Реконструкция производственно-отопительной котельной поселка шахты "Кочегарка"

Размещено на http://www.allbest.ru/

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 - 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 7,5 м от поверхности земли.

1.3 Определение количества потребилетей теплоты. График годового расхода теплоты

Расчетные расходы теплоты промышленными предприятиями определяются по удельным нормам теплопотребления на единицу выпускаемой продукции или на одного работающего по вида. м 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=0,6МПа. Для приготовления перегретой воды с температурой 150-70С предусматривается сетевая установка, для приготовления воды с t=65°С - установка горячего водоснабжения.

Система теплоснабжения - закрытая. В следствии отсутствия непосредственного водоразбора и незначительной утечки теплоносителя через не плотности 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 промплощадкп с разводкой тепловых сетей к объектам потребления .

водонагреватель котельный сетевой секционный

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 внутри котельных 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 внутри котельных 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	Внутри котельные 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

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=0,650,85 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

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

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 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

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 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.

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+

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 обьемов 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 балнса 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	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		%	(1320-1,63x227)* *(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		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 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)+ 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 лучевоспри-нимающая 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
1	2	3	4	5	6
	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
1	2	3	4	5	6
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
1	2	3	4	5	6
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
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 I - таблице	оС	115
15.	Средняя температура газов	ср	0,5*('+'')	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	в	68	м/с	8
18.	Средняя скорость газов	г	1216	м/с	12
19.	Большая разность температур	tб	'-t''	оС	400-115=285
20.	Меньшая разность температур	tм	''-t'	оС	270-30=240
21.	Средний температурный напор	t	(tб-tм)/Ln(tб/tм)	оС	(285-240)/Ln(285/240)=262
22.	Секундный расход газа	V'г	Вр*Vг*(ср+273)/273	м3/с	0,836*9,832*(335-273)/273=18,3
23.	Секундный расход воздуха	V'в	Вр*Vв*('ср+273)/273	м3/с	0,836*8,162*(725-273)/273=8,63
24.	Коэффициент теплоотдачи с воздушной стороны	к	рис. 6-5 [4]	Вт/ (м2*оС)	72*0,9*0,88*1,02=62,7
25.	Коэффициент теплоотдачи от газов с стенке	л	рис. 6-7 [4]	Вт/ (м2*оС)	35*1,03*1,02=36,8
1	2	3	4	5	6
26.	Коэффициент использования воздухоподогревателя		табл. 6-3		0,7
27.	Коэффициент теплопередачи	К	*(к*л)/ (к-л)	Вт/ (м2*оС)	0,7*(62,7*36,8)/(62,7-36,8)=16,2
28.	Тепловосприятие по уравнению теплообмена	Qтвп	К*Н*t/(Вр*103)	КДж/кг	16,2*262*166/(0,836*103)=842,7
29.	Расхождение	Q		%	100*(842,7-828,7)/842=1,6% 2%
	Расчет водяного экономайзера
1.	Температура газов перед экономайзером	'эк	из расчета воздухоподогревателя	оС	270
2.	Энтальпия газов перед экономайзером	I'эк	из расчета воздухоподогревателя	КДж/кг	2538
3.	Температура газов за экономайзером	''эк	принимаем	оС	135
4.	Энтальпия газов за экономайзером	I''эк	диаграмма	КДж/кг	1320
5.	Тепловосприятие экономайзера	Qбэк	(I'-I''+*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	tб	'-t''в	оС	270-135=134
12.	Меньшая разность температур	tм	''-tпв	оС	135-100=35
13.	Средний температурный напор	t	(tб-tм)/Ln(tб/tм)	оС	(134-35)/Ln(134/35)=62,8
14.	Средняя температура газов	ср	0,5*('+'')	оС	0,5*(270+135)=202,5
15.	Длина труы	L	табл. 1V-2 [4]	м	2
16.	Средняя скорость газов		принимается 612	м/с	11
17.	Секундный расход газов	Vсек	Вр*Vг*(ср+273)/273	м3/с	0,836*10,011*(202+273)/273=14,24
1	2	3	4	5	6
18.	Живое сечение всего экономайзера		Vсек/эк	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*t)	м2	1241*0,816*103/(62,8*25,8)=640
22.	Тепловосприятие ступени по уравнению теплообмена	Qт	К*Н*t/(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	ух	oC	135
3.	Потеря теплоты с уходящими газами	q2	%	6,25
4.	К.П.Д.		%	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	т	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	' ''	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	' ''	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	' ''	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*-(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.

1.8.1. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ДУТЬЕВОГО ТРАКТА

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

Vв =Vo*Вр*т*(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

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

2. Скорость воздуха по тракту, м/с

=10 (принимаем)

3. Сечение главного тракта, м2

F=Vв/в=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

в=ов*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 =5,8

7. Потеря давления на местные сопротивления, Па

hме=*/2* = 5,8*102/2*0,91=263,9

8. Сопротивление воздухоподогревателя, Па

hвп=400

9. Аэродинамическое сопротивление топочного оборудования, Па

hто=500

10. Полное аэродинамическое сопротивление воздушного тракта, Па

hв=hме+hвп+hто=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*hв=1,2*1163,9=1396,68

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.

1.8.2 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

ух=135 oC (табл.1.10)

3. Объем продуктов сгорания перед дымососом, м3/с

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

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

=273/(273+i)

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

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

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

= 10 (принимается)

6. Сечение газоходов, м2

F=12,51/10=1,25 ахв=1,1*1,1

7. Сумма коэффициентов местных сопротивлений:

- плавный поворот на 90°(2 шт.) =7*0,25=1,75; поворот на 90° через короб =2; направляющий аппарат =0,1; диффузор =0,1; поворот на 135°(3шт.) =3*1,5=4,5; тройник на проход =0,35; выход в дымовую трубу =1,1

=9.9

8. Потери напора в местных сопротивлениях, Па

hме=*/2*=9,9*102/2*0.9 =445,5

9. Высота дымовой трубы, м H=8О

10. Скорость газов в дымовой трубе, м/с

д=16

11. Внутренний диаметр устья трубы, м

dу=SQRT(12,51*2*4/(3,14*16))=2

12. Диаметр основания трубы, м

dосн=dу+0,02*Hтр=2+0,02*80=3,6

13. Средний диаметр трубы, м

dср=dу+dосн=(2+3,6)/2=2,8

14. Потеря напора на трение в дымовой трубе, Пa

hтр=*H/dср*2/2*=0,02*80/2,80*162/2*0,903=92,47

15. Сопротивление котлоагрегата, Па hк=1227

16. Самотяга в дымовой трубе, Па

hсам=H*(в-г)*g=80(l,16-0,903)*9,8l=20l,7

Полное аэродинэмическое сопротивление тракта продуктов сгорания, Па

h=hмс+hтр+hк-hсам=445,5+92, 47+1227-201,7=1563,27

18. Расчетная производительность дымососа, м3/с (М3/2)

Qд=1,1*Vгд=1,1*12,51=13,81 (49702)

19. Расчетный напор дымососа, Па

Hд=l,2*h=1,2*1563,27=1876

Тип и маркировка дымососа выбирается по табл. 14.4 [3]. Принимаем к установке дымосос ДН-15 с характеристиками: производительность 50 тыс. м3/ч; полное давление 2,26 кПа; максимальный К.П.Д. 82%; мощность электродвигателя А02-92-6 N= 75 кВт.

2. СПЕЦ.ЧАСТЬ. РАЗРАБОТКА БЛОЧНОЙ СИСТЕМЫ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ

В связи с реконструкцией котельной, которая заключается в переводе паровых котлоагрегатов КЕ-25 с производственного назначения на отопительно-производственное назначение, водогрейные котлы ТВГ-3 консервируются, а для получения тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение административно-бытовых зданий шахтоуправления и жилых домов поселка шахты «Кочегарка» в специальной части дипломного проекта разрабатывается блочная система подогревателей сетевой воды на отопление и подогревателей горячего водоснабжения, состаящая из пароводяных и водоводяных теплообменников.

Надежность работы поверхностей нагрева котельных агрегатов и систем теплоснабжения зависит от качества питательной и подпиточной воды.

Основной задачей подготовки воды в котельных является борьба с коррозией и накипью. Коррозия поверхностей нагрева котлов подогревателей и трубопроводов тепловых сетей вызывается кислородом и углекислотой, которые проникают в систему вместе с питательной и подпиточной водой.

Качество питательной воды для паровых водотрубных котлов с рабочим давлением 1,4МПа в соответствии с нормативными документами должно быть следующим:

- общая жесткость 0,02мг.экв/л,

- растворенный кислород 0,03мг/л,

- свободная углекислота - отсутствие.

При выборе схем обработки воды и при эксплуатации паровых котлов качество котловой (продувочной) воды нормируют по общему солесодержанию (сухому остатку): величина его обуславливается конструкцией сепарационных устройств, которыми оборудован котел, и устанавливается заводом изготовителем. Солесодержание котловой воды для котлов КЕ-25-14с не должно превышать 3000 мг/л.

2.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Источником водоснабжения котельной служит канал Северский Донец-Донбасс. Вода поступает в котельную с t=5°С в зимний период.

Исходная вода имеет следующий состав, который представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Анализ исходной воды

		Обозна	Единица измерения
№	Наименование	чение	мг.экв/л	мг/л
1.	Сухой остаток	Cв	-	1017
2.	Жесткость общая	Жо	8,6	-
3.	Жесткость карбонатная	Жк	4,0	-
4. 5. 6.	Катионы: кальций магний натрий	Ca2+ Mg2+ Na+	4,8 3,8 1,16	96,2 46,2 32,6
7.	Сумма катионов	Кат	9,76	175
8. 9. 10.	Анионы: хлориды сульфаты бикарбонаты	Cl SO42- HCO3-	- - -	124 390 -
11.	Сумма анионов	АН	-	-
12.	Pн=7,5

2.2 ВЫБОР СХЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ВОДЫ

Выбор схемы обработки воды для паровых котлов проводится по трем основным показателям:

- величине продувки котлов;

- относительной щелочности котловой воды;

- по содержанию углекислоты в паре.

Сначала проверяется, допустима ли наиболее простая схема обработки воды натрий катионирования по этим показателям.

Продувка котлов по сухому остатку, % определяется по формуле

Рп=(Сх*Пк*100)/(Ск.в*x*Пк)=1072*0,123/(3000-1072*0,123)*100=4,6%

где Сx - сухой остаток химически очищенной воды, мг/л,

Cx=Св+2,96Н-10,84Н=1017+2,96*4,8+10,84*3,8=1072 мг/л

Пк - суммарные потери пара; в долях паропроизводительности котельной

Ск.в - сухой остаток котловой воды, принимается по данным завода изготовителя котлов

Относительная щелочность котловой воды равна относительной щелочности химически обработанной воды, %, определяется по формуле

Щ'=40*Жк*100=40*4*100/1072=14,9% < 20%

где 40 - эквивалент Щ мг/л

Щi- щелочность химически обработанной воды, мг.экв/л, принимается для метода Na -катионирования, равной щелочности исходной воды (карбонатной жесткости).

Количество углекислоты в паре определяется по формуле:

Суг=22*Жк*0*('-")=22*4,0*0,19(0,4+0,7)=18,39 мг/л

18,39мг/л < 20мг/л

где 0 - доля химически очищенной води в питательной;

' - доля разложения НСO3 в котле, при давлении 14кгс/см2(1,4МПа) принимается равной 0,7

'' - доля разложения НСO3 в котле, принимается равной 0,4

Производительность цеха водоподготовки принимаем из табл. 1.5 п.44 - количество сырой воды, поступающей на химводоочистку.