|
    , кДж/кг (кДж/м³)
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициенты избытка воздуха по участкам газового тракта
|
|
|
|
   
|
|
|
|
|
900
|
14700
|
12195
|
16530
|
X
|
X
|
X
|
|
1600
|
27923
|
22877
|
31355
|
X
|
X
|
X
|
|
2200
|
39916
|
32358
|
44770
|
X
|
X
|
X
|
|
300
|
4553
|
3836
|
X
|
5512
|
X
|
X
|
|
700
|
11136
|
9320
|
X
|
13466
|
X
|
X
|
|
1000
|
16535
|
13670
|
X
|
19953
|
X
|
X
|
|
200
|
2990
|
2532
|
X
|
X
|
3876
|
X
|
|
400
|
6133
|
5160
|
X
|
X
|
7939
|
X
|
|
600
|
9427
|
7902
|
X
|
X
|
12193
|
X
|
|
100
|
1483
|
1257
|
X
|
X
|
X
|
2137
|
|
200
|
2990
|
2532
|
X
|
X
|
X
|
4307
|
|
300
|
4553
|
3836
|
X
|
X
|
X
|
6448
|
3. Тепловой баланс
теплогенератора
.1 Тепловой баланс
теплогенератора и расход топлива
Тепловой баланс теплогенератора
выражает равенство теплоты, поступившей в агрегат, сумме полезно использованной
теплоты и всех тепловых потерь, имеющихся при его работе.
Цель составления
теплового баланса - вычислить коэффициент полезного действия теплогенератора и
определить необходимый расход топлива.
Тепловой баланс
составляют применительно к установившемуся тепловому состоянию теплогенератора.
Все статьи теплового баланса принято относить к 1 м³ газообразного топлива.
Общее уравнение
теплового баланса имеет вид, кДж/кг (кДж/м³)
,
где 
-
располагаемая теплота; Q1
- полезно использованная теплота; Q2
- потери теплоты с уходящими газами; Q3
- потери теплоты от химической неполноты сгорания; Q4 - потери теплоты от механической неполноты сгорания; Q5 - потери теплоты всеми элементами теплогенератора в окружающую
среду (потери от наружного охлаждения); 
- потери теплоты в виде
физической теплоты шлака.
Располагаемая теплота на
1 м³ газообразного топлива, кДж/м³
.
Для упрощения
расчетов в курсовой работе можно принимать для газообразного топлива
.
Если статьи теплового
баланса выразить в относительных величинах (процентах от располагаемой теплоты 
,
то уравнение теплового баланса примет вид
= q1 + q2 + q3 + q4 + q5 + q6шл.
Величину полезно
использованной теплоты Q1(q1) прямым путем определить нельзя, так как заранее неизвестно
количество сжигаемого топлива. Поэтому Q1(q1) можно найти из
уравнений теплового баланса лишь после определения всех потерь теплоты.
Далее расчет
осуществляем в следующей последовательности:
. Потери теплоты с
уходящими газами находят по разности энтальпий продуктов сгорания, уходящих из
теплогенератора, и холодного воздуха, %
,
где 
-
энтальпия уходящих дымовых газов, кДж/м³,
при соответствующем избытке воздуха 
и температуре уходящих
газов tух; -
коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, берется в сечении газохода после
последней поверхности нагрева; I
- энтальпия теоретического объема холодного воздуха, кДж/кг (кДж/м³)
,
где (ct)хв -
энтальпия 1 м³
холодного воздуха, кДж/м³, определяется в зависимости от температуры холодного воздуха tхв, которую при отсутствии специальных указаний принимают tхв = 30оС.
Энтальпию уходящих
дымовых газов Iух находят по It-диаграмме
при соответствующем избытке воздуха 
и температуре уходящих
газов tух. При этом температурой tух
следует задаваться.
2. Расчетные потери
от химической q3, %, и механической q4, %, неполноты сгорания топлива принимают из расчетных
характеристик топок.
q3 = 0,8%, q4 = 0%,
3. Потери теплоты в
окружающую среду (от наружного охлаждения) q5, %, для стационарных теплогенераторов принимают в зависимости от
паропроизводительности котельного агрегата и наличия хвостовой поверхности.
q5 = 1,4%,
4. Коэффициент
полезного действия теплогенератора (брутто) находят по уравнению обратного
баланса, %
= q1 =100 - (q2
+ q3 +
q4 + q5 +
q6шл);
= q1 =100 - (5,2 +0,8 + 0+ 1,4 +
0)=92,6%
. Номинальный
расход топлива определяют по формуле, м³/ч
,
где Дпп, Днп
- количество выработанного пара, перегретого и насыщенного соответственно,
кг/ч; Дпр - расход воды на продувку теплогенератора, кг/ч, причем
,
где Р - непрерывная
продувка, %; учитывается только при Р
2, в курсовой работе
следует принимать Р = 2-7%; iпп
- энтальпия перегретого пара при давлении и температуре в барабане
теплогенератора, кДж/кг; iнп
- энтальпия сухого насыщенного пара при давлении в барабане котла,
кДж/кг; i' - энтальпия кипящей воды при давлении в барабане котла, кДж/кг; iпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг, определяют по ее
температуре и давлению на входе в теплогенератор.
. Расчетный расход
топлива определяют по формуле м³/ч
,
3.2 Расчет теплообмена в
топке
При проектировании и эксплуатации
теплогенерирующих установок чаще всего выполняется поверочный расчет топочных
устройств. Конструктивный расчет производится только при разработке новых
агрегатов конструкторскими бюро заводов-изготовителей или при реконструкции
топочных камер существующих теплогенераторов.
При поверочном расчете
топки по ее тепловым и конструктивным характеристикам определяют температуру
дымовых газов на выходе из топки 
,°С.
Передача теплоты в топке
к лучевоспринимающим поверхностям происходит в основном излучением. Доля
конвективного теплообмена относительно мала и им при расчете топки
пренебрегают.
Поверочный расчет
однокамерных топок производят в следующей последовательности:
. Для камерных топок
проверяют только тепловое напряжение топочного объема.
Тепловое напряжение
зеркала горения, кВт/м²
,
где Rзг - площадь зеркала горения, м².
2. Полезное тепловыделение в топке
определяют по формуле, кДж/м³
,
где Qв - теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/м³.
Величина Qв складывается из теплоты горячего воздуха и холодного,
присосанного в топку
,
где -
коэффициент избытка воздуха в топке; 
- присосы воздуха в
топку; V0 - теоретически необходимое количество воздуха, м³/м³;
св - объемная теплоемкость воздуха, кДж/(м³.К),
св = 1,3кДж/(м³.К);
-
температура воздуха после подогрева в воздухоподогревателе,°С; 
-
температура холодного воздуха,°С, 
= 30°С.
По Jt-диаграмме (см. рис. 2.1) по значению J
= Qт определяют теоретическую (адиабатическую) температуру горения
топлива tа,°С (Та, К).
tа
= 1950°С; Та = 2223 К.
. Вычисляют параметр М,
зависящий от относительного положения максимума температуры пламени по высоте
топки.
При сжигании газа и
мазута
М = 0,54 - 0,2Xт.
Параметр Хт
характеризует относительное положение максимума температуры топочных газов,
которое для камерных топок с верхним отводом газов и горизонтальным положением
осей горелок определяют по формуле
,
где h1 - расстояние от нижней плоскости топки до плоскости максимальных
температур, м; h2 - расстояние от нижней
плоскости топки до середины ее выходного окна, м.
М = 0,54 - 0,2∙0,93=0,35.
Под нижней
плоскостью топки следует понимать: при сжигании газа и мазута - под топки, при
сжигании твердого топлива - середину холодной воронки. Максимум температур
практически совпадает с уровнем расположения осей горелок.
. Определяют
среднее значение коэффициента тепловой эффективности лучевоспринимающей
поверхности топки
,
где Hл - полная лучевоспринимающая поверхность топки, м²,
принимают по прил. 1; Fст
- полная поверхность стен топки, м²;
коэффициент
загрязнения лучевоспринимающей поверхности нагрева, учитывающий снижение ее
тепловосприятия вследствие загрязнения топочных экранов наружными отложениями
или покрытия их огнеупорной массой.
Коэффициент загрязнения 
принимают
равным: для газообразного топлива - 0,65.
. Предварительно
задаются температурой продуктов сгорания на выходе из топочной камеры 
.
Для промышленных паровых теплогенераторов рекомендуется предварительно
принимать температуру продуктов сгорания на выходе из топки: при сжигании
природного газа 1050…1100°С.
. Определяют эффективную
толщину излучающего слоя, м
,
где Vт - объем топочной камеры, м³.
. Вычисляют коэффициент
ослабления лучей топочной средой, (м.МПа)-1.
При сжигании жидкого и
газообразного топлива коэффициент ослабления лучей зависит от коэффициента
ослабления лучей трехатомными газами кг и сажистыми частицами kc.
к = kгrn + kc,
где rn - суммарная
объемная доля трехатомных газов.
Коэффициент ослабления лучей
трехатомными газами рассчитывают по формуле, (м.МПа)-1
,
где 
-
объемная доля водяных паров; Рп - суммарное парциальное давление
трехатомных газов, МПа; Рп = rп.Р;
Р - давление в топочной камере теплогенератора, МПа, для агрегатов, работающих
без наддува, Р = 0,1 МПа.
(м.МПа)-1
Коэффициент ослабления лучей
сажистыми частицами вычисляют по формуле, (м.МПа)-1
,
где Сp, Нp - содержание
соответственно углерода и водорода в рабочей массе топлива.
(м.МПа)-1
Для газообразного
топлива:
,
где СmНn
- процентное содержание углеводородных соединений, входящих в состав
газообразного топлива.
к = 8,16∙0,26
+1,22=3,34 (м.МПа)-1.
8. Определяют
степень черноты топки:
для камерных топок
(Rзг = 0)
,
где аф -
эффективная степень черноты факела, зависящая от вида сжигаемого топлива.
Для жидкого и
газообразного топлив степень черноты факела
,
где m - коэффициент, учитывающий заполнение
объема топки светящимся пламенем; aсв, анс - степень
черноты соответственно светящейся части факела и несветящихся трехатомных
газов:
,
,
. Определяют
среднюю суммарную теплоемкость продуктов сгорания, кДж/м³
,
где Qт - полезное тепловыделение в топке, кДж/м³;
Тa - теоретическая (адиабатическая) температура горения, К; 
-
энтальпия продуктов сгорания топлива при температуре 
и
избытке воздуха 
на
выходе из топки, кДж/м³, определяют по It-диаграмме
(см. рис. 2.1) по предварительно принятой температуре 
.
кДж/м³
. Определяют
действительную температуру на выходе из топки ,°С.
,
где 
-
коэффициент сохранения теплоты, рассчитываемый по формуле
°С.
Полученная температура
на выходе из топки сравнивается с предварительно принятой. Если расхождение
между полученной и ранее принятой температурами не превысит ± 100°С, то расчет
считается оконченным.
. Определяют общее
тепловосприятие топки, кДж/кг
,
кДж/кг.
3.3 Расчет
пароперегревателя
Пароперегреватели
предназначены для перегрева насыщенного пара, получаемого в теплогенераторах.
Значения температуры перегретого пара не превышают 250…400°С. Для получения
перегретого пара в производственно-отопительных котельных чаще всего применяют
конвективные пароперегреватели, которые располагают по ходу движения газов
после первых рядов труб конвективного пучка.
Пароперегреватель
обычно состоит из группы параллельно включенных стальных змеевиков,
составленных из труб малого диаметра (28-42 мм), соединенных коллекторами.
Конструктивный расчет конвективного
пароперегревателя ведут в следующей последовательности:
1. Температуру 
,°С,
и энтальпию 
,
кДж/м³, дымовых газов на входе в пароперегреватель принимают равными
значениями этих параметров на выходе из топки:
, 
.
. Температуру tнп,oС, и энтальпию iнп, кДж/кг, насыщенного
пара на входе в пароперегреватель определяют в зависимости от заданной величины
давления в барабане теплогенератора.
tнп, = 195 oС, iнп = 2788,4 кДж/кг
. Энтальпию iпп, кДж/кг, перегретого пара находят в зависимости от заданных его
температуры tпп,°С, и давления в
барабане теплогенератора.
tп, = 250 oС, iнп = 2927 кДж/кг
. Определяют
энтальпию присасываемого воздуха, кДж/м³
,
где 
- присосы воздуха в пароперегревателе.
кДж/м³
кДж/м³
6. Из уравнения
теплового баланса определяют энтальпию дымовых газов на выходе из
пароперегревателя, 
,
кДж/м³
,
где
- коэффициент сохранения теплоты.
кДж/м³
. По величине Iпп из It-диаграммы (см.
рис. 2.1) находят температуру дымовых газов на выходе из пароперегревателя 
,°С.
= 970°С.
. Вычисляют средний
температурный напор,°С:
°С
9. Определяют
коэффициент теплоотдачи конвекции при поперечном омывании коридорных
гладкотрубных пучков 
,
Вт/(м
)
,
где 
- номинальный коэффициент теплоотдачи Вт/(м².К),
вычисляемый по скорости дымовых газов (принимают 
= 5-7 м/с) и наружному
диаметру труб пароперегревателя dпп;
сz - поправка на количество рядов труб z
по ходу движения дымовых газов, принимают z
= 1; cs - поправка на компоновку
пароперегревателя, зависящая от относительного продольного 
и
поперечного 
шагов;
сф - поправка на физические характеристики потока.
Вт/(м)
. Вычисляют температуру
загрязненной стенки труб пароперегревателя,°С:
°С
11. Определяют
коэффициент теплоотдачи излучением продуктов сгорания для не запыленного потока
(при сжигании газа и мазута, а также слоевом сжигании твердого топлива) 
,
Вт/(м):
,
Вт/(м)
где 
-
номинальный коэффициент теплоотдачи излучением, Вт/(м),
определяемый по температуре стенки труб пароперегревателя и средней температуре
дымовых газов; сг - поправка, вводимая для не запыленного потока
дымовых газов; а - степень черноты излучающей среды, вычисляемая по формуле
,
Вт/(м)
где kг - коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (
МПа)-1;
rп - суммарная объемная доля трехатомных газов; р - давление в
газоходе пароперегревателя, МПа, для агрегатов работающих без наддува р = 0,1
МПа; S - оптическая толщина излучающего слоя газов в межтрубном пространстве
газохода пароперегревателя, определяемая по формуле, м:
12. Находят коэффициент
теплоотдачи от продуктов сгорания к стенкам труб пароперегревателя 
,
Вт/(м)
,
Вт/(м)
где -
коэффициент использования пучка труб пароперегревателя, учитывающий уменьшение
тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания её
газами, для поперечно омываемых пучков труб конвективных пароперегревателей =
1.
. Рассчитывают
коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к пару 
, Вт/(м):
,
Вт/(м):
где -
номинальный коэффициент теплоотдачи, Вт/(м), определяемый по
средним значениям скорости, давления и температуры пара в пароперегревателе,
скорость пара в трубах принимается в пределах Wn = 25-30 м/с; сd
- поправка, учитывающая влияние внутреннего диаметра трубы пароперегревателя.
. Определяют коэффициент
теплопередачи в пароперегревателе Кпп, Вт/(м)
,
где 
-
коэффициент тепловой эффективности.
Вт/(м)
. Вычисляют требуемую
поверхность нагрева пароперегревателя Нпп, м²
м²
16. Рассчитывают сечение
трубок для прохода пара fn,
м²:
fn=
,
где 
-
удельный объем перегретого пара, м³/кг,
находят в зависимости от давления и средней температуры пара.
fn=
м²
17. Определяют
количество трубок пароперегревателя n, шт.
,
где dвн - внутренний диаметр трубок, м.
18. Находят длину
одной трубки, l, м
. Вычисляют количество змеевиков
,
где hгаз - высота газохода, м.
3.4
Расчет конвективного пучка
В производственно-отопительных
теплогенераторах конвективный пучок является одной из основных парообразующих
поверхностей нагрева. Опыт эксплуатации теплогенераторов позволил выработать
наиболее рациональные схемы конвективных пучков. В связи с этим тепловой расчет
конвективного пучка чаще всего следует выполнять как поверочный, используя
существующие типовые чертежи.
После определения
температуры дымовых газов на выходе из топки или за
пароперегревателем 
приступают
к расчету конвективного пучка теплогенератора.
Расчет производят по
обеим газоходам конвективного пучка. В результате расчета по известным
поверхностям нагрева определяют температуры газов за газоходами: первым - t1'' и вторым - t2''.
Этими температурами предварительно задаются с последующим их уточнением.
Поверочный расчет
первого газохода конвективного пучка ведут в следующей последовательности:
. Температуру t1',°С, и энтальпию I1',
кДж/м³, дымовых газов на входе в первый газоход принимают равными
значениям этих параметров на выходе из пароперегревателя:
t1'=tпп''=970°С, I1'=
Iпп'=19347 кДж/м³.
. Задаются двумя
значениями температуры дымовых газов на выходе из первого газохода
t1''=500°C, t1'=
300°C,
Далее ведут два
параллельных расчета для каждой из этих температур.
. Определяют по It-диаграмме (см. рис. 2.1) энтальпию дымовых газов на выходе из
первого газохода I1'',
кДж/м³, для двух значений температуры t1''.
I1''
= 4100 кДж/м³ I1'' = 2500 кДж/м³
4. Находят
энтальпию присасываемого воздуха ΔIв, кДж/м³
,
где 
-
присосы воздуха в первый газоход.
кДж/м³
. Рассчитывают
тепловосприятие первого газохода Qδ, кДж/м³ по уравнению теплового баланса
.
кДж/м³
кДж/м³
. Определяют поверхность
нагрева газохода. В конвективных пучках расчетную поверхность нагрева принимают
равной полной поверхности труб с наружной (газовой) стороны H1, м²
,
Принимаем Н1 = 179 м²
. Вычисляют средний
температурный напор Δt,°С
,
где 
-
наибольшая разность температур сред (дымовых газов и теплоносителя)°С; 
-
наименьшая разность температур сред,°С.
а наименьшая разность
температур
°С
°С
°С
°С
°С
. Рассчитывают среднюю
температуру дымовых газов,°C
°C
°C
. Определяют
расчетную скорость движения дымовых газов w, м/с
где Вр -
расчетный расход топлива, м³/ч; Vдг - суммарный объем дымовых газов, м³/м³;
F1 - площадь живого сечения для прохода дымовых газов, м²,
находят по формуле:
где 
-
площади соответственно входного и выходного живых сечений газохода, м²
Принимаем 
м²
м/с
м/с
. Рассчитывают
коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании коридорных
гладкотрубных пучков aк, Вт/(м)
,
где aн
- номинальный коэффициент теплоотдачи, Вт/(м
),
определяемый по скорости дымовых газов w и наружному диаметру
труб газохода dн1; сz - поправка на количество рядов труб z
по ходу движения дымовых газов; сs - поправка на компоновку пучка, зависящая от относительного
поперечного 
и
продольного 
шагов,;
-
поправка на физические характеристики потока.
Вт/(м)
Вт/(м)
. Определяют температуру
загрязненной стенки труб газохода tст,°С
где 
-
температурный перепад между температурой загрязненной стенки и температурой
среды в трубе,°С, принимают равным при сжигании газа =
25°С.
°С
. Вычисляют коэффициент
теплоотдачи излучением продуктов сгорания для незапыленного потока (при
сжигании газа и мазута, а также слоевом сжигании твердого топлива) по формуле,
Вт/(м².К)
,
где 
-
номинальный коэффициент теплоотдачи излучением, Вт/(м².К),
определяемый по температуре стенки труб газохода tст
и средней температуре дымовых газов tст;
сг - поправка, вводимая для незапыленного потока дымовых газов; а -
степень черноты излучающей среды:
где kг - коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, (м.МПа)-1;
rn - суммарная объемная доля
трехатомных газов; Р - давление в газоходе конвективного пучка, МПа, для
агрегатов, работающих без наддува, P
= 0,1 МПа; S - оптическая толщина излучающего слоя газов в межтрубном
пространстве газохода конвективного пучка, м:
,
Вт/(м².К)
Вт/(м².К)
. Определяют коэффициент
теплоотдачи от продуктов сгорания к стенкам труб первого газохода a1, Вт/(м². К):
Вт/(м².
К)
Вт/(м².
К)
. Находят коэффициент
теплопередачи в первом газоходе конвективного пучка К1, Вт/(м².
К)
где Ψ - коэффициент тепловой
эффективности.
Вт/(м².
К)
Вт/(м².
К)
15. Определяют
количество теплоты, воспринятого первым газоходом, по уравнению теплопередачи Qт, кДж/м³
кДж/м³
кДж/м³
. По полученным
значениям Qδ и Qт строят
график в координатах Q-t1'' (рис. 2.2). Точка пересечения прямых укажет действительную
температуру продуктов сгорания на выходе из первого газохода t1''.
t1''
= 536°С
17. По It-диаграмме для
полученной температуры t1'' определяют энтальпию
дымовых газов на выходе из первого газохода I1'' кДж/м³.
I1'' = 11100 кДж/м³
. Вычисляют
количество теплоты по балансу, воспринятое в первом газоходе Q1, кДж/м³
кДж/м³
3.5
Расчет водяного экономайзера
Водяные
экономайзеры устанавливают для снижения температуры уходящих газов, т.е. для
повышения коэффициента полезного действия теплогенерирующей установки.
Водяные
экономайзеры изготавливают чугунными и стальными.
Чугунные
устанавливают за теплогенераторами, работающими при давлении пара до 2,5 МПа, а
при большем давлении - стальные. В настоящее время изготовляют чугунные
ребристые экономайзеры некипящего типа системы ВТИ. Их собирают из отдельных
типовых элементов - чугунных ребристых труб различной длины.
Как правило,
заводы-изготовители производственно-отопительных теплогенераторов не
проектируют водяных экономайзеров. Экономайзеры и проект их установки в
котельной проектирует, как правило, та же организация, которая разрабатывает
проект котельной в целом. В связи с этим, расчет водяного экономайзера
производственно-отопительного теплогенератора выполняется конструктивным.
Экономайзеры бывают
индивидуальные и групповые. К теплогенераторам производительностью 2,5 т/ч и
выше устанавливают индивидуальные экономайзеры, которые присоединяют к газовому
тракту теплогенератора без обводных каналов.
Конструктивный
расчет водяного экономайзера ведут в следующей последовательности:
1. Температуру tэк,°С, и энтальпию Jэк, кДж/кг (кДж/м³) дымовых газов на входе
в экономайзер принимают равными значениям этих параметров на выходе из второго
газохода конвективного пучка
.
. Температуру 
и
энтальпию, 
кДж/м³,
дымовых газов на выходе из экономайзера принимают равными принятыми ранее при
расчете потерь теплоты с уходящими газами температуре и энтальпии уходящих
газов
. Определяют энтальпию
присасываемого воздуха ∆Iв,
кДж/м³:
где Δαэк
- присосы воздуха в экономайзер.
кДж/м³
. Рассчитывают
тепловосприятие экономайзера Qd,
кДж/м³, по уравнению теплового баланса:
кДж/м³
. Находят среднюю
температуру дымовых газов tср,ºС
ºС
. Энтальпию питательной
воды на выходе из экономайзера iвэ,
кДж/кг, определяют из уравнения теплового баланса экономайзера по воде:
где iпв - энтальпия питательной воды на входе в экономайзер, кДж/кг; Дпп,
Днп - количество выработанного пара, соответственно перегретого и
насыщенного, кг/ч, принимают согласно заданию; Дпр - расход воды на
продувку теплогенератора, кг/ч.
кДж/кг
Величину iпв можно принять равной iпв
= 4,1868tпв.
7. Температуру
питательной воды tвэ,°С, на выходе из
экономайзера определяют по энтальпии tвэ. Величину tвэ можно принять равной tвэ = iвэ/4,1868.
tвэ =149,4°С
. Задаются числом
труб n1, шт., в горизонтальном
ряду экономайзера и определяют скорость дымовых газов ω, м/с:
,
где Вр -
расчетный расход топлива, м³/ч, Vдг - суммарный объем дымовых газов, м³/м³,;
-
площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания (на одной трубе), м².
Число труб n1 в одном ряду чугунного экономайзера должно быть в пределах 3-10.
Рекомендуемые значения ω находятся в пределах 6-9 м/с, но не должны быть менее 3 м/с. Если
расчетное значение скорости дымовых газов выходит за указанные пределы, то ее
необходимо пересчитать, задаваясь новыми значениями n1
или 
.
м/с
. Определяют коэффициент
теплопередачи Кэк, Вт/(м².К)
,
где кн -
номинальный коэффициент теплопередачи, Вт/(м².К), определяемый по
скорости дымовых газов ω; сt - поправка, определяемая по средней температуре дымовых газов tcp.
При отсутствии
систематической обдувки коэффициент теплопередачи уменьшается на 20%.
. Определяем наибольшую Δtδ,°C, и наименьшую Δtм,°С, разность температур сред (дымовых газов и воды).
Δtδ
= 70°C, Δtм
= 386°С
. Определяют средний
температурный напор (при противотоке) Δt, ºС:
ºС
. Определяют требуемую
поверхность нагрева экономайзера Нэк, м²
м²
. Вычисляют число рядов
труб по ходу газов (число горизонтальных рядов) 
, шт.
где fтр - поверхность нагрева одной трубы с газовой стороны, м².
шт.
3.6 Поверочный тепловой
баланс теплогенератора
В конце теплового
расчета теплогенератора определяют абсолютную невязку теплового баланса 
,
кДж/кг (кДж/м³)
где Qл, Qпп,
Q1, Q2,
Qэк - тепловосприятия, кДж/м³,
соответственно лучевоспринимающими поверхностями топки, пароперегревателем,
экономайзером.
Далее находят
относительную невязку, %, которая при правильно выполненном расчете не должна
превышать 0,5%
Если невязка
превышает допустимое отклонение, следует уточнить тепловой расчет всех
поверхностей нагрева теплогенератора.
- условие выполняется
4.
Оборудование котельной
.1 Устройство и
эксплуатация оборудования котельных
Котельной установкой называют
комплекс устройств и механизмов, предназначенных для производства тепловой
энергии в виде водяного пара или горячей воды. Водяной пар используется для
технологических нужд промышленных предприятий и получения электроэнергии, в
сельском хозяйстве, а также для нагрева воды, направляемой на отопление,
вентиляцию и горячее водоснабжение. Горячую воду используют для отопления
производственных, общественных и жилых зданий, а также для коммунально-бытовых
нужд населения.
В котельную установку необходимо
подать некоторое количество топлива и окислителя (воздуха); обеспечить сгорание
топлива и отдачу теплоты от продуктов сгорания топлива рабочему телу и удалить
продукты сгорания топлива; подать рабочее тело - воду, сжатую до необходимого
давления, нагреть эту воду до требуемой температуры или превратить ее в пар,
отделить влагу из пара, а иногда и перегреть пар, обеспечив надежную работу
всех элементов установки.
Для осуществления перечисленных
процессов котельная установка должна включать в себя: котельный агрегат
(паровой или водогрейный котел), хвостовые поверхности нагрева, а также
различные дополнительные устройства. Производительность котла определяется
количеством теплоты или пара, получаемого из агрегата. Если теплота передается
рабочему телу от продуктов сгорания излучением, поверхности нагрева называют
радиационными, а при передаче теплоты соприкосновением - конвективными.
Котельная установка
также включает в себя: горелочные устройства для подачи и подготовки топлива к
сжиганию; дутьевой вентилятор для нагнетания воздуха, необходимого для горения
топлива; системы шлако- и золоудаления для удаления очаговых остатков топлива;
дымосос для удаления продуктов сгорания; золоуловители, отделяющие золу от
дымовых газов; дымовую трубу для отвода дымовых газов; оборудование для
химической очистки воды от вредных примесей и деаэрации; питательные насосы для
увеличения давления воды и подачи ее в котельный агрегат.
Все эти устройства
размещаются в специальном здании, называемом котельной, включающей в себя
котельные установки, а также помещения для различных вспомогательных служб и
мастерских. Котельная представляет промышленное здание, в котором имеются:
устройства для хранения некоторого запаса топлива, механизмы для его подготовки
к сжиганию и подачи в топку; оборудование для хранения, водоочистки, подогрева
и перекачки воды для питания котельного агрегата, теплообменников, деаэраторов,
баков, питательных, сетевых и других насосов; различные вспомогательные
устройства и машины, предназначенные для обеспечения длительной и надежной
работы котельных агрегатов, в том числе и приборов, позволяющих контролировать
ход процессов в котельном агрегате.
Вне здания
котельной обычно располагаются: устройства для приемки, разгрузки и подачи
жидкого топлива по емкостям, аппаратам для подогрева, фильтрации и транспорта в
котельную; трубопроводы, подводящие газ к котельной, и газорегуляторные пункты
(ГРП) для приема, очистки и снижения давления газа перед котлами; склады для
хранения материалов и запасных частей, необходимых при эксплуатации и ремонтах
оборудования котельной; устройства для приемки и преобразования электрической
энергии, потребляемой котельной установкой. На территории котельной
регламентировано устройство проездов и площадок разного назначения,
санитарно-защитной зоны для охраны окружающей среды. Снабжение котельной
топливом может осуществляться различными путями: по железной дороге, автотранспортом
и по трубопроводам.
Газообразное
топливо, подведенное к котельной по газопроводу, поступает в газорегуляторный
пункт (ГРП) или газорегуляторную установку (ГРУ), где его давление снижается до
требуемой величины. Далее топливо поступает в газопровод котельной, откуда к
агрегатам и горелкам. Устройства для снижения давления газа перед котельной,
магистрали для отвода газа и разводка трубопроводов в котельной должны быть
выполнены в соответствии с указаниями «Правил безопасности в газовом хозяйстве»
Госгортехнадзора.
Вода,
предназначенная для подачи в паровые и водогрейные котлы или тепловые сети,
должна удовлетворять ряду технических, санитарных и экономических требований. В
случае поступления воды в котельную из городского водопровода обработка сводится
к ее умягчению и снижению щелочности в специальных фильтрах, а при
использовании воды из открытых водоемов к этому добавляется еще и очистка от
взвешенных веществ. До поступления в устройства для химической очистки вода
должна быть нагрета в теплообменниках. Загрязненный конденсат, возвращаемый от
технологических потребителей, также подвергается очистке. Подготовленные тем
или иным способом вода и конденсат направляются в устройства (деаэраторы) для
удаления из них растворенных газов. После деаэраторов с помощью питательных
насосов вода направляется в котельный агрегат или подпиточными насосами в
тепловые сети.
В промышленных
котельных с паровыми котлами, как правило, используются центробежные насосы с
электрическим приводом и с приводом от паровой турбины. Для подпитки водой
тепловых сетей, когда в качестве источника теплоснабжения установлены стальные
водогрейные котлы, применяются центробежные насосы, обычно с электрическим
приводом. В небольших котельных иногда для подачи питательной воды используют
поршневые паровые насосы или инжекторы.
4.2 Расчет тепловой
схемы производственной котельной
Тепловую схему производственной
котельной рекомендуется рассчитывать в такой последовательности:
. Определяем суммарную
паропроизводительность котельной, т/ч:
Д = Дк · n1,
где Дк -
паропроизводительность одного котла, т/ч.
Д = 6,5·2=13 т/ч.
С другой стороны,
Д = Двн + Дсн,
где Двн
- суммарный расход пара внешним потребителям, т/ч; Дсн - суммарный
расход пара на собственные нужды, в том числе на мазутное хозяйство и покрытие
потерь в котельной, т/ч.
Двн = Д'т
+ Дпсв,
где Д'т
- расход пара внешним потребителям на технологические нужды, т/ч; Дпсв -
расход пара, идущего на подогрев воды в сетевых подогревателях,
,
где Qов и Qгв
- расходы теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячее водоснабжение
соответственно, МВт; i0,7,
iк - энтальпии пара при давлении 0,7 МПа к температуре 180°С и
конденсата при давлении 0,7 МПа и температуре насыщения соответственно, кДж/кг;
ηпод - КПД сетевого подогревателя, ηпод
= 0,98.
т/ч
Двн = 1,3+6,7
=8 т/ч.
2. Находим
суммарный расход пара на собственные нужды, т/ч:
Дсн = Д'сн
+ Дм + Дn.
Здесь Д'сн
- расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:
Д'сн =
0,01· Ксн· Двн,
где Ксн
- коэффициент расхода пара на собственные нужды котельной (на подогрев сырой и
химически очищенной воды, на деаэрацию питательной воды). Рекомендуемое
значение - 5-10%; Дм - расход пара на мазутное хозяйство, т/ч,
Д'сн =
0,01·5 ·8=0,4 т/ч
Дп =
0,01· Кп(Двн - Д'сн),
где Кп -
коэффициент расхода пара на покрытие потерь принимается равным 2-3%.
Дп =
0,01· 2 (6,7 - 0,3) = 0,1 т/ч
После определения
значений Дсн необходимо выполнить проверку по формуле
Д сн = Д
- Двн
Д сн =
13 - 12,6 = 0,4 т/ч
. Определить
суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, т /ч:
Gд = Gxoв + β (Д'т + Дт) + Дсн,
где Gxoв - расход химически очищенной воды, возмещающей потери конденсата,
т/ч
Gxoв = Gкпот + 0,01 ·Ктс
· G.
Здесь Gкпот - потери конденсата в
оборудовании внешних потребителей, т/ч
Gкпот = (1 - β) (Д'т + Д т) + 0,01· Кк· Д,
где β - доля конденсата,
возвращаемого внешними потребителями; Кк - коэффициент потерь
конденсата в котельной установке, рекомендуется Кк = 3%; G - расход сетевой воды в теплосети,
т/ч
,
где t1 и t2 -
температура сетевой воды в теплосети,°С; Ктс - коэффициент потерь
воды в теплосети, рекомендуется Ктс = 2 - 3%.
т/ч
Gкпот
= (1 - 0,9) (1,3 + 0,9) + 0,01· 3· 13 =0,4 т/ч
Gxoв
= 0,4 + 0,01 ·2 · 125 = 2,8 т/ч
Gд
= 2,8 + 0,9 (1,3 + 0,9) + 0,4 = 3,3 т/ч
. Определить тепловую
мощность котельной Qк, МВт:
к
= Д' (iп - iпв) · 10 -3
где Д' - суммарная
паропроизводительность котельной, кг /с
,
где iпв, iп
- энтальпия питательной воды и перегретого пара за котлоагрегатом.
кг /ск = 3,6
(2855 - 335) · 10 -3 = 9,1 МВт
. Тепловая мощность,
расходуемая на собственные нужды и потери, кВт
кВт
Процент собственных нужд
и потерь:
4.3
Подбор оборудования котельной
. Подбор питательного насоса.
Питательные насосы подбирают по специальным каталогам, для чего определяют
производительность, напор и мощность электродвигателя.
Производительность питательного
насоса, кг/с
Дпн =
1,2 · Д' (1 + qпр + qк),
где 1,2 -
коэффициент запаса по производительности; qnp - потери на
продувку, qnp=0,01 · р (р - процент продувки); qк - потери в котельной, qк = 0,01 · Кп.
Дпн =
1,2 · 3,6 (1 + 0,02 + 0,04) = 4,6 кг/с
Создаваемый насосом
напор должен быть несколько выше давления в котле. Величину его, Мпа, можно
рассчитать по формуле
Hк = Pк + Hc,
где Рк -
давление воды на выходе в котел; Рк = Рп + 0,2, МПа; Нс
- полное сопротивление в сети на участке от питательного бака до места ввода
воды в котел, примерно равное 0,1 - 0,4 МПа.
Hк = 14,2 + 0,1
= 14,3 МПа
Для выбора
электродвигателя следует определить мощность питательного насоса, кВт:
,
где ηн - КПД насоса, равный 0,65 - 0,85.
кВт
. Подбор сетевых
насосов. Производительность сетевого насоса, кг/с, определяют из уравнения
теплового баланса для сетевого подогревателя:
,
где G - расход сетевой воды, т/ч.
кг/с
Расчетный напор сетевого
насоса, МПа:
Нн = 1,2 ·
ΔРсет,
где ΔРсет
- перепад давления в теплосети, МПа.
Нн = 1,2 ·
0,54 = 0,63 МПа
Мощность на привод
сетевого насоса, кВт:
,
где 1,1 - коэффициент
запаса по мощности; ηсн - КПД насоса, примерно равный 0,65 - 0,85.
кВт
Количество выбранных
насосов равно расчетному плюс один, резервный.
4.4 Аэродинамический
расчет котельной
Исходные данные для
подбора вентилятора
Производительность
вентилятора, м³/с:
,
где 1,1 -
коэффициент, учитывающий утечки в воздуховоде; а"т -
коэффициент избытка воздуха в топке; Вр - расчетный расход топлива,
кг/с; Vo - количество теоретически необходимого воздуха для сгорания 1 кг
топлива при 0°С и 760 мм рт. ст. м³/с; txв - температура холодного
воздуха,°С; tхв=30°С; Р -
барометрическое давление в районе размещения котельной, мм рт. ст. Разница
между Р и Ро - 760 мм рт. ст. - обычно мала и поэтому поправку на
давление 760/P принимают равной единице.
м³/с
Напор, развиваемый
вентилятором, численно больше величины гидравлического сопротивления
всасывающей трубы вентилятора:
,
где Σξ - сумма коэффициентов
сопротивлений всасывающей трубы; Wвс.тр - скорость воздуха в
трубе, м/с; рв - плотность воздуха при txв, кг/м³.
Скорость воздуха
принимают 5-10 м/с. Исходя из принятого значения скорости, определяют площадь
сечения воздуховода, м²:
м²
Сумма коэффициентов
сопротивлений воздуховода
,
где ξвх=
0,5 и ξвых= 1 - соответственно значения коэффициентов входа и выхода; ξпов
- значения коэффициента при поворотах.
Расчет гидравлического
сопротивления воздушного короба
Расчет производят
аналогично расчету гидравлического сопротивления всасывающей трубы. Скорость
воздуха в коробе принимают также равной 5-10 м/с. Размеры короба, его
конфигурацию определяют из компоновки котельной, поскольку он размещен между
вентилятором и горелками котла.
м²
Па
Подбор вентилятора
Гидравлическое
сопротивление воздушного тракта, Па:
Sвт
= ΔSвс.тр
+ Sвк +
Sг,
где Sвк - гидравлическое сопротивление воздушного короба, Па; Sг - гидравлическое сопротивление топочного устройства: горелки при
сжигании газа (Sг =
1000-1200 Па).
Sвт
= 110,6 + 46,5 + 1100 = 1257,1 Па
Мощность на привод
вентилятора, кВт:
,
где ηвепт
- КПД вентилятора при полном давлении.
Тип вентилятора выбирают
по производительности и полному напору. При этом производительность, м³/ч,
определяют с пересчетом:
V'в
= 3600 ·Vв;
V'в
= 3600 ·1,9 = 6840 м³/ч
соответственно напор,
МПа:
кВт
Подбор дымососа
Количество уходящих
газов, м³/с:
где Vух - объем продуктов сгорания, покидающих котел, м³/кг;
tух - температура уходящих газов,°С.
м³/с
Напор, создаваемый
дымососом, Па:
Sд
≥ Sк
+ Sэк +
Sб + Sд.тр -
hc,
где Sк, Sэк, Sб,
Sд.тр - гидравлическое сопротивление газового тракта котла (табл. 2.3),
экономайзера, борова уходящих газов, дымовой трубы, Па; hc -
самотяга дымовой трубы.
Гидравлическое
сопротивление экономайзера, Па:
Здесь ρух
- плотность уходящих газов при tух:
,
где ρ0
= 1,3 кг/м³; сумма коэффициентов гидравлических сопротивлений экономайзера,
кг/м³
Σξэк
= ξвх+ ξвых + ξряда · n1 +
ξпов · n2,
где ξряда
- коэффициент гидравлического сопротивления одного ряда труб
экономайзера (ξряда= 0,5); n1
- число рядов труб по ходу газов; n2
- число поворотов по ходу газов (на 180°) в газоходе экономайзера.
Σξэк
= 0,5+1 + 0,5 · 2 + 2 ·
2 = 5,5
Па
Гидравлическое
сопротивление дымовой трубы, Па:
,
Па
При выборе дымовых труб
для котельных, работающих на газе, расчетной величиной является H3min,
м.
К установке принимают
трубы из кирпича и железобетона, имеющие следующие диаметры (устья) выходных
отверстий, м: 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,4; 3,0; 3,6; 4,2; 4,8; 5,4; 6,0; 6,6; 7,2;
7,8; 8,4; 9,0; 9,6. Высоту дымовых труб принимают: 30,0; 45; 60; 75; 90; 120;
150 и 180 м.
Самотяга дымовой трубы
при движении газов снизу вверх имеет противоположный знак по сравнению с ее
сопротивлением. Абсолютное значение самотяги, Па:
hс
= Hтр·
q(ρв - ρух),
где q - ускорение свободного падения.
hс
= 45· 9,8 (1,3 - 0,82) = 195 Па
Во избежание
проникновения дымовых газов в толщу конструкций кирпичных и железобетонных труб
не допускается положительное статическое давление на стенки газоотводящего
ствола. Для этого определяющий критерий должен быть меньше 10.
Определяющий критерий
,
где d0 - внутренний выходной диаметр трубы; h0
- динамический напор, создаваемый продуктами сгорания в выходном сечении трубы,
Па:
,
Па
- условие выполняется
Производительность
дымососа с запасом 20%, м³/с
м³/с
Мощность, потребляемая
на привод дымососа, кВт:
,
где 1,2 - коэффициент
запаса; ηдым - КПД дымососа.
кВт
Выбираем дымосос ДН - 24
4.5 Выбор и расчет схемы
водоподготовки
. Производительность
котельной Д, т/ч, при давлении 1,4 МПа равна 13 т/ч
. Конденсат,
возвращаемый с производства, в количестве, определенном заданием, имеет
следующие характеристики:
сухой остаток Sкон = 10 мг/кг;
щелочность Щкон
= 0,1 мг-экв/кг;
жесткость общая Жкон
= 0.
. Исходная вода,
возмещающая потери конденсата, поступает из источника в количестве,
восполняющем потери воды сети и котельной с характеристиками согласно заданию:
сухой остаток Sив = 471 мг/кг;
общая жесткость Жкон
= 1,4 мг-экв/кг;
некарбонатная постоянная
Жнк = 4,7 мг-экв/кг.
Щелочность принимают
эквивалентной карбонатной жесткости, мг-экв/кг, т.е.
Щив = Жив
- Жнк
Щив = 4,7 -
1,4 = 3,3 мг-экв/кг
. Характеристики питательной
воды, являющейся смесью конденсата и добавки исходной воды (в том случае, когда
докотловая химическая очистка отсутствует):
сухой остаток, мг/кг
Sпв
= Sкон ·
β + Sив (l - β)
Sпв
= 10 · 0,9 + 471 (l
- 0,9) = 56,1 мг/кг
общая жесткость,
мг-экв/кг
Ж'пв = Жкон
· β + Жив(1 - β)
Ж'пв =4,7
· 0,9 + 1,4 (1 - 0,9) = 1,73 мг-экв/кг
щелочность, мг-экв/кг
Щпв = Щкон
· β + Щив(1 - β)
Щпв = 0,1·
0,9 + 3,3 (1 - 0,9) = 0,42 мг-экв/кг
5. Согласно правилам
Госгортехнадзора, для котлов производительностью более 0,7 т/ч, а также имеющих
экранные поверхности нагрева, обязательно применение докотловой химической
обработки исходной воды. При его применении необходимо соблюсти следующие
требования:
обеспечение размера
продувки из котлов не более 10% от Д;
относительная щелочность
котловой воды Щох - не должна быть более чем 20%;
содержание углекислоты в
паре - не более 20 мкг/кг.
Наиболее
распространенным методом умягчения воды для котельных с котлами малой мощности
является натрий-катионирование, которое снижает общую жесткость питательной
воды.
Определив величину общей
жесткости питательной воды для конкретного источника Ж'пв,
необходимо сравнить ее с допускаемой, которое составляет 
=
0,02 мг-экв/кг.
Условием обязательного
использования 2-ступенчатого натрий-катионирования является выполнение
неравенства
Относительная щелочность
котловой воды, %:
,
где Щох -
относительная щелочность химически очищенной воды, %; Sx
- сухой остаток химически очищенной воды, мг/кг, который несколько больший, чем
сухой остаток исходной воды,
Sx = (1,05 - 1,1) Sиc
Sx = (1,05 - 1,1) 471 = 1012 мг/кг
Так же как
относительная, абсолютная щелочность химически очищенной воды Щх,
мг-экв/кг, остается неизменной и равна щелочности исходной воды, т.e. Щх = Щив.
Содержание углекислоты в
паре определяют в зависимости от щелочности исходной воды, мкг/кг:
СО2 = 22 · Щив
(1 - β) ·1,7
СО2 = 22 ·
3,3 (1 - 0,9) ·1,7 = 12,5 мкг/кг
Полученные значения
относительной щелочности Щок и содержания СО2 сравнивают
с нормативными значениями, указанными выше. Использование 2-ступенчатого
натрий-катионирования необходимо практически во всех
производственно-отопительных котельных, так как возврат конденсата β
в них всегда меньше 1.
. Расчет и подбор
фильтров.
Ориентировочно
производительность химической водоподготовки с учетом продувки и собственных
нужд котельной, м³/ч:
Двод = 1,2 · Gxoв,
где Gxoв
- количество химочищенной воды, возмещающей потери конденсата, т/ч.
Двод = 1,2 ·
2,7 = 3,3 м³/ч
В качестве катионита в
фильтрах используют сульфоуголь с обменной способностью Е = 300 г.-экв/кг.
Рекомендуется выбирать фильтры исходя из следующих условий:
число фильтров первой
ступени n1 не более четырех, при этом один из них - резервный, т.е. (n1+ 1) ≤ 4;
число фильтров второй
ступени, п2 = 1-2 шт.;
число регенераций
каждого фильтра не должно быть более трех в сутки, т.е. одного раза в смену.
Скорость фильтрации в
фильтрах первой ступени принимают в пределах Wдоп
= 5-10 м/ч, а в фильтрах второй ступени она может быть принята равной или менее
30 м/ч.
Рассчитываем количество
фильтров, шт., первой ступени:
,
где fф1 - сечение фильтра, м²
м²
Принимаем 2 фильтра ФИП
0,7-0,7
После прохождения через
фильтры первой ступени вода снижает свою первоначальную жесткость до 0,2-0,1
мг-экв/кг. Общее количество солей жесткости, г-экв/сут, поглощаемое в фильтрах
первой ступени, при конечной жесткости 0,2 мг-экв/кг составляет:
А1 = (Жив
- 0,2) Двод · 24
А1 = (4,7
- 0,2) 3,3 · 24 = 350 мг-экв/кг
Объем сульфоугля в
каждом фильтре, м³:
,
где Н - высота загрузки
фильтра, м.
м³
Число регенераций
натрий-катионитных фильтров первой ступени в сутки, рег/сут
,
рег/сут
а каждого фильтра первой
ступени, рег/сут:
рег/сут
Межрегенерационный
период, ч
ч
Жесткость воды,
поступающей на фильтры второй ступени, была принята равной 0,2 мг-экв/кг, а ее
содержание на выходе из фильтра - нулю, следовательно, количество солей
жесткости, поглощаемое в фильтре второй ступени, г-экв/сут:
A2
= 0,2 · Двод · 24;
A2
= 0,2 · 3,3 · 24 = 15,6 г-экв/сут
число регенераций
фильтров второй ступени в сутки
;
рег/сут
на один фильтр
рег/сут
межрегенерационный
период работы фильтра, ч
ч
. Определение расхода
соли, необходимого для регенерации.
Расход соли на одну
регенерацию, кг/рег
,
где а - удельный расход
соли, принимается 200-235 г./г-экв обменной способности катионита.
кг/рег
Объем 26%-ного раствора
соли на одну регенерацию, м³
,
где ρ
- плотность раствора соли при t
= 20°С; ρ = 1,2 т/м³; Р - содержание соли в растворе, % (26%).
м³
Расход технической соли
в сутки, кг/сут:
Gcym
= Gc. (Rl + R2)cym
= 46,2. (1,5 +0,04) =
72,2 кг/сут
Расход соли на
регенерацию фильтров в месяц, т/мес
т/мес
Резервуар мокрого
хранения соли, м³, находят из расчета месячного расхода с запасом в 50%, согласно
СНиП:
м³
Устанавливают
железобетонный резервуар вместимостью Vрез,
м³, размерами а × b
× c, м. Вместимость мерника раствора соли, м³,
принимают по расходу соли на регенерацию фильтров с запасом 30%, т.е.:
Vмер=1,3·Vc
Vмер=1,3·0,38
= 0,5 м³
Высоту мерника
желательно выполнять одинаковой с высотой резервуара хранения соли, т.е. в
данном случае равной с, м, а диаметр мерника
м
Заключение
В курсовом проекте рассчитана
отопительная котельная города Саратова, предназначенная для пароснабжения и
горячего водоснабжения и состоящая из 2-х котлов ДКВР - 6,5-13-250.
В результате разработки курсового
проекта были проведены следующие расчеты и на их основе сделаны выводы:
Тепловой расчет котельной установки
- этот раздел включает сведения о составе используемого топлива, расчет
теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания на 1 м³ топлива, расчет
действительных объемов воздуха и продуктов сгорания при а>1 определение
энтальпий воздуха и продуктов сгорания. Расчет этих величин необходим для
последующих расчетов. В конце расчета строится диаграмма, для последующего
определения энтальпий и температур воздуха в хвостовых поверхностях котельного
агрегата.
Расчет теплового баланса - в него
входят уравнение теплового баланса теплогенератора и определение расхода
топлива, конструктивный расчет котла, в котором рассчитывается конструкция и
геометрические характеристики поверхностей нагрева котла, и проверочный
тепловой расчет, в котором по заданной конструкции и геометрическим
характеристикам поверхности нагрева котла для конкретного вида топлива
определяется реальная производительность котла и экономичность работы. Для чего
определяют: тепловые потерн, КПД котла, расход топлива, скорости теплоносителя,
воздуха и продуктов сгорания, температуры теплоносителя и продуктов сгорания,
коэффициенты теплоотдачи и теплопередачи элементов поверхностей нагрева котла.
В конце теплового расчета теплогенератора определяют абсолютную невязку
теплового баланса ΔQ, далее определяют относительную
невязку, %, которая при правильном расчете не превышает 0,5%. Проверочный
расчет выполнен для оценки показателей эффективности, выбора вспомогательного
оборудования и нахождения значений необходимых для дальнейших расчетов.
- Расчет и подбор оборудования
котельной - целью является определение количества котельных агрегатов, их
суммарная производительность, а также расчет аэродинамического и
гидравлического сопротивления котельной установки. По результатам этого расчета
выбираются типоразмеры дымососов, вентиляторов, питательных и сетевых насосов,
а также электродвигателей к ним.
- Выбор и расчет схемы
водоподготовки - целью этого расчета является определение характеристик питательной
воды, являющейся смесью конденсата и добавки исходной воды. По результатам
этого расчета выбирают схему химводоочистки, а также оборудование: фильтры
первой и второй ступени, солерастворитель, деаэратор. В данной
курсовой работе выбрана двухступенчатая схема (устанавливается два фильтра на
первую ступень, один на вторую и резервный).
Повышение надежности и экономичности
систем теплоснабжения зависит от работы котельных агрегатов, рационально
спроектированной тепловой схемы котельной, широкого внедрения энергосберегающих
технологий, экономии топлива, тепловой и электрической энергии.
Библиографический
список
1. Делягин Г.Н. Теплогенерирующие
установки / Г.Н. Делягин. - М.: Стройиздат, 1986. - 560 с.
. Роддатис К.Ф. Котельные установки:
учеб. пособие / К.Ф. Роддатис. - М.: Энергия, 1977. - 432 с.
. Роддатис К.Ф. Справочник по
котельным установкам малой производительности / К.Ф. Роддатис, А.Н.
Полтарецкий. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 488 с.
. Эстеркин Р.И. Котельные установки:
Курсовое и дипломное проектирование: учеб. пособие / Р.И. Эстеркин. - Л.:
Энергоатомиздат, 1989. - 280 с.
. Александров В.Г. Паровые котлы
малой и средней мощности / В.Г. Александров. - Л.: Энергия, 1972. - 200 с.
. Щеголев М.М. Котельные установки:
учеб. пособие для вузов / М.М. Щеголев, Ю.Л. Гусев, М.С. Иванова. - М.:
Стройиздат, 1972. -384 с.
7. Ривкин С.Л. Теплофизические
свойства воды и водяного пара / С.Л. Ривкин, А.А. Александров. - М.: Энергия,
1980. - 424 с.
. Котлы малой и средней мощности и
топочные устройства: отраслевой каталог 15-83. - М.: НИИинформэнергомаш, 1983.
- 226 с.
9. Котлы малой и средней мощности и топочные устройства:
отраслевой каталог. - М.: НИИинформэнергомаш, 1987. - 208 с.
10. Аэродинамический расчет
котельных установок (нормативный метод). - Л.: Энергия, 1977. - 256 с.
. СНиП П-35-76.Ч.П, гл. 35.
Котельные установки. - М.: Госстрой СССР, 1977.