Реконструкция производственно-отопительной котельной поселка шахты "Кочегарка"
Характеристика производственно-отопительной котельной, определение количества потребителей теплоты. Расчет тепловой схемы, выбор оборудования. Монтаж секционных водонагревателей. Автоматическое регулирование и теплотехнический контроль котлоагрегата.
Рубрика | Физика и энергетика |
Вид | дипломная работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 06.08.2010 |
Размер файла | 157,4 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.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Общая часть
1.1 Характеристика объекта
1.2 Климатологические данные и грунтовые условия
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
1.6.1 Выбор паровыз котлоагрегатов
1.6.2 Подбор сетевых насосов
1.6.3 Подбор питательных насосов
1.6.4 Подбор конденсатного насоса
1.6.5 Подбор подпиточных насосов
1.6.6 Подбор деаэратора
1.7 Тепловой расчет котлоагрегата
1.7.1 Исходные данные и выбор коэффициента избытка воздуха
1.7.2 Расчет объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания
1.8 Аэродинамический расчет теплодутьевого тракта
1.8.1 Аэродинамический расчёт дутьевого тракта
1.8.2 Аэродинамическое сопротивление тракта продуктов сгорания
2. Спецчасть
2.1 Разработка блочной системы подогревателей
2.2 Исходные данные водоснабжения
2.3 Выбор схемы приготовления воды
2.4 Расчет оборудования водоподогревательной установки
2.4.1 Натрий-катионитные фильтры второй ступени
2.4.2 Натрий-катионитные фильтры 1 ступени
2.5 Расчет сетевой установки
2.5.1 Тепловой расчет водоводяного подогревателя
2.5.2 Гидравлический расчет водоводяного подогревателя
2.5.3 Тепловой расчет пароводяного подогревателя
2.5.4 Гидравлический расчет пароводяного подогревателя
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. ТМЗР. Монтаж секционных водонагревателей
4.1 Подготовительные работы
4.2 Заготовительные работы
4.3 Погрузочно-разгрузочные работы
4.4 Технология монтажа
4.5 Испытание и пуск водоподогревателя в работу
4.6 Оборудование и инструменты при монтаже
4.7 Техника безопасности при монтаже водоподогревателя
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
7.4.1 Профессионально-квалификационный cocтaв бригад (звена)
7.5 Организация стройгенплана
7.5.1 Организация складского хозяйства
7.5.2 Расчет временных зданий и сооружений
7.5.3 Расчет временного водоснабжения
7.5.4 Расчёт временного электроснабжения
7.6 Расчет технико-экономических показателей
8. Организация эксплуатации и энергоресурсосбережения
8.1 Организация эксплуатации теплогенерирующей установки с паровыми котлоагрегатами во время их работы и остановки
8.2 Энергосбережение в тгу при использовании твердого топлива
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; р =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 -25 |
-24,9 -20 |
-19,9 -15 |
-14,9 10 |
-9,9 -5 |
-4,9 0 |
0,1 0 |
+5,1 +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 - 50 кг/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 - 0,24 МПа - (2,4 кгс/см2 ). Грунтовые воды встречаются на глубине 2,5 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 С.
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. =-23C;); при средней температуре наружного воздуха за отопительный период; при температуре наружного воздуха +8C; 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)*
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 =18С
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;
- поправочный коэффициент на летний период, =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.=-1,8С |
tр.о=8С |
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=0,6 МПа. Для приготовления перегретой воды с температурой 150-70С 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 промплощадки 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 позиц. исход. данных |
Наименование величин |
Обозначение |
Ед. изм. |
Расчетные режимы |
Примечание |
||||
Максимально зимний |
При средней температуре наиболее холодного периода |
При температуре 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 насыщенного пара и воды при давлении 1,4 МПа |
|
12 |
Температура |
1 |
C |
195 |
195 |
195 |
195 |
||
13 |
Энтальпия |
i1 |
КДж/кг |
2788,4 |
2788,4 |
2788,4 |
2788,4 |
||
Параметры пара после редукционной установки: |
|||||||||
14 |
Давление |
P2 |
МПа |
0,7 |
0,7 |
0,7 |
0,7 |
Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,7 МПа |
|
15 |
Температура |
2 |
C |
165 |
165 |
165 |
165 |
||
16 |
Энтальпия |
i2 |
КДж/кг |
2763 |
2763 |
2763 |
2763 |
||
Параметры пара, образующегося в сепараторе непрерывной продукции: |
|||||||||
17 |
Давление |
P3 |
МПа |
0,17 |
0,17 |
0,17 |
0,17 |
Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,17 Мпа |
|
18 |
Температура |
3 |
C |
115,2 |
115,2 |
115,2 |
115,2 |
||
19 |
Энтальпия |
i3 |
КДж/кг |
2700 |
2700 |
2700 |
2700 |
||
Параметры пара, поступающего в охладитель выпара из деаэратора: |
|||||||||
20 |
Давление |
P4 |
МПа |
0,12 |
0,12 |
0,12 |
0,12 |
Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,12 Мпа |
|
21 |
Температура |
4 |
C |
104,8 |
104,8 |
104,8 |
104,8 |
||
22 |
Энтальпия |
i4 |
КДж/кг |
2684 |
2684 |
2684 |
2684 |
||
Параметры конденсатора после охладителя выпара: |
|||||||||
23 |
Давление |
P4 |
МПа |
0,12 |
0,12 |
0,12 |
0,12 |
Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,12 Мпа |
|
24 |
Температура |
4 |
C |
104,8 |
104,8 |
104,8 |
104,8 |
||
25 |
Энтальпия |
i5 |
КДж/кг |
439,4 |
439,4 |
439,4 |
439,4 |
||
Параметры продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки: |
|||||||||
26 |
Давление |
P1 |
Мпа |
1,4 |
1,4 |
1,4 |
1,4 |
Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 1,4 Мпа |
|
27 |
Температура |
1 |
C |
195 |
195 |
195 |
195 |
||
28 |
Энтальпия |
i7 |
КДж/кг |
830,1 |
830,1 |
830,1 |
830,1 |
||
Параметры продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки: |
|||||||||
29 |
Давление |
P3 |
Мпа |
0,17 |
0,17 |
0,17 |
0,17 |
Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,17 Мпа |
|
30 |
Температура |
3 |
C |
115,2 |
115,2 |
115,2 |
115,2 |
||
31 |
Энтальпия |
i8 |
КДж/кг |
483,2 |
483,2 |
483,2 |
483,2 |
||
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 позиц. исход. данных |
Наименование величин |
Обозначение |
Ед. изм. |
Расчетная формула |
Расчетные режимы |
||||
Максимально зимний |
При средней температуре наиболее холодного периода |
При температуре 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.
1.6.1 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 необходим 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.
1.6.2 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 В=1000кг/м3, м/ч
GСН=GЗ СЕТ/В70=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 установке 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=0,650,85 Мпа
1.6.3 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- сопротивление всасывающего и нагнетающего трубопроводов.
Принимаем 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.
1.6.4 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.
1.6.5. Подбор подпиточных насосов
Для восполнения утечки воды из закрытых систем теплоснабжения устанавливают подпиточные насосы.
Подача подпиточного насоса принимается из 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 из которых резервный: электродвигатель 4А100 2, подача 12 м3/ч напор 0,5 МПа, частота вращения 2900 -1
1.6.6 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 относительно оси котла. Шаг труб боковых и фронтового экранов - 55 мм, шаг труб заднего экрана - 100 мм, трубы заднего экрана выделяют из топочного объема камеру догорания, на наклонном участке труб уложен слой огнеупорного кирпича толщиной 65 мм. Объем топочной камеры -61,67 м3.
Для улучшения циркуляционных характеристик фронтового экрана на нем устанавливаются три рециркуляцинные трубы d 89х4 мм. Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева - 92,10м2.
Третьим блоком котла является блок конвективного пучка с двумя барабанами (верхним и нижним) внутренним диаметром 1000 мм. Длина верхнего барабана 7000 мм, нижнего - 5500 мм. Толщина стенки барабана котла - 13 мм, материал - сталь 16ГС. Ширина конвективного пучка по осям крайних труб 2320 мм. В таком пучке отсутствуют пазухи для размещения пароперегревателя, что существенно улучшает омывание конвективного пучка.
Конвективный пучок выполнен из труб d51x2,5 мм. Поперечный шаг в пучке составляет 110 мм, продольный - 90 мм. Площадь поверхности нагрева конвективного пучка равна 417,8 м2. Первые три ряда труб на входе в пучок имеют шахматное расположение с поперечным шагом S =220 мм. 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 d76 мм через заднюю стенку, восемь сопл острого дутья d2 мм расположены в задней стенке топки на высоте 1400 мм от решетки.
1.7.1 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
n=i+ (1.3)
где i - коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода
- нормативный присос воздуха
Таблица 1.6 - Коэффициенты избытка воздуха
№ п/п |
Газоход |
Коэффициент избытка воздуха за топкой. |
n |
||
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 |
1.7.2 Расчет ОБЪЕМОВ 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 объемов продуктов сгорания при =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(- -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, =Ар*ун/100*Vг |
-“- |
3,99 |
3,73 |
3,51 |
3,29 |
Таблица 1.8 - Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, КДж/кг
, С |
I0=(ctв)*V0 |
I0RO2=(c)RO2* *V0RO2 |
I0N2=(c)N2*V0N2 |
I0H2O=(c)H2O* *V0H2O |
I0 |
|
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
, С |
I0в, КДж/кг |
I0г, КДж/кг |
Газоходы и коэф-ты избытка воздуха |
||||
Т=1,35 |
kr=1,45 |
эк=1,53 |
вп=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 |
|
Располагаемая 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 |
ух |
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 |
% |
(1320-1,63 x 227)х(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 |
100-Q |
% |
100-16,04 =83,96 |
||
Коэф. Сохранения теплоты |
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 в агрегате |
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)+ Iх.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 лучевоспринимающая поверхность топки |
Нлп |
по чертежу |
м2 |
92,1 |
|
15. |
Объем топочной камеры |
Vт |
по чертежу |
м3 |
61,67 |
|
16. |
Степень экранирования топки |
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 |
ср |
S*Hтл/Fст |
0,6*92,1/115,2=0,48 |
||
31. |
Параметр |
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 |
''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 |
'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 |
''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 |
ср |
0,5*('+'') |
оС |
0,5*(1050+400)=725 |
|
18. |
Средняя скорость газов в газоходе |
Вр*Vг*(ср+273)/(Fг*273) |
м/с |
0,836*9,24*(725+273)/(2763*273)= =9,74 |
||
19. |
Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке |
к |
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 |
1 |
рис. 6-12 [4] |
Вт/ (м2*оС) |
9,36 |
|
28. |
Коэффициент использования |
0,90,95 |
0,93 |
|||
29. |
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке |
1 |
(к-л) |
Вт/ (м2*оС) |
0,93*(58,95+9,36)=63,53 |
|
30. |
Коэффициент тепловой эффективности |
табл. 6-2 |
0,6 |
|||
31. |
Коэффициент теплопередачи |
К |
*1 |
Вт/ (м2*оС) |
0,6*63,53=38,5 |
|
32. |
Тепловосприятие пучка |
Qткп |
К*Н*t/Вр*103 |
КДж/кг |
38,5*417,8*459,15/(0,836*103)=7907 |
|
33. |
Расхождение величин |
Н |
(Qткп-Qбкп)/Qткп*100% |
% |
(7907-7663,1)/7907*100=3,1 |
|
Расчет воздухоподогревателя |
||||||
1. |
Температура газов на входе в воздухонагреватель |
'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 |
''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 |
(I'-I''+*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 |
' |
вп-вп |
1,35-0,1=1,25 |
Подобные документы
Составление принципиальной схемы производственно-отопительной котельной промышленного предприятия. Расчет тепловых нагрузок внешних потребителей и собственных нужд котельной. Расчет расхода топлива и мощности электродвигателей оборудования котельной.
курсовая работа [169,5 K], добавлен 26.03.2011Разработка тепловой схемы производственно-отопительной котельной. Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования. Составление схемы трубопроводов и компоновка оборудования. Основные принципы автоматизации котельного агрегата паровой котельной.
дипломная работа [293,3 K], добавлен 24.10.2012Расчёт тепловых нагрузок производственных и коммунально-бытовых потребителей тепла населенного пункта. Тепловая схема производственно-отопительной котельной, составление ее теплового баланса. Подбор вспомогательного оборудования, компоновка котельной.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 08.03.2015Расход теплоты на производственные и бытовые нужды. Тепловой баланс котельной. Выбор типа, размера и количества котлоагрегатов. Определение энтальпий продуктов сгорания и воздуха, расхода топлива. Тепловой и конструктивный расчет водного экономайзера.
курсовая работа [635,9 K], добавлен 27.05.2015Разработка проекта по реконструкции производственно-отопительной котельной завода РКК "Энергия", которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. Расчет тепловой схемы и оборудования котельной, разработка блочной системы подогревателей.
дипломная работа [213,8 K], добавлен 07.09.2010Расчет тепловых нагрузок. Определение паропроизводительности котельной. Конструктивный тепловой расчет сетевого горизонтального пароводяного подогревателя. Годовое производство пара котельной. Схема движения теплоносителей в пароводяном теплообменнике.
контрольная работа [4,0 M], добавлен 15.01.2015Тепловой расчет подогревателя сетевой воды и охладителя конденсата. Подсчет конденсатного бака. Избрание диаметров трубопроводов. Калькуляция и выбор основного и вспомогательного оборудования котельной. Анализ снабжения водоподготовительной установки.
курсовая работа [531,8 K], добавлен 16.09.2017Определение сезонных и круглогодичных тепловых нагрузок, температуры и расходов сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе. Гидравлический и тепловой расчет паропровода, конденсатопровода и водяных тепловых сетей. Выбор оборудования для котельной.
курсовая работа [408,7 K], добавлен 10.02.2015Расчет тепловой схемы отопительной котельной. Гидравлический расчет трубопроводов котельной, подбор котлов. Выбор способа водоподготовки. Расчет насосного оборудования. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котельной. Расчет взрывных клапанов.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 16.05.2017Особенности составления тепловой схемы отопительной котельной. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания. Тепловой расчет котельного агрегата. Вычисление полезной мощности парового котла. Расчет топочных камер. Определение коэффициента теплопередачи.
курсовая работа [201,9 K], добавлен 04.03.2014