Расчет теплоэнергетического оборудования котельных

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Волгоградский государственный

архитектурно-строительный университет

Институт экологии

Кафедра энергосбережения и теплотехники

Курсовой проект

Расчет теплоэнергетического оборудования котельных

Выполнил: ст.гр. ТГВ-3-10

Медведев А.В.

Проверил: Фокин В.М.

Волгоград 2014 г.



Содержание

1. Определение тепловых нагрузок и расхода топлива

2. Расчет тепловой схемы производственно-отопительной котельной

3. Подбор котлов

4. Теплообменники

5. Баки и емкости

6. Трубопроводы и арматура

7. Насосы

8. Оборудование водоподготовки

9. Тягодутьевые машины

10. Дымовые трубы

11. Топливное хозяйство

12. Технико-экономические показатели

Библиографический список

топливо котельная тепловой дымовой



1. Определение тепловых нагрузок и расхода топлива

Тепловые нагрузки для расчета и выбора оборудования котельных должны определяться для трех характерных режимов при коэффициенте обеспеченности : максимального зимнего - при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку; зимнего или наиболее холодного месяца - при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодный месяц; летнего - при средней расчетной температуре наружного воздуха тёплого периода.

Потребители тепла - промышленные предприятия и объекты жилищно-коммунального хозяйства - вначале распределяются на группы в зависимости от вида теплоносителя и его параметров, а затем подсчитывается суммарная тепловая нагрузка с определением максимальных расчетных расходов теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды.

Принципиальная схема пароснабжения и теплоснабжения потребителей от котельной с указанием длины участков (в метрах) приведена на схеме.

Схема пароснабжения и теплоснабжения потребителей А, Б, В, Г от котельной К.

Потребители А и Б (завод и промышленный цех) расходуют на технологические нужды сухой насыщенный пар соответственно и (причем =0,5 ) при рабочем давлении = = . Доля возврата конденсата от технологии составляет ? 60%, а его температура ? 50°С. Потребитель В -общественные здания, где расходуется горячая вода на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Потребитель Г относится к жилищно-коммунальному сектору и расходует горячую воду на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Прокладка паропроводов до потребителей А и Б - надземная, а трубопроводов теплосети до потребителей В и Г производится в проходных каналах. Для компенсации температурного удлинения трубопроводов предусмотрены неподвижные и скользящие опоры, а также П-образные компенсаторы.

Система теплоснабжения закрытая двухтрубная.

Исходные данные для расчета приведены в табл. 1 и 2.

Для расчета любой принципиальной схемы паро- и теплоснабжения от котельной до жилых, общественных, промышленных зданий и сооружений выбирается объект, требующий наибольшего давления пара и максимальной технологической нагрузки (на схеме это потребитель А).

Таблица 1

Исходные данные потребителей А и Б.

Последняя цифра шифра	Давление пара , МПа	Расход пара, кг/с
8	0,9	1,2	0,9

Таблица 2

Исходные данные потребителей А,Б,В,Г.

Предпоследняя цифра шифра	Город	Число жителей, тыс.чел	Объем здания, мі
0	Ростов-на-Дону	1000	2000

Вид топлива: газ (Брянск-Москва).

Рассмотрим параметры, необходимые для составления сводных таблиц, характеризующих количество потребляемой теплоты и режим потребления.

1. Технологические нагрузки потребителей , , МВт



=(-200)·10і

=1,2 (2773-200)·10і=3,0876

=(-200)·10і

=0,9 (2773-200)·10і=2,3157

2. Потери теплоты от наружного охлаждения изолированного газопровода максимального диаметра, МВт

=3,14 (-)··· ; =+2д+2S

3. Максимальный расход теплоты на отопление жилых зданий - , общественных - и промышленных , МВт

=· (20-)·=0,49·55·10і(20-(-22)) ·=1,1319

=0,25·=0,25·1,1319=0,283

=0,6·(16-)·=0,6·4000·(16-(-22)) ·=0,0912

4. Максимальный расход теплоты на отопление жилых зданий - , общественных - и промышленных , МВт

=0,1·=0,1·1,1319=0,1132

=0,4·=0,4·0,283=0,1132

=0,233·(16-)·=0,233·4000·(16-(-22)) ·=0,0354

5. Максимальный зимний расход теплоты на горячее водоснабжение жилых зданий - , общественных - и промышленных , МВт



=0,32··=0,32·1000·=0,32

=0,2·=0,2·0,32=0,064

=0,21·=0,21·0,32=0,0672

6. Годовые расходы теплоты жилыми, общественными и промышленными зданиями, ГДж/год:

На отопление: =86,4··=86,4·171·1,5061=22251,7238

вентиляцию: =64,8··=64,8·171·0,2618=2900,9534

гор. водоснабжение:=[86,4·+70,8(350-)]=0,4512[86,4·171·70,8(350-171)]=12384,3571

технолог. нужды: =··10і=5,8215·12·10і=69858

7. Годовой расход натурального топлива : газа, тыс.·мі/год

=·/(·)=·107395,0343/(37310·90)=3198,2797

8. Годовой расход условного топлива , т/год

=·/29308=3198,2797·37310/29308=4071,51

Таблица 3

Расчет падения давления от котельной К до потребителя А.

Показатель и размерность	Расчетная формула	Участки
		К-Б	Б-А
1. Давление технологического пара, МПа	Максимальное	0,9	0,9
2. Расход технологического пара , кг/с	По заданию	1,2+0,9=2,1	1,2
3. Энтальпия пара, кДж/кг	Табл 3.1 [1]	2773	2773
4. Удельный объем пара, мі/кг	То же	0,219	0,219
5. Скорость пара, м/с	щ=25:35	30	30
6. Внутренний диаметр паропровода, м	=()	=0,1398	=0,1056
7. Диаметр паропровода, принятый по ГОСТ, м	, из табл.4.5,4.6 [1] =+2д	139,8+2·4,5=148,8 По ГОСТ =0,152	105,6+2·4=148,8 По ГОСТ =0,114
8.Действительная скорость пара в паропроводе, м/с	щ=1,274··/	1,274·2,1·0,219/0,143І =28,6524	1,274·1,2·0,219/0,106І =29,7977
9. Коэффициент сопротивления трения	=0,11	0,11 =0,0213	0,11 =0,0229
10. Удельные потери на трение, Па/м	Д=(·)/(2··)	=279,1846	=437,9464
11. Длина участка , м	См. схему пароснабжения	300	100
12. Коэффициент ?	Для паровых сетей ? = 0,5	0,5	0,5
13.Эквивалентная длина, м	= ?·	0,5·300=150	0,5·100=50
14. Приведенная длина, м	=+	300+150=450	100+50=150
15. Потери давления в паропроводе, МПа	Д=Д··	Д=279,1846·450· =0,1256	Д=437,9464·150· =0,0657
16. Потери давления в котельной, МПа	Д?0,05	0,05	0,05
17. Суммарное сопротивление пара в паропроводах, МПа	Д= Д+ Д+ Д	0,1256+0,0657+0,05 =0,2413	0,1256+0,0657+0,05 =0,2413
18. Давление пара в котельной после РОУ, МПа	=+ Д	0,9+0,2413=1,1413	0,9+0,2413=1,1413

Таблица 4 Расчет расхода теплоты при

Показатель и размерность	Расчетная формула	Потребители
		А	Б	В	Г
1. Расчетная температура наружного воздуха, °C	, табл. 3.1 [3]	-22	-22	-22	-22
2. Продолжительность отопительного периода, сут	, табл. 3.1 [3]	171	171	171	171
3. Число жителей , чел	По заданию	1000	1000	1000	1000
4. Объем зданий , мі	То же или нормативы	2000	2000	12·1000=12000	55·1000=55000
5. Технологическая нагрузка, МВт	, ; ф-ла (1)	3,0876	2,3157
6. Максимальный расход теплоты на отопление, МВт	,,; ф-ла (3)	0,0456	0,0456	0,0456	0,0456
7. Максимальный расход теплоты на вентиляцию	,,; ф-ла (4)	0,0177	0,0177	0,1132	0,1132
8. Максимальный зимний расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт	,,; ф-ла (5)	0,0336	0,0336	0,064	0,32
9. Потери теплоты от наружного охлаждения паропровода , МВт	; ф-ла (2)	=3,14(-)··· =3,14(50-(-22)·10·300 ·0,472·=0,3201 =3,14(50-(-22)·10·100 ·0,434·=0,0981 =+ =0,3201+0,0981=0,4182
10. Общая тепловая нагрузка на технологические нужды	=++	=3,0876+2,3157+0,4182 =5,8215
11. Максимальная зимняя часовая нагрузка на отопление, МВт	=++	=1,1319+0,283+2·0,0456 =1,5061
12. Максимальная зимняя тепловая нагрузка на вентиляцию, МВт	=++	=0,1132+0,1132+2·0,0177 =0,2618
13. Общая максимальная (зимняя) тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт	=+	=1,5061+0,2618=1,7679
14. Максимальная зимняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение	=++	=0,32+0,064+2·0,0336 =0,4512
15. Общая (максимальная зимняя) тепловая нагрузка котельной, МВт	=++	=5,8215+1,7679+0,4512 =8,0406
16. Годовые расходы теплоты, ГДж/год	,,,; ф-ла (6)	=22251,7238; =2900,9534; =12384,3571; =69858
17. Общий годовой расход теплоты, ГДж/год	=+++	=22251,7238+2900,9534 +12384,3571+39858 =107395,0343
18. Расчетный расход топлива, мі/с	=·/·	=8,0406·/37310·90 =0,2395
19. Годовой расход натурального и условного топлива, тыс.мі/год; т/год	,; ф-лы (7), (8)	=3198,2797 =4071,51

2. Расчет тепловой схемы производственно-отопительной котельной

Таблица 5.

№п/п	Параметры и размерность	Расчетная формула	Расчет	Режим
				макс. зим	зимний	летний
Исходные данные
1	Технологическая нагрузка, МВт		-	5,8215	5,2394	4,6572
2	Давление технологического пара, МПа		-	0,9	0,9	0,9
3	Доля возврата конденсата от технологии, %	м	-	60	60	60
4	Расчетная температура наружного воздуха, °C	=-22;	-	-22	-3,6	+8
5	Нагрузка на отопление и вентиляцию (расчетная) , МВт	=·	1,7679·	1,7679	0,9547	-
6	Нагрузка на горячее водоснабжение , МВт	(зима)		0,4512	0,4512	-
		=0,82· (лето)	=0,82·0,4512			0,37
7	Сухой остаток исходной воды, мг/кг		-	300	300	300
8	Солесодержание воды после ХВО, мг/кг	=	-	300	300	300
9	Солесодержание котловой воды, мг/кг		-	3000	3000	3000
10	Энтальпия пара, кДж/кг, при давлении в Мпа:
	1,4		-	2790	2790	2790
	0,8		-	2768	2768	2768
	0,15		-	2693	2693	2693
	0,12		-	2683	2683	2683
11	Температура °C, и энтальпия, кДж/кг:
	котловой и продувочной воды при =0,15 МПа	==194; =	-	826	826	826
	конденсата от технологии	=50; =4,19·50	4,19·50	210	210	210
	воды из СНП при =0,15 МПа	=110;	-	465	465	465
	конденсата от мазутного хозяйства	=40; =4,19·	4,19·40	168	168	168
	продувочной воды от теплообменника Т1	=60; =4,19·	4,19·60	251	251	251
	конденсата от теплообменников Т2,Т3 и Т6	===80 ===4.19·	4.19·80	335	335	335
	исходной воды		-	5	5	15
		=4,19·	4,19·5	21	21	63
	воды на ХВО	=30; =4,19·	4,19·30	126	126	126
	умягченной воды, поступающей в деаэратор после Т4	=85; =4,19·	4,19·85	356	356	356
	воды в деаэраторе	=102; =4,19·	4,19·102	427	427	427
	питательной воды перед экономайзером	=90; =4,19·	4,19·90	377	377	377
	сетевой воды в трубопроводе:	по температурному графику
	-подающем		-	150	107	70
		=4,19·	4,19·150	629	448	293
	-обратном		-	70	53	38
		=4,19·	4,19·70	293	222	159
Результаты расчета
12	Расход пара на технологию (производство), кг/с	=·10і		2,2758	2,0482	1,8206
13	Расход конденсата от производства, кг/с	=0,01м	0,01·60·2,2758	1,3655	1,2289	1,0936
14	Потери технологического конденсата, кг/с	=-	2,2758-1,3655	0,9103	0,8193	0,727
15	Общая нагрузка отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, МВт	=+	1,7679+0,4512	2,2191	1,4059	0,37
16	Расход пара на сетевые подогреватели Т5 и Т6, кг/с	=·10і		0,9121	0,5778	0,1521
17	Общий расход пара на внешние потребители, кг/с	=+	2,2758+0,9121	3,1879	2,626	1,9727
18	Расход пара на собственные нужды котельной, кг/с	=0,1·	0,1·3,1879	0,3188	0,2626	0,1973
19	Потери пара в тепловой схеме, кг/с	=0,03·	0,03·3,1879	0,0956	0,0788	0,0592
20	Расход сетевой воды, кг/с:
	для отопления и вентиляции	=·10і		5,2616	4,2243	-
	для горячего водоснабжения	=·10і		1,3429	1,9965	2,7611
21	Общий расход сетевой воды, кг/с	=+	5,2616+1,3429	6,6045	6,2208	2,7611
22	Расход воды на подпитку тепловой сети, кг/с	=0,02·	0,02·6,6045	0,1321	0,1244	0,0552
23	Паропроизводительность котельной при =0,8МПа, кг/с	=+++	2,2758+0,9121+0,3188+0,0956	3,6023	2,9674	2,2292
24	Сумма потерь пара, конденсата и сетевой воды, кг/с	=++	0,9103+0,0956+0,1321	1,138	1,0225	0,8414
25	Доля потерь теплоносителя	=/	1,138/3,6023	0,316	0,3446	0,3774
26	Процент продувки, %	Пр=		0,0328	0,0271	0,0203
27	Расход питательной воды после РОУ, кг/с	=		0,0328	0,0271	0,0203
28	Паропроизводительность котельной при =1,4МПа, кг/с	=-	3,6023-0,0328	3,5695	2,9403	2,2089
29	Расход продувочной воды, кг/с	=0,01··Пр	0,01·3,5695·3,2631	0,1165	0,1049	0,0866
30	Расход пара из СНП, кг/с, при =0,15 МПа	=		0,0189	0,017	0,014
31	Расход воды из СНП, кг/с	=-	0,1165-0,0189	0,0976	0,0879	0,0726
32	Расход воды из деаэратора, кг/с	=++	3,6023+0,1165+0,1321	3,8509	3,1967	2,371
33	Расход выпара из деаэратора, кг/с	=·	0,002·3,8509	0,0077	0,0064	0,0047
34	Расход пара на мазутное хозяйство, кг/с	=0,01·	0,01·3,1879	0,0319	0,0263	0,0197
35	Расход конденсата от мазутного хозяйства, кг/с	=0,6·	0,6·0,0319	0,0191	0,0158	0,0118
36	Потери пара при распыливании мазута, кг/с	=0,4·	0,4·0,0319	0,0128	0,0105	0,0079
37	Суммарные потери пара и конденсата (уточненные), кг/с	=+++++	0,9103+0,0956+0,1321 +0,0976+0,0077+0,0128	1,2561	1,1273	0,9266
38	Расход воды после ХВО, кг/с	=	-	1,2561	1,1273	0,9266
39	Расход исходной воды, кг/с	=1,15·	1,15·1,2561	1,4445	1,2964	1,0656
40	Температура исходной воды после Т1, °C	=+		8,4509	8,463	18,4797
41	Расход пара на подогреватель исходной воды Т2, кг/с	=		0,0536	0,0481	0,0211
42	Температура воды после ХВО, с учетом охлаждения, °C	=-3	30-3	27	27	27
43	Температура воды на входе Т4 или на выходе Т3, °C (=)	=-(-)	85- (102-90)	48,2109	50,9714	54,2942
44	Расход пара на подогреватель Т3, кг/с	=		0,0459	0,0465	0,0436
45	Расход пара на деаэрацию, кг/с	=[(·+·) -(·+·+·)-(++)]	=[(3,8509·427+0,0077 ·2683)-(1,2561·356+1,3655·210 +0,0191·168)-(0,0536+0,0459 +0,9121) ·335)]	0,2128	0,1783	0,1412
46	Расчетный расход пара на собственные нужды, кг/с	=+++	0,2128+0,0319+0,0536+0,0459	0,3442	0,2997	0,2256
		по п.18	-	0,3188	0,2626	0,1973
47	Расчетная паропроизводительность котельной, кг/с	=+++	2,2758+0,2442+0,0956+0,9121	3,6277	3,0045	2,2575
		по п.23	-	3,6023	2,9674	2,2292
48	Невязка расчета, %	Д= ·100 < 2		0,7	1,23	1,25

3. Подбор котлов

При давлении в котельной =1,4 МПа ее наибольшая паропроизводительность в максимальном зимнем режиме =3,5695 кг/с=12,85 т/ч. Исходя из этого подбираем два котла ДКВР-6,5-13.

4. Теплообменники

В котельных применяются рекуперативные теплообменники поверхностного типа, где передача теплоты от греющей среды к нагреваемой происходит через стенки труб, расположенных внутри корпуса теплообменника. В зависимости от расположения трубной системы теплообменники разделяются на вертикальные и горизонтальные. Вертикальные теплообменники применяются в крупных паровых котельных для подогрева сетевой воды, и их установка требует меньшей площади, но высота помещений должна обеспечивать возможность выема трубной системы. Горизонтальные теплообменники устанавливаются в производственно-отопительных и отопительных котельных с паровыми и водогрейными котлами (ДКВР, ДЕ, ТС, Е 1/9, ПТВМ, КВ-ГМ и др.) для подогрева сетевой, умягченной, исходной и другой воды. В качестве теплоносителя в теплообменниках используется пар или горячая вода. Выбор теплообменников после составления тепловой схемы на основании расчета тепловой схемы котельной. В производственно-отопительных котельных с паровыми котлами следует рассчитать и подобрать паровые и водо-водяные теплообменники.

Теплообменнки Т5 и Т6

На основании максимального расхода сетевой воды =6,6045 кг/с = 23,7762 т/ч подбираем два паровых водоподогревателя ПП-1-9-7-IV с номинальным расходом 16,1 т/ч и давлением греющего пара о,7 МПа. Вторая ступень не устанавливается.

Теплообменник Т3

Согласно расчету тепловой схемы котельной умягченная вода с расходом =1,2561 кг/с нагревается от =27°C до =48,21°C сухим насыщенным паром с давлением 0,8 МПа, расходом =0,0465 кг/с, температура насыщения пара =169,6°C. Тогда:

= (-) = 0,0465(2768-335) = 113,1345 кВт

Д = = = 131,71°C

= = = 0,35 мІ

Из табл. 3.5 подбираем паровой водоподогреватель 01 (типа МВН-2494) с поверхностью нагрева 0,625 мІ. Аналогично подбираются другие паровые подогреватели воды.

Теплообменник Т4

Умягченная вода с расходом =1,2561 кг/с нагревается от 48,21°C до 85°C, а питательная вода с расходом =3,8509 кг/с охлаждается от 102°C до 90°C. Тогда:

= ·(85-48,21) = 1,2561·4,19·36,79 = 193,6279 кВт

Д = 90-48,21 = 41,79°C

Д = 102-85 = 17°C

Д = = = 27,56°C

= = = 3,58 мІ

По табл. 3.7 подбираем водо-водяной подогреватель (ГОСТ 27590) с поверхностью нагрева 5,75 мІ.



5. Баки и емкости

1. Питательный бак-деаэратор атмосферного давления (ДА или ДСА) подбирают по расходу воды из деаэратора =3,8509 кг/с=13,8632 т/ч, выбираем деаэратор ДА-15.

2. Объем расширителя (сепаратора) непрерывной продувки (СНП) определяют исходя из допустимого напряжения - 1000 мі образующегося пара в 1 ч на 1 мі полезного объема. Расход пара из СНП составляет =0,0189 кг/с при давлении 0,15 МПа. Удельный объем пара =1,18 мі/кг при давлении 0,15 МПа (табл. 3.1 [2]). Тогда часовой расход из СНП составит

= 3600·· = 3600·0.0189·1.18 = 80 мі/ч

Полезный объем СНП в этом случае должен быть не менее =0,08 мі. Обычно устанавливают один расширитель для всех паровых котлов котельной.

3. Для охлаждения подшипников механизмов котельной (вентилятора, дымососа и др.) на отметке 10…12 м устанавливают бак технической воды, емкость которого выбирают из расчета покрытия получасового расхода воды.

6. Трубопроводы и арматура

Система трубопроводов в котельной предназначена для соединения между собой всего действующего оборудования: котельных агрегатов, насосов, деаэратора, теплообменников и т.д. Арматура предназначена для регулирования количества транспортируемого теплоносителя и изменения его направления. При курсовом проектировании рассчитывают диаметры и подбирают основные магистральные трубопроводы.

1. Паропроводы от котельных агрегатов:



= / = 3,5695/2 = 1,785 кг/с

=

= = 0,096 м

= 96+2·4 = 104 по ГОСТ принимаем 108 мм

= 108-2·4 = 100 мм

2. Общий паропровод котельной:

= = 0,137 м

= 137+2·4,5 = 146 по ГОСТ принимаем 150 мм

= 150-2·4,5 = 141 мм

3. Питательный трубопровод от деаэратора:

=

= = 0,047 м

= 47+2·3 = 53 по ГОСТ принимаем 53 мм

= 47 мм

4. Подпиточный от деаэратора:

= = 0,011 м

= 11+2·1,6 = 14,2 по ГОСТ принимаем 16 мм

= 16-2·1,6 = 14,4 мм

5. Подающий и обратный теплосети:



= = 0,065 м

= 65+2·3,5 = 72 по ГОСТ принимаем 73 мм

= 73-2·3,5 = 66 мм

Для трубопроводов котельных применяют бесшовные (холднотянутые и горячекатанные), электросварные и водогазопроводные трубы.

Итоговая таблица подбора трубопроводов.

1.Паропровод от котельного агрегата	2.Общий паропровод котельной, мм	3.Питательный трубопровод от деаэратора, мм	4.Подпиточный трубопровод от деаэратора, мм	5.Трубопровод подающей и обратной теплосети, мм
ГОСТ 8734-75* стальные бесшовные = 108 = 100	ГОСТ 8734-75* стальные бесшовные = 150 = 141	ГОСТ 8734-75* стальные бесшовные = 53 = 47	ГОСТ 10704-76 стальные электросварные = 16 = 14,4	ГОСТ 8734-75* стальные бесшовные = 73 = 66

7. Насосы

Насосы - машины, предназначенные для перемещения жидкостей и сообщения им энергии. В котельных применяют лопастные (центробежные, вихревые, осевые) и струйные (эжекторы, инжекторы) насосы. Приводным двигателем к насосу служат электродвигатели, которые обычно соединяются с помощью муфты.

1. Питательные насосы.

В котельных с паровыми котлами устанавливаются питательные насосы, которые могут быть центробежными и поршневыми (с электрическим или паровым приводом). Число их должно быть не менее двух с независимыми приводами, а один насос (или более) должен быть с паровым приводом.



Производительность одного насоса с электроприводом, кг/с

= 1,1(++) = 1,1(3,5695+0,1165+0,0328) = 4,09

Напор, создаваемый питательным насосом, МПа

= 1,15(-)+ = 1,15(1,4-0,15)+0,2 = 1,64

Подбираем насос 2,5ЦВ-1,3 с производительностью 15 мі/ч по табл. 3.8. Производительность питательного насоса (резервного) с паровым приводом должна быть не менее 50% номинальной производительности всех котлов, т.е

= 0,5· = 0,5·4,09 = 2,05 кг/с = 7,38 мі/ч

Подбираем поршневой насос ПНП-3 с подачей 7,5 мі/ч по табл. 3.9.

2. Сетевые насосы.

Предназначены для создания циркуляции и устанавливаются на обратной линии тепловых сетей, где температура воды не превышает 70°C. Производительность сетевого насоса определяют по общему расходу сетевой воды

= 1,1· = 1,1·6,6045 = 7,26 кг/с = 26,14 мі/ч

Подбираем два сетевых насоса К45/55 с подачей 20-65 мі/ч по табл. 3.10. Напор сетевого (циркуляционного) насоса, МПа: =0,6…1

3. Подпиточные насосы.



Служат для восполнения утечки воды из системы теплоснабжения. Производительность подпиточного насоса выбирают вдвое большей для возможности аварийной подпитки сетей, т.е

= 2· = 2·0,1321 = 0,26 кг/с

Необходимый напор подпиточного насоса определяется давлением воды в обратной магистрали теплосети и сопротивлением трубопроводов и арматуры на линии подпитки. Ориентировочно

? 0,2· = 0,2·0,6 = 0,12 МПа

Подбираем подпиточный насос К 8/18 с производительностью 6-16 мі/ч по табл. 3.10.

Результаты подбора всех насосов сводят в итоговую таблицу.

Назначение насоса	Марка	Производительность, мі/ч	Напор Н, м.вод.ст	КПД	Мощность, кВт	Число оборотов	Эл. Двигатель, кВт
Питательный насос	2,5ЦВ-1,3	15	190		28	2900	28
Резервный	ПНП-3	7,5
Сетевой	К45/55	20-65	45-30	0,66	14	2900	14
Подпиточный	К8/18	6-16	20,3-14	0,53	1,5	2900	1,5

8. Оборудование водоподготовки

Расчет оборудования ХВО

Таблица 6

Параметры и размерность	Метод определения	I ступень	II ступень
1	2	3	4
1. Общая жесткость воды, поступающей на фильтр, мг-экв/кг	Табл. 12.1 [1]	=5,1	=0,1
2. Скорость фильтрования, м/ч	=15…20, =25…30	=18	=27
3. Расход воды после 1-й и 2-й ступеней ХВО, кг/с	Из расчета тепловой схемы	=1,2561	=1,2561
4. Необходимая площадь фильтрования, мІ	=3,6·/ =3,6·1,2561/18	=0,2512	=0,1675
5. Количество фильтров,	Принимается	=2	=1
6. Диаметр фильтров, м	=1,13(/ =1,13(0,2512/2	=0,40	=0,46
7. Внутренний диаметр корпуса стандартного фильтра и высота фильтрующей загрузки, м	Подбирается по табл. 12.14, 12.17 [1] с округлением в сторону увеличения	=0,7 =3,32	=0,7 =3,055
8. Фактическая скорость фильтрования, м/ч	=4,59·/ =4,59·1,2561/0,7	=8,24	=5,77
9. Фактическая площадь сечения фильтра, мІ	=0,785· =0,785·0,7І	=0,38	=0,785
10. Рабочая обменная способность катионита, г-экв/мі	Для сульфоугля: ?300; ?100	?300	?100
11. Количество регенераций фильтра в сутки, рег/сут	= =	=0,73	=0,045
12. Межрегенерационный период (продолжительность фильтро-цикла), ч	=(24/)-1,5 =(24/0,73)-1,5	=31,4	=531,8
13. Удельный расход поваренной соли NaCl, кг/г-экв	Для сульфоугля	=0,2	=0,4
14. Расход поваренной соли на одну регенерацию фильтров, кг/рег	=86,4··· =86,4·1,2561·5,1·0,2	=110,7	=4,34
15. Суточный расход NaCl, кг	=· =110,7·0,73	=80,81	=0,2
16. Суточный расход технической соли, кг	=1,08· =1,08·80,81	=87,27	=0,216
17. Суточный расход воды на приготовление регенерационного раствора, мі	?0,01· ?0,01·87,27	=0,87	=0,002
18. Суточный расход воды на отмывку фильтров, мі	?4,5···· ?4,5·0,38·3,32·0,73·2	=8,29	=0,49
19. Суточный расход воды на взрыхление фильтра, мі	?2,5··· ?2,5·0,38·0,73·2	=1,39	=0,09
20. Общий суточный расход технической соли, кг	=+ =87,27+0,216	=87,486
21. Расход технической соли в месяц, кг	=·30 =87,486·30	=2624,58

9. Тягодутьевые машины

Для первичного выбора тягодутьевых машин паровых и водогрейных котлов следует пользоваться утвержденным указанием по комплектации (табл. 8.22, 8.33 [1]).

Для котлов ДКВР-6,5-13 в комплектации: дымосос Д-10 с электродвигателем АО72-8 (10 кВт), вентилятор ВД-8 с электродвигателем А02-51-6 (5,5 кВт).

Для регулирования производительности вентилятора и дымососа устанавливают направляющие аппараты, которые закручивают поток в направлении вращения колеса. при работе водогрейных котлов во всех режимах более рационально осуществлять комбинированный способ регулирования работы тягодутьевых машин, а именно ступенчатое регулирование частоты вращения ротора машины при помощи многоскоростного электродвигателя и плавное регулирование направляющим аппаратом.

10. Дымовые трубы

Дымовые трубы котельных установок предназначены для удаления топочных дымовых газов и рассеивания вредных соединений, содержащихся в продуктах сгорания, атмосферном воздухе, с целью снижения их концентрации в атмосфере на уровне дыхания до необходимого уровня. Дымовая труба создает естественную тягу, и движение газов происходит вследствие разности плотностей окружающего холодного воздуха и горячих продуктов сгорания. Для надежной и экономичной работы котельной целесообразно использовать искусственную тягу с установкой тягодутьевых машин (вентилятора и дымососа), которые должны обеспечивать не только подачу необходимого для горения воздуха в топку, но и удаления продуктов его сгорания в атмосферу через дымовую трубу, поддерживая при этом заданное разряжение и давление в топке.

Дымовые трубы работают в сложных условиях: при перепадах температуры, давления, влажности, агрессивном воздействии дымовых газов, ветровых нагрузках от собственного веса. Для котельной проектируется обычно одна общая для всех котлов дымовая труба. Дымовые трубы сооружаются по типовым проектам из железобетона и металла.

Из дымовых труб котельных в атмосферу выбрасываются продукты сгорания, которые содержат токсичные вещества, оказывающие вредное воздействие на биосферу (оксиды углерода, серы, азота и др.). Содержание вредных веществ в воздухе определяется их концентрацией - количеством вещества, мг, находящегося в мі воздуха (мг/мі). Максимальная концентрация вредных веществ, не оказывающих вредного влияния на человека, называется предельно допустимой концентрацией (ПДК).

Количество основных вредных веществ , г/с, выбрасываемых в атмосферу с продуктами сгорания, рассчитывают на основании имеющихся рекомендаций и санитарных норм следующим образом:

1.Оксиды серы:

= 20··() = 20·0,2395·0,01 = 0,0479

2. Оксиды углерода:

= ··· = 0,5·0, 5·37,31·0,2395 = 2,2339

2. Оксиды углерода:

= ···= 0,9·0,1·0,2395·37,31 = 0,8042



Минимально допустимая высота дымовой трубы определяется из условия обеспечения отвода продуктов сгорания и рассеивания их в атмосфере, при котором концентрация вредных веществ у поверхности земли будет меньше максимальной разовой предельно допустимой концентрации (ПДК) данного вещества в атмосферном воздухе, утвержденной Минздравом РФ. Предварительная минимальная высота дымовой трубы , м, из условия выброса и рассеивания в атмосфере с учетом суммарного действия оксида углерода () и диоксида серы и азота ( и ) будет равна:

=

= = 15,83

- разность между температурой выбрасываемых (уходящих) дымовых газов (=155°C) и окружающего атмосферного воздуха , равная максимальной температуре наружного воздуха наиболее жаркого месяца года (29,1°C).

Полный объемный расход дымовых топочных газов, мі/с, удаляемых в атмосферу через трубу (охлаждение продуктов сгорания в дымовой трубе не учитывается) определяется по формуле:

= [+(-1)]

= 0,2395[10,47+(1,35-1)9,32] = 4,7125

Задаваясь скоростью продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы =20 м/с и имея значение , определяют диаметр устья дымовой трубы , м, а также коэффициенты ,, по формулам:



= = = 0,55 м

= 1000 = 1000 = 6,97

= 0,65[(·)/ = 0,65[(4,7125·125,9)/15,83 = 2,18

= [0,67+0,1+0,34

= [0,67+0,1(6,97+0,34 = 0,63

В зависимости от параметра находят безразмерный коэффициент : при >2, =1.

Далее рассчитывают минимальную высоту дымовой трубы, м, во втором приближении:

= · = 15,830,63·1 = 12,56

· 100 = 20,7%

Если разница между и больше 5%, выполняют второй уточняющий расчет, который производится по формулам:

= · = 12,56( = 11,95 м

= 1000 = 11,08

= 0,65[(4,7125·125,9)/12,56 = 2,35

= [0,67+0,1(11,08+0,34(11,08 = 0,57

= 1

При высоте дымовой трубы определяют максимальную приземную концентрацию каждого из вредных веществ по формулам:



= = = 0,2122

= = = 0,0046

= = = 0,0764

Проверяют условие, при котором безразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1, т.е.

+ + ? 1

+ + = 0,98 < 1

11. Топливное хозяйство

Мазут используют в качестве основного топлива или резервного. Когда основным топливом является природный газ, то мазут применяют только в зимние месяцы. Он может также использоваться в качестве аварийного топлива при непродолжительном прекращении подачи газа и растопочного, когда основным является твердое топливо.

Объем мазутохранилища, мі:

= = = 66,68

12. Технико-экономические показатели

Таблица 7

Параметры и размерность	Расчетная формула и способ определения	Расчет
1. Общая максимальная теплопроизводительность котельной, МВт	, из табл. 3.4 [3]	8,0406
2. Годовая выработка тепла, ГДж/год	, из табл. 3.4 [3]	107395,0343
3. Годовой расход натурального топлива, тыс.мі/год	, из табл. 3.4 [3]	3198,2797
4. Расход исходной воды, кг/с	, из расчета схемы	1,4445
5. Удельный расход электрической мощности на собственные нужды котельной, кВт/МВт	, из табл. 3.12 [3]	38
6. Удельные капиталовложения, тыс.р/МВт	, из табл. 3.12 [3]	200
7. Штатный коэффициент, чел/МВт	, из табл. 3.12 [3]	3,3
8. Стоимость топлива, р/тыс.мі	, по прейскуранту	1322,11
9. Стоимость воды, р/т	, по прейскуранту	5,85
10. Стоимость электроэнергии р/кВт·ч	, по прейскуранту	1,44
11. Среднегодовая заработная плата одного человека, р/чел·год	, по прейскуранту	88000
12. Годовое число использования установленной теплопроизводительности котельной, ч/год	=/(3,6·)	= 3710,1652
13. Расходы на топливо, р/год	=1,05··	1,05·3198,2797·1322,11 =4439901,45
14. Расходы на электроэнергию, р/год	=0,7····	0,7·38·8,0406·3710,1652·1,44 =1142683,18
15. Расходы на используемую воду, р/год	=3,6···	3,6·1,4445·3710,1652·5,85 =112867,57
16. Расходы на заработную плату, р/год	=··	3,3·8,0406·88000=2334990,24
17. Сметная стоимость строительства, р	?··10і (или смета)	200·8,0406·10і=1608120,00
18. Расходы на амортизацию, р/год	=0,067·	0,067·1608120=107744,04
19. Расходы на текущий ремонт, р/год	=0,2·	0,2·107744,04=21548,81
20. Прочие расходы, р/год	=0,3(++)	0,3(2334990,24+107744,04 +21548,81)=739284,93
21. Годовые эксплуатационные расходы, р/год	=++++ ++	4439901,45+1142683,18 +112867,57+2334990,24 +107744,04+21548,81 +739284,93=8899020,22
22. Себестоимость отпускаемой теплоты, р/ГДж	=/	8899020,22/107395,0343=82,86
23. Приведенные затраты, р	=+0,12·	8899020,22+0,12·1608120 =9091994,62

Библиографический список.

1. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности.-М.: Энергоиздат, 1989. - 487 с.

2. СНиП II--. Котельные установки. - М.: Стройиздат, 1977. - 48 с.

3. Фокин В.М. Тепловые схемы котельных: Учеб.-метод. пособ.-Волгоград, 2000. - 70 с.

4. Фокин В.М. Тепловой расчет теплогенератора: Учеб.-метод. пособ.-Волгоград, 2000. - 68 с.

Размещено на Allbest.ru