

700

6615,82

6729,42

800

7666,71

7780,31

900

8736,37

8849,87

1000

9822,05

9912,93

9935,65

1200

12005,19

12096,07

1400

14289,71

14360,59

1600

16548,3

16639,18

1800

18868,07

18958,95

2000

21212,69

21303,57

2200

23557,3

23648

Расчет теплового баланса котлоагрегата выполнен в табл. 1.10, а поверочный расчет поверхностей нагрева котлоагрегата приведен в табл. 1.11.

На основе результатов табл. 1.9 построена I-d- диаграмма продуктов сгорания, которая представлена на рис. 1.2.

Таблица 1.10

Расчет теплового баланса теплового агрегата

Наименование

Обозначения

Расчетная ф-ла, способ

опр.

Единицы измерения

Расчет

1

2

3

4

5

Распологаемая теплота

Qpp

Qpp=Qpн

КДж/Кг

22040

Потеря теплоты от мех. неполн. сгорания

q3

по табл. 4.4 [4]

%

0,8

Потеря теплоты от мех. неполноты сгорания

q4

по табл. 4.4 [4]

%

5

Т-ра уходящих газов

tух

исх.данные

oC

135

Энтальпия уходящих газов

Iух

по табл. 1.9

КДж/Кг

1320

Т-ра воздуха в котельной

tхв

по выбору

oC

30

Энтальпия воздуха в котельной

I0хв

по табл. 1.8

КДж/Кг

227,2

Потеря теплоты с уход. газами

q2

%

(1320-1,63x227)*

*(100-5)/(22040)=

=6,25

Потеря теплоты от нар. охлажден.

q5

по рис 3.1 [4]

%

3,8

Потеря с физ. теплом шлаков

q6

ашл*Iз*Ар/Qрн

%

0,15*1206*

*23/22040=0,19

Сумма тепл. Потерь

?q

%

6,25+0,8+5+3,8+

+0,19=16,04

КПД катлоагрегата

h

100-?Q

%

100-16,04=83,96

Коэф. Сохранения теплоты

j

1-q5/(?+ q5)

1-3,8/(83,96+3,8)=

=0,957

Производительность агрегата по пару

D

по заданию

Кг/с

25/3,6=6,94

Давление раб. тела

P

по заданию

МПа

1,4

Т-ра рабочего тела

tнп

по заданию

oC

195

Т-ра питательн. воды

tпв

по заданию

oC

104

Удельная энтальпия р.т.

iнп

по табл.vi-7[4]

КДж/Кг

2788,4

Удельная энт. питат. воды

iпв

по табл.vi-7[4]

КДж/Кг

439,4

Значение продувки

n

по задан.

%

4,8

Полезно исп. теплота вагрегате

Q1

D*(iнп-iпв)+n*

*D(Iкв-Iнп)

кВт

Q=6,94*(2788,4-439,4)+0,048*6,94*(830-439,4)=

=16432,3

Полный расход топлива

В

Q1/?Qрр

Кг/с

16432,3/0,8396* *22040=0,88

Расчетный расход

Вр

В*(1-q4/100)

Кг/с

0,88*(1-5/100)=

=0,836

Таблица 1.11

Тепловой расчет котлоагрегата КЕ-25-14с

№

Наименование

Обозначение

Расчетная формула или способ определения

Ед. изм.

Расчет

1

2

3

4

5

6

Поверочный теплообмен в топке

1.

Температура холодного воздуха

tв

oC

30

2.

Энтальпия холодного воздуха

Iхв

табл. 1.10

КДж/Кг

227,2

3.

Температура воздуха после воздухоподогревателя

tгв

принимается

oC

120

4.

Энтальпия воздуха после воздухоподогревателя

Iгв

диаграма

КДж/кг

925,5

5.

Количество теплоты вносимое в топку воздухом

Qв

Iг.в.(?т-1)+ I?х.в.*??т

КДж/кг

925,5*(1,35-1,0)+227,2*0,1=346,6

6.

Полезное тепловыделение в топке

Qт

Qрр(100-q4-q3-q5)/(100-q4)+Qв

КДж/кг

22040*(100-0,8-5,0-3,8)/(100-5)+346,6=22126,4

7.

Адиабатическая температура горения

tа

табл. 1.9

oC

2170

8.

Температура газов на выходе

?

по предварительному выбору табл. 5-3[4]

oC

1050

9.

Энтальпия газов на выходе

Iт

табл. 1.9

КДж/Кг

10458,7

10.

Площадь зеркала горения

R

по чертежу

м2

13,4

11.

Суммарная поверхность стен

Fст

по чертежу

м2

115,2

12.

Диаметр экранных труб

dнб

по чертежу

мм

51*2,5

13.

Шаг труб экранов: боковых и фронтового заднего

S1

S2

по чертежу

по чертежу

мм

мм

55

100

14.

Эффективная лучевоспри-нимающая поверхность топки

Нлп

по чертежу

м2

92,1

15.

Объем топочной камеры

Vт

по чертежу

м3

61,67

16.

Степень экранирования топки

Y

Нэкр/Fст

-

0,8

17.

Толщина излучающего слоя

Sт

3,6*Vт/Fст

м

3,6*61,67/115,2=1,93

18.

Относительное положение максимальных температур по высоте топки

X

стр. 28[4]

0,3

19.

Параметр учитывающий распре-деление температуры в топке

М

0,59-0,5*Xт

0,59-0,5*0,3=0,44

20.

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания

Vгс*ср

КДж/Кг

(22040-10458,7)/(2170-1050)=11,35

21.

Объемная доля: водяных паров

трехатомных газов

гH20

гRO2

табл. 1.7

табл. 1.7

0,075

0,122

22.

Суммарная объемная доля трехатомных газов

гn

ГH20+ ГRO2

0,197

23.

Произведение

P*гn*Sт

м*МПа

0,1*0,197*1,93=0,036

24.

Степень черноты факела

А

рис. 5-4[4]

0,28

25.

Коэффициенты ослабления лучей:

3-х атомных газов

золовыми частицами

частицами кокса

kг

kз

kкокс

рис. 5-5 [4]

рис. 5-6 [4]

стр. 31 [4]

1/(м*Мпа)

7,2

0,048

10

26.

Безразмерные параметры:

X1

X2

X1

X2

стр. 31 [4]

-

-

0,5

0,03

27.

Коэффициенты ослабления лучей топочной средой

kг*гn

1/(м*Мпа)

7,2*0,197+0,04*3,99+10*0,5*0,03==1,77

28.

Суммарная сила поглощения топочного объема

kps

1,77*0,1*1,93=0,327

29.

Степень черноты топки

ат

рис. 5-3 [4]

0,57

30.

Коэффициент тепловой эффективности

tср

S*Hтл/Fст

0,6*92,1/115,2=0,48

31.

Параметр

t

R/Fст

-

13,4/115,2=0,12

32.

Тепловая нагрузка стен топки

Qт

Вр*Qт/Fст

кВт/м2

0,836*22040/115,2=159,9

33.

Температура газов на выходе из топки

t''т

рис. 5-7 [4]

оС

1050

34.

Энтальпия газов на выходе из топки

I''т

I? - диаграмма

кДж/кг

10458,7

35.

Общее тепловосприятие топки

Qт

?(Qт- I''т)

кДж/кг

0,96*(22126,4-10458,7)=11202,9

Расчет конвективного пучка

1.

Температура газа перед газоходом

t'кг

из расчета топки

оС

1050

2.

Энтальпия газа перед газаходом

I'кг

из расчета топки

кДж/кг

10458,7

3.

Температура газа за газоходом

t''кп

принимается

оС

400

4.

Энтальпия газа за газаходом

I''кп

диаграмма

кДж/кг

3747

5.

Диаметр труб

шаг поперечный

шаг продольный

dн*

S1

S2

из чертежа

мм

мм

мм

51*2,5

110

95

6.

Число труб поперек движения газа

Z1

из чертежа

шт

22

7.

Число труб вдоль потока газа

Z2

из чертежа

шт

55

8.

Поверхность нагрева

Hкп

из чертежа

м2

417,8

9.

Ширина газохода

B

из чертежа

м

2,32

10.

Высота газохода

h

из чертежа

м

2,4

11.

Живое сечение для прохода газов

F

b*h-Z*dн*е

м2

2,32*2,4-22*2,5*0,051=2,763

12.

Толщина излучающего слоя

Sкп

0,9*dн*(4*S1*S2/(3,14*d2н)-1)

м

0,9*0,051*(4*0,11*0,095/(3,14*0,05)-1)=0,189

13.

Тепловосприятие по уравнению теплового баланса

Qбкп

?*(I'-I''+??кп*Iхв)

кДж/кг

0,96*(10458,7-3747+0,1*227,2=7063,1

14.

Температурный напор в начале газохода

?tб

?'кп-tнп

оС

1050-195=855

15.

Температурный напор в конце газохода

tм

?''-tнп

оС

400-195=205

16.

Средний температурный напор

t

(?tб-?tм)/Ln(?tб/?tм)

оС

(855-195)/Ln(855/195)=459,2

17.

Средняя температура газов в газоходе

tср

0,5*(?'+?'')

оС

0,5*(1050+400)=725

18.

Средняя скорость газов в газоходе

v

Вр*Vг*(vср+273)/(Fг*273)

м/с

0,836*9,24*(725+273)/(2763*273)=

=9,74

19.

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке

aк

рис. 6-6 [4]

Вт

м2*оС

63*1*0,925*0,95=58,45

20.

Объемная доля водяных паров

ГH2O

табл. 1.8

-

0,072

21.

Суммарная объемная доля 3-х атомных газов

ГRO2

табл. 1.8

-

0,186

22.

Суммарная поглощающая способность 3-х атомных газов

p*Гn*Sкп

м/МПа

0,1*0,186*0,189=0,0033

23.

Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами

kг

рис. 5-5 [4]

1/(м*МПа)

29,0

24.

Суммарная оптическая толщина запыленного газового потока

kг*Гп*P*Sт

29*0,186*0,1*0,189=0,1

25.

Степень черноты газов

а

рис. 5-4 [4]

0,095

26.

Температура загрязненной стенки

tз

оС

195+60=255

27.

Коэффициент теплоотдачи излучением

a1

рис. 6-12 [4]

Вт/

(м2*оС)

9,36

28.

Коэффициент использования

a

0,9ч0,95

0,93

29.

Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке

a1

a (aк-aл)

Вт/

(м2*оС)

0,93*(58,95+9,36)=63,53

30.

Коэффициент тепловой эффективности

a

табл. 6-2

0,6

31.

Коэффициент теплопередачи

К

y*a1

Вт/

(м2*оС)

0,6*63,53=38,5

32.

Тепловосприятие пучка

Qткп

К*Н*Dt/Вр*103

КДж/кг

38,5*417,8*459,15/(0,836*103)=7907

33.

Расхождение величин

DН

(Qткп-Qбкп)/Qткп*100%

%

(7907-7663,1)/7907*100=3,1

Расчет воздухоподогревателя

1.

Температура газов на входе в воздухонагреватель

t'вп

из расчета конвективного пучка

оС

400

2.

Энтальпия газов на входе в воздухонагреватель

I'вп

из расчета конвективного пучка

КДж/кг

3747

3.

Температура газов на выходе из воздухонагревателя

t''вп

по предварительному выбору

оС

270

4.

Энтальпия газов на выходе из воздухонагревателя

I''вп

I - диаграмма

КДж/кг

2538

5.

Температура холодного воздуха

tх*в

оС

30

6.

Тепловосприятие по балансу

Qбвп

j(I'-I''+Da*I*L)

КДж/кг

0,95*(3747-2538+0,08*227,2)=828,7

7.

Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя

tгв

по предварительному выбору

оС

120

8.

Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя

Iгв

диаграмма

КДж/кг

925,5

9.

Тип воздухоподогревателя

Прил. 1 [1]

Тип Ш, площадь поверхности нагрева 166

10.

Диаметр труб

dн

Прил. 1 [1]

мм

40*1,5

11.

Относительный шаг

поперечный

продольный

S1

S2

Прил. IV

1,5

2,1

12.

Отношение

a'

aвп-Daвп

1,35-0,1=1,25

13.

Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя

I''вп

Qбвп/(?'+??/2)+I0вх

КДж/кг

828,7/(1,25+0,08/2)+227,3=869,7

14.

Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя

Полученная температура горячего воздуха t=115оС, отличается от выбранной t=120оС на 5оС, что находится в норме

t''вп

по IJ - таблице

оС

115

15.

Средняя температура газов

Jср

0,5*(J'+J'')

оС

0,5*(400+270)=335

16.

Средняя температура воздуха

tср

0,5*(t'+t'')

оС

0,5*(115+30)=72,5

17.

Средняя скорость воздуха

wв

6ч8

м/с

8

18.

Средняя скорость газов

wг

12ё16

м/с

12

19.

Большая разность температур

Dtб

D'-t''

оС

400-115=285

20.

Меньшая разность температур

Dt tм

J''-t'

оС

270-30=240

21.

Средний температурный напор

Dt

(Dtб-Dtм)/Ln(Dtб/Dtм)

оС

(285-240)/Ln(285/240)=262

22.

Секундный расход газа

V'г

Вр*Vг*(Jср+273)/273

м3/с

0,836*9,832*(335-273)/273=18,3

23.

Секундный расход воздуха

V'в

Вр*Vв*(J'ср+273)/273

м3/с

0,836*8,162*(725-273)/273=8,63

24.

Коэффициент теплоотдачи с воздушной стороны

aк

рис. 6-5 [4]

Вт/

(м2*оС)

72*0,9*0,88*1,02=62,7

25.

Коэффициент теплоотдачи от газов с стенке

aл

рис. 6-7 [4]

Вт/

(м2*оС)

35*1,03*1,02=36,8

26.

Коэффициент использования воздухоподогревателя

т

табл. 6-3

0,7

27.

Коэффициент теплопередачи

К

т*(aк*aл)/ (aк-aл)

Вт/

(м2*оС)

0,7*(62,7*36,8)/(62,7-36,8)=16,2

28.

Тепловосприятие по уравнению теплообмена

Qтвп

К*Н*Dt/(Вр*103)

КДж/кг

16,2*262*166/(0,836*103)=842,7

29.

Расхождение

DQ

%

100*(842,7-828,7)/842=1,6% 2%

Расчет водяного экономайзера

1.

Температура газов перед экономайзером

J'эк

из расчета воздухоподогревателя

оС

270

2.

Энтальпия газов перед экономайзером

I'эк

из расчета воздухоподогревателя

КДж/кг

2538

3.

Температура газов за экономайзером

J''эк

принимаем

оС

135

4.

Энтальпия газов за экономайзером

I''эк

диаграмма

КДж/кг

1320

5.

Тепловосприятие экономайзера

Qбэк

j (I'-I''+a*I*L)

КДж/кг

0,96*(2538-1320+0,1*277,4)=1241

6.

Температура питательной воды

tпв

по заданию

оС

104

7.

Энтальпия питательной воды

Iпв

по заданию

КДж/кг

439,2

8.

Энтальпия воды за экономайзером

Iэк

Iпв+Qбэк*Вр/D

КДж/кг

439,2+1241*0,876/6,94=568,5

9.

Тип экономайзера

прил. V1 [4]

ЭП-646

10.

Температура воды за экономайзером

t''в

табл. V1-6 [4]

оС

136

11.

Большая разность температур

Dtб

J'-t''в

оС

270-135=134

12.

Меньшая разность температур

Dtм

J''-tпв

оС

135-100=35

13.

Средний температурный напор

D

(Dtб-Dtм)/Ln(Dtб/Dtм)

оС

(134-35)/Ln(134/35)=62,8

14.

Средняя температура газов

Jср

0,5*(J'+J'')

оС

0,5*(270+135)=202,5

15.

Длина труы

L

табл. 1V-2 [4]

м

2

16.

Средняя скорость газов

w

принимается 6ё12

м/с

11

17.

Секундный расход газов

Vсек

Вр*Vг*(Jср+273)/273

м3/с

0,836*10,011*(202+273)/273=14,24

18.

Живое сечение всего экономайзера

¦

Vсек/wэк

м2

14,24/8=1,78

19.

Коэффициент теплопередачи

k

рис. 6-4 [4]

Вт/

(м2*оС)

25,8

20.

Типовая поверхность нагрева экономайзера

Нэк

табл.1У-2 [4]

М2

646

21.

Расчетная поверхность нагрева экономайзера

Нэк

Q*Вр*103/(К*Dt)

м2

1241*0,816*103/(62,8*25,8)=640

22.

Тепловосприятие ступени по уравнению теплообмена

Qт

К*Н*Dt/(Вр*10-3)

КДж/кг

25,8*646*62,8/(0,836*103)=1252

23.

Расхождение

%

(1252-1241)/1252*100=0,0882%

Расчет окончен

Таблица 1.12

Сводная таблица теплового расчета котлоагрегата КЕ-25-14с

№

Наименование

Обозначение

Ед. изм.

Расчетное значение

1

2

3

4

5

Тепловой баланс

1.

Распологаемая теплота топлива

Qрр

КДж/Кг

22040

2.

Температура уходящих газов

Jух

oC

135

3.

Потеря теплоты с уходящими газами

q2

%

6,25

4.

К.П.Д.

h

%

83,96

5.

Расход топлива

Bр

Кг/с

0,836

Топка

1.

Температура воздуха

tв

oC

120

2.

Теплота, вносимая воздухом

Qв

КДж/Кг

346,6

3.

Полезное тепловыделение

Qт

КДж/Кг

22126,4

4.

Температура газов на выходе

Jт

oC

1050

5.

Энтальпия газов на выходе

Iт

КДж/Кг

10458,7

6.

Тепловосприятие

Qт

КДж/Кг

11202,9

Конвективный пучок

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

J'

J''

oC

oC

1050

400

2.

Энтальпия газов:

на входе

на выходе

I'

I''

КДж/Кг

КДж/Кг

104587

3747

3.

Тепловосприятие поверхности нагрева

Qбкп

КДж/Кг

7663,1

Воздухоподогреватель

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

J'

J''

oC

oC

400

270

2.

Энтальпия газов:

на входе

на выходе

I'

I''

КДж/Кг

КДж/Кг

3747

2538

3.

Температура воздуха:

на входе

на выходе

t'в

t''в

oC

oC

30

115

4.

Энтальпия воздуха:

на входе

на выходе

КДж/Кг

КДж/Кг

227,2

869,7

5.

Тепловосприятие поверхности нагрева

Qбвп

КДж/Кг

828,7

Экономайзер

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

J'

J''

oC

oC

270

135

2.

Энтальпия газов:

на входе

на выходе

I'

I''

КДж/Кг

КДж/Кг

2538

1320

3.

Тепловосприятие поверхности нагрева

Qбэк

КДж/Кг

1241

Расчетная невязка теплового баланса парогенератора, КДЖ/кг

Q=Qрр*h-(Qтл+Qкп+Qэк)*(1-Q4/100)

Q = 22040*0,8396-(11202,9+7663,1+1241)*(1-5/100)=59,7

Q/Qрр = 59,7/22040*100 = 0,27% 0,5%

1.8 Аэродинамичёский расчет тягодутьевого тракта

В условиях проектируемого объекта каждый котлоагрегат должен иметь свой дутьевой вентилятор и дымосос. Основными параметрами тягодутьевых машин являются их производительность и создаваемый напор. Дымососы и вентиляторы поставляются комплектно к котлоагрегату. Нам необходимо произвести аэродинамический расчет тягодутьевого тракта и определиться: достаточно ли будет рабочих давлений вентилятора и дымососа для преодаления аэродинамических сопротивлении тракта.

В этом расчете определяются также сечения воздуховодов и газоходов. Аксонометрические схемы дутьевого тракта и тракта для удаления продуктов сгорания представлены на рис. 1.3 и рис. 1.4.

Аэродинамический расчёт дутьевого тракта

1. Действительное количество воздуха, необходимое для полного сгорания топлива, м3/с.

Vв =Vo*Вр*aт*(tв+273)/273=5,83*0,836*1,35*(115+273)/273=9,35

где Вр - расчетный расход топлива. Вр=0,836 кг/с - из теплового расчета

Vo - теоретический расход воздуха для сгорания 1кг топлива

Vo=5,83 м3/кг - из теплового расчета

aт - коэффициент избытка воздуха в топке, ?т=1,35

2. Скорость воздуха по тракту, м/с

w=10 (принимаем)

3. Сечение главного тракта, м2

F=Vв/wв=9,35/10 = 0,935 ахв=0,95*0,95

4. Сечение рукавов к дутьевым зонам, м2

f `=f /4 =0,935/4=0,234 ахв=0,4*0,6

5. Плотность воздуха при данной температуре, кг/м3

rв=rов*273/(273+115)=1,293*273/(273+115)=0,91

6. Сумма коэффициент местных сопротивлений по тракту воздуха:

патрубок забора воздуха ¦=0,2; плавный поворот на 90°(5 шт.) ¦=0,25*5=1,25; резкий поворот на 90° ¦=l,l; поворот через короб f =2, направляющий аппарат ¦=0,1; диффузор ¦=0,1; тройник на проход - 3 шт. ¦=0,35*3=1,05 S¦=5,8

7. Потеря давления на местные сопротивления, Па

Dhме=S¦*w/2*r = 5,8*102/2*0,91=263,9

8. Сопротивление воздухоподогревателя, Па

Dhвп=400

9. Аэродинамическое сопротивление топочного оборудования, Па

Dhто=500

10. Полное аэродинамическое сопротивление воздушного тракта, Па

Dhв=Dhме+Dhвп+Dhто=263,9+400+500=1163,9

11. Производительность вентилятора, м3/с (м3/ч)

Qв=1,1*Vв=1,1*9,35=10,285 (37026) кг/с (м3/ч)

12. Полный напор вентилятора, Па

Нв=1,2*Dhв=1,2*1163,9=1396,68

13. Тип и маркировка вентилятора выбирается из табл. 1.4.1 [3]. Принимаем дутьевой вентилятор ВДН-12,5 с характеристиками: производительность 39,10 тыс. м3/ч; полное давление 5,32 кПа, максимальный К.П.Д. 83%, мощность электродвигателя А02-92-4

N=100 кВт.

Аэродинамическое сопротивление тракта продуктов сгорания

1. Действительное количесгво продуктов сгорания, м3/с

Vr=Vп*Вр=l0,0ll*0,836=8,37

где Vп - суммарный объем продуктов сгорания 1кг топлива = 10,011м3/кг(табл.1.7)

2. Температура продуктов сгорания за экономайзером, oC

Jух=135 oC (табл.1.10)

3. Объем продуктов сгорания перед дымососом, м3/с

Vдг= Vг *(273+Jух)/273=8,37*(273+135)/273=12,51

4. Плотность пропуктов сгорания при соответствующих температурах, кг/м3

r=273/(273+Ji)

- перед дымососом rд=1,34*273/(273+132)=0,897

- перед дымовой трубой rдт=1,34*273/(273+132)=0,903

5. Средняя скорость продуктов сгорания по тракту, м/с

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены