Расчет и выбор оборудования для котельной

Задание 1

Расчет тепловой схемы котельной

Расчёт падения давления в паропроводе

Для расчёта падения давления в паропроводе мы выбираем участок от котельной до промышленной зоны, которая находится на расстоянии 1500 метров. Теплоноситель для промышленной зоны - пар с давлением 0,6 МПа и температурой 158°С. Определяем внутренний диаметр паропровода.

 (1)

где D - расход пара, кг/ч;

V - удельный объём пара при заданных параметрах принимается из таблицы водяных паров, м³/кг;

W - скорость пара, м/с. Для насыщенного пара принимается 25-30 м/с.

Определяем действительную скорость пара в паропроводе.

 (2)

где D - расход пара, кг/ч;

V - удельный объём пара, м³/кг;

d_вн - внутренний диаметр трубы подобранный по ГОСТ.

Определяем коэффициент сопротивления трения.

 (3)

где К_э - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубы, м. Для паропроводов К_э = 0,0002 м.

d_вн - внутренний диаметр трубы, м;

Определяем удельную потерю на трение.

 (4)

где r - плотность теплоносителя при его заданных параметрах, кг/м^3;

W - действительная скорость пара, м/с;

d_вн - внутренний диаметр трубы, м;

Определяем эквивалентную длину, характеризующую местные сопротивления.

 (5)

где l - общая длина рассчитываемого участка, м;

a - коэффициент, учитывающий падение давления в местных сопротивлениях по отношению к падению давления на трение, определяется в зависимости от конструкции компенсатора (лит.1, таблица 9,2), a = 0,5

Определяем приведённую длину паропровода

 (6)

где l_эк - эквивалентная длина, м;

l - общая длина, м;

Определяем потерю давления в паропроводе от трения и местных сопротивлений.

 (7)

где Dh - удельная потеря на трение, Па/м;

l_пр - приведённая длина паропровода, м;

Таблица 1

Расчёт снижения температуры в паропроводе

Определяем падение температуры в паропроводе

 (8)

где D - расход пара, т/ч;

С_р - истинная удельная теплоёмкость насыщенного пара при заданных параметрах, КДж/(кг×К) принимаем из таблицы водяных паров = 2,04 КДж/(кг×К).

Таблица 2

Определение потери теплоты от наружного охлаждения трубопровода

 (9)

где q_уд - полная удельная потеря теплоты изолированным паропроводом; (из литер.1 табл. 9.3)

q_уд - удельная потеря теплоты, Вт/м×К; (из таблицы 2 = 0,98 Вт/м×К)

t_ср - средняя температура пара в паропроводе, °С (принимаем 158°С)

t_ок - температура окружающей среды. В непроходных каналах принимается равной 0 °С

l - длина паропровода, м; (из таблицы 2 = 1500м)

Определяем количество образующегося конденсата при транспортировке насыщенного пара.

 (10)

где Q - потеря теплоты от наружного охлаждения паропровода, КВт;

r - скрытая теплота парообразования при среднем давлении пара в паропроводе, КДж/кг; (из таблицы водяных паров, = 2087 КДж/кг)

Определяем полный часовой расход насыщенного пара.

 (11)

где D_t - расход пара, т/ч; (из таблицы 2 =8 т/ч)

D_кон - количество образующегося конденсата при транспортировке насыщенного пара, т/ч;

Расчёт тепловой схемы

Отпуск пара технологическим потребителям часто производится от котельных, называемых производственными. Эти котельные обычно вырабатывают насыщенный или слабо перегретый пар с давлением от 1,4 до 2,4 МПа. Пар используется технологическими потребителями и в небольшом количестве - на приготовление горячей воды, направляемой в систему теплоснабжения.

Принципиальная тепловая схема производственной котельной с отпуском небольшого количества теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения в закрытую систему теплоснабжения показано на чертёжном листе.

Насос сырой воды подаёт воду в охладитель продувочной воды, где она нагревается за счёт теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до температуры 20-30°С в пароводяном подогревателе сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированной воды и подогревается до определенной температуры. Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогревателе паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть химически очищенной воды проходит через охладитель выпара деаэратора.

Подогрев сетевой воды производится паром в двух последовательно включённых сетевых подогревателях. Конденсат от всех подогревателей направляется в головку деаэратора, в которую также поступает конденсат, возвращаемый внешними потребителями пара.

Подогрев воды в атмосферном деаэраторе производится паром от котлов и паром из расширителя непрерывной продувки. Непрерывная продувка от котлов используется в расширителе, где котловая вода сбрасывается в продувочный колодец (барботёр).

Деаэрированная вода с температурой 105°С питательным насосом подаётся в паровые котлы. Подпиточная вода для систем теплоснабжения забирается из того же деаэратора, охлаждаясь в охладителе деаэрированной воды да 70°С перед поступлением к подпиточному насосу. Использование общего деаэратора для приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них. В котельных с паровыми котлами, как правило, устанавливаются деаэраторы атмосферного типа.

Для технологических потребителей, использующих пар более низкого давления по сравнению с паром, вырабатываемым котлоагрегатами, и для подогревателей собственных нужд в тепловых схемах котельных предусматривается редукционная установка для снижения давления пара (РУ) или редукционно-охладительная установка для снижения давления и температуры пара (РОУ).

Расчёт тепловой схемы производственной котельной с паровыми котлами выполняется для четырёх режимов: максимально-зимнего, наиболее холодного месяца, для средней температуры и летнего.

Расчёт тепловой схемы производится в следующей последовательности:

Заполняем таблицу с исходными данными для расчёта тепловой схемы котельной с паровыми котлами, работающей на закрытую систему теплоснабжения.

Таблица 3

Исходные данные для расчёта тепловой схемы

Определение коэффициента снижения расхода теплоты на отопление

 (12)

где t_вн - температура внутри зданий, °С; (принимается равной 18 °С)

t_н - температура наружного воздуха, °С; (из таблицы 3)

t_ро - расчётная температура наружного воздуха для данного города при расчёте системы отопления, °С; (из таблицы 3)

Определяем расход воды на подогреватели сетевой воды.

 (13)

где Q - расчётная тепловая нагрузка потребителей системы теплоснабжения, МВт; (из таблицы 3 = 12,4 + 10 = 22,4 МВт)

t₁ и t₂ - температура воды перед сетевыми подогревателями и после них, °С;

t₁ = 150°С

t₂ = 70°С

Определяем расход пара на подогреватели сетевой воды.

 (14)

где G - расход воды на подогреватели сетевой воды, т/ч;

t₁ и t₂ - температура воды перед сетевыми подогревателями и после них, °С;

i^``_poy - энтальпия редуцированного пара перед подогревателями сетевой воды, КДж/м; (из таблицы 3)

i_к - энтальпия конденсата возвращаемого потребителем, КДж/м (из таблицы 3)

h - коэффициент полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1 = 0,98)

Определяем расход редуцированного пара внешними потребителями

 (15)

где D_T - расход редуцированного пара внешними технологическими потребителями, т/ч; (из таблицы 3 = 12т/ч)

D_псв - расход пара на подогреватели сетевой воды, т/ч;

Определяем суммарный расход свежего пара внешними потребителями.

 (16)

где D^``_poy - расход редуцированного пара внешними потребителями, т/ч;

i^``_poy - энтальпия редуцированного пара перед подогревателями сетевой воды, КДж/кг; (3.14)

i^`_poy - энтальпия свежего пара, КДж/кг; (из таблицы 3 = 2790 КДж/кг)

i_пв - энтальпия питательной воды, КДж/кг; (из таблицы 3 = 435 КДж/кг)

D^``_poy - расход пара перед РОУ, т/ч;

 (17)

где D^`_t - расход пара на технологические нужды, т/ч; (из таблицы 3)

Определяем количество воды, впрыскиваемое в редукционно-охладительную установку.

 (18)

где D^``_poy - расход пара перед РОУ, т/ч;

i_пв - энтальпия питательной воды, КДж/кг;

i^`_poy - энтальпия свежего пара, КДж/кг;^``_poy - энтальпия редуцированного пара перед подогревателями сетевой воды, КДж/кг;

Определяем расход пара на собственные нужды

 (19)

где D_вн - из 17формулы.

К_сн - расход пара на собственные нужды котельной в процентах расхода пара внешними потребителями; рекомендуется принимать его равным 5-10%.

Определяем расход пара на покрытие потерь в котельной

 (20)

где К_п - расход пара на покрытие потерь в котельной, %; (принимаем равным 3%)

D_вн - из 17

D^`_сн - расход пара на собственные нужды котельной, т/ч;

Определяем суммарный расход пара на собственные нужды.

 (21)

где D^`_сн - расход пара на собственные нужды котельной, т/ч;

D_п - расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч;

Определяем суммарную паропроизводительность котельной

 (22)

где D_сн - суммарный расход пара на собственные нужды котельной, т/ч;

D_вн - из 17формулы

Определяем потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной.

 (23)

где b - доля кондкнсата, возвращаемого внешними потребителями; (таблица 3 = 0,59)

К_к - потери конденсата в цикле котельной установки; (принимаем равной 3 %)

D_т - расход пара на технологические нужды, т/ч; (из таблицы 3 = 12 т/ч)

D^`_т - расход пара на технологические нужды, т/ч; (из таблицы 3 = 0 т/ч)

D - суммарная паропроизводительность котельной, т/ч;

Определяем расход холодной воды

 (24)

где К_тс - потери воды в теплосети, %; (принимаем равной 2%)

G_к^пот - потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч;

G - расход воды на подогреватели сетевой воды, т/ч;

Определяем расход сырой воды

 (25)

где К_хов - коэффициент, учитывающий расход сырой воды на собственные нужды химво- доочистки; (принимаем равным 1,25)

G_хов - расход холодной воды, т/ч;

 (26)

где r_пр -непрерывная продувка котла, %; (из тиблицы 3 = 3%)

D - суммарная паропроизводительность котельной, т/ч;

Определяем количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки

 (27)

где G_пр - количество воды, поступающей в расширитель непрерывнеой продувки, т/ч;

i_кв - энтальпия котловой воды, КДж/кг; (из таблицы 3 = 828 КДж/кг)

i^``_расш - энтальпия пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, КДж/кг; (из таблицы 3 = 2691 КДж/кг)

х - степень сухости пара, выходящего из расширителя непрерывной продувки; (принимаем равной 0,98)

i^`_расш = i_пв - энтальпия питательной воды, КДж/кг; (из таблицы 3 = 435 КДж/кг)

Определяем количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки.

 (28)

где G_пр - количество воды, поступающей в расширитель непрерывнеой продувки, т/ч; (3.26)

D_расш - количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч; (3.27)

Определяем температуру сырой воды после охладителя непрерывной продувки

 (29)

где G_расш - количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч; (3.28)

i^`_расш = i_пв - энтальпия питательной воды, КДж/кг; (из таблицы 3 = 435 КДж/кг)

h - коэффициент полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1, = 0,98)

i^``_пр - 210 КДж/кг;

G_св - расход сырой воды, т/ч;

t_св - температура холодной воды, °С; (принимаем 5 °С)

Определяем расход пара на подогреватель сырой воды.

 (30)

где G_св - расход сырой воды, т/ч;

h - коэффициент полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1, = 0,98)

t^`_хов - энтальпия сырой воды после подогревателя, определяется для температуры воды в пределах 20 - 30 °С, КДж/кг; (принимаем равной 84 КДж/кг)

i^`_poy - энтальпия редуцированного пара, КДж/кг; (из таблицы 3 = 2970 КДж/кг)

i^{`</sup><sub>св</sub> - энтальпия сырой воды после охладителя непрерывной продувки, определяется по температуре t<sup>`}_св, КДж/кг; (из литер.1, = 39,79 КДж/кг)

i_к^poy - энтальпия конденсата, КДж/кг; (из таблицы 3 = 669 КДж/кг)

Определяем температуру химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды.

 (31)

где G - расход воды на подогреватели сетевой воды, т/ч; (13)

h - коэффициент полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1, = 0,98)

t^`_хов - температура химически очищенной воды перед охладителем деаэрированной воды, °С; (из таблицы 3 = 20°С)

t_пв - температура питательной воды, °С; (из таблицы 3 = 105°С)

t₂ - температура деаэрированной воды после охладителя, °С; (принимается равной 70°С)

G_хов - расход холодной воды, т/ч;

Определяем расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором.

 (32)

где G_хов - расход холодной воды, т/ч;

h - коэффициент полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1, = 0,98)

i^``_poy - энтальпия редуцированного пара, КДж/кг; (из таблицы 3 = 2757 КДж/кг)

i_к^poy - энтальпия конденсата, КДж/кг; (из таблицы 3 = 669 КДж/кг)

i_к - энтальпия химически очищенной воды после подогревателя, КДж/кг; (принимаем равной 336 КДж/кг)

i^``_хов - энтальпия химически очищенной воды перед подогревателем, КДж/кг; (принимаем равной 91,1 КДж/кг)

Определяем суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора.

 (33)

где G_хов - расход холодной воды, т/ч;

D_хов - расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч;

D_св - расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч;

D_расш - количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч;

D_псв - расход пара на подогреватели сетевой воды, т/ч;

D_т - расход пара на технологические нужды, кг/ч;

D^`_т - расход пара на технологические нужды, кг/ч; (из таблицы 3 = 0 кг/ч)

b -возврат конденсата технологическим потребителям;(из таблицы 3= 0,59)

Определяем среднюю температуру в деаэраторе

 (34)

где G_хов - расход холодной воды, т/ч;

i_к - энтальпия химически очищенной воды после подогревателя, КДж/кг; (принимаем равной 336 КДж/кг)

D_расш - количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч;

i_к^poy - энтальпия конденсата, КДж/кг; (из таблицы 3 = 669 КДж/кг)

D_св - расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч;

D_хов - расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч;

b - возврат конденсата технологическим потребителям; (из таблицы 3 = 0,59)

i^``_расш - энтальпия пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, КДж/кг; (из таблицы 3 = 2691 КДж/кг)

D_псв - расход пара на подогреватели сетевой воды, т/ч;

G_д - суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч

(33)

Определяем расход греющего пара на деаэратор.

 (35)

где G_д - суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч

i^`_д - средняя температура в деаэраторе, °С;

i^``_poy - энтальпия редуцированного пара, КДж/кг; (из таблицы 3= 2757 КДж/кг)

h - коэффициент полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1, = 0,98)

i_пв - энтальпия питательной воды, КДж/кг; (из таблицы 3 = 435 КДж/кг)

Определяем расход редуцированного пара на собственные нужды котельной

 (36)

где D_хов - расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч;

D_св - расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч;

D_д - расход греющего пара на деаэратор, т/ч

Определяем расход свежего пара на собственные нужды котельной

 (37)

где G_сн^poy - расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч

i_пв - энтальпия питательной воды, КДж/кг; (из таблицы 3 = 435 КДж/кг)

i^``_poy - энтальпия редуцированного пара, КДж/кг; (из таблицы 3 = 2757 КДж/кг)

i^`_poy - энтальпия редуцированного пара, КДж/кг; (из таблицы 3 = 2970 КДж/кг)

Определяем действительную паропроизводительность котельной с учётом расход на собственные нужды и потери пара в котельной.

 (38)

где D_вн - из 3.17

D_сп - расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч; (3.37)

К_п - процент непрерывной продувки котла, %; (из таблицы 3.3, = 3%)

Определяем невязку с предварительно принятой паропроизводительностью котельной.

 (39)

где D_к - действительная паропроизводительность котельной с учётом расхода

на собственные нужды и потери пара в котельной, т/ч;

D - суммарная паропроизводительность котельной, т/ч;

Невязка не должна превышать 3%. Если она меньше этого, то расчёт считается законченным.

Аналогично рассчитывается оставшиеся три режима работы котельной. Данные расчётов заносятся в таблицу.

Таблица 4

Расчет тепловой схемы котельной

По общей производительности определяем установленное количество котлоагрегатов в котельной

 (40)

где D_к - действительная паропроизводительность котельной с учётом расход на собственные нужды и потери пара в котельной, т/ч (принимается при максимально зимнем режиме); (из таблицы 4 = 50,1847 т/ч)

D - паропроизводительность одного котлоагрегата, т/ч; (для котла ДЕ 16-14, = 16 т/ч)

паропровод паропроизводительность котлоагрегат дымосос

Задание 2

Расчет Na-катионитовых фильтров второй ступени

Рис. 5. Схема Na-катионитовой установки

1. Na - катионитовый фильтр

2. Трубопровод умягчённой воды

3. Задвижки

4. Солерастворитель

5. Трубопровод не умягчённой воды

6. Бак для взрыхления Na - катионитового фильтра

В обеих ступенях установки принимаем однотипные конструкции фильтров по два в каждой ступени.

Определяем диаметр фильтра. М

 (35)

где f_p - площадь фильтрации, м²; Рассчитывается по формуле:

 (36)

где G_хов - расход холодной воды, т/ч; (13)

W_ф.мах - максимальная скорость регенерации, м/ч; (равняется 15 м/ч)

Принимаем стандартный фильтр марки ФИПаI-1,5-0,6-Na с диаметром фильтра 1500 мм, высота 2000 мм, толщина стенки 8 мм, Бийского котельного завода, f=1,766.

Определяем нормальную действительную скорость фильтрации. м/ч

 (37)

где G_хов - расход холодной воды, т/ч; (13)

f - площадь фильтрации стандартного фильтра, м²;

Определяем количество солей жёсткости подлежащих удалению, г. экв/сут

 (38)

где G_хов - расход холодной воды, т/ч; (13)

Определяем число регенераций фильтра в сутки. 1/сут

 (39)

где А₂ - количество солей жёсткости подлежащих удалению, г.экв/сут; (38)

V - объём катионита в фильтре, м³; (равняется 3,54 м³)

Определяем межрегенерационный период работы фильтра, час

 (40)

где n - количество работающих фильтров, шт;

R₂ - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (39)

Определяем расход 100% соли на одну регенерацию фильтра второй ступени, кг/рег

 (41)

где V - объём катионита в фильтре, м³; (равняется 3,54 м³)

Е - рабочая объёмная способность сульфоугля, г.экв/м³; (равняется 300 г.экв/м³)

g_с - удельный расход соли на одну регенерацию; (равняется 350)

Определяем объём 26% насыщенного раствора на одну регенерацию. м³

 (42)

где G_c - расход 100% соли на одну регенерацию фильтра второй ступени, кг/рег; (41)

r - плотность раствора соли при 20°С, кг/м³; (равняется 1200 кг/м³)

Определяем расход технологической соли за сутки, кг/сут;

 (43)

где G_c - расход 100% соли на одну регенерацию фильтра второй ступени, кг/рег; (122)

R₂ - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (39)

Определяем расход технологической соли за месяц, кг/мес;

 (44)

где G_сут2 - расход технологической соли в сутки, кг/сут; (43)

Определяем расход воды на регенерацию Na - катионитового фильтра, м³

 (45)

где G_взр - расход воды на взрыхляющую промывку фильтра, м³; Рассчитывается по формуле:

 (46)

где f - площадь фильтрации стандартного фильтра, м²; (36)

G_рег - расход воды на приготовление регенерационного раствора соли, м³; Рассчитывается по формуле:

 (47)

где G_c - расход 100 % соли на одну регенерацию фильтра второй ступени, кг/рег; (31)

G_отм - расход отмывочной воды, м³; Рассчитывается по формуле:

 (48)

где V - объём катионита в фильтре, м³; (равняется 3,54 м³)

Определяем расход воды в сутки. м³/сут

 (49)

где G_в - расход воды на регенерацию Na - катионитового фильтра, м³; (35)

R₂ - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (29)

Расчет Na-катионитовых фильтров первой ступени

Определяем скорость фильтрации, м/ч

 (50)

где G_хов - расход холодной воды, т/ч; (13)

f - площадь фильтрации стандартного фильтра, м²;

Определяем количество солей жёсткости подлежащих удалению, г.экв/сут

 (51)

где G_хов - расход холодной воды, т/ч; (13)

Определяем число регенераций фильтра в сутки, 1/сут

 (52)

где А₁ - количество солей жёсткости подлежащих удалению, г.экв/сут; (41)

V - объём катионита в фильтре, м³; (равняется 3,54 м³)

Е - рабочая объёмная способность сульфоугля, г.экв/м³; (равняется 300г.экв/м³)

Определяем число регенераций каждого фильтра за сутки. 1/сут

 (53)

где R₁ - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (42)

Определяем межрегенерационный период работы фильтра, час

 (54)

где n - количество работающих фильтров, шт;

R₁ - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (42)

Определяем расход 100% соли на одну регенерацию фильтра первой ступени.кг/рег

 (55)

где V - объём катионита в фильтре, м³; (равняется 3,54 м³)

Е - рабочая объёмная способность сульфоугля, г.экв/м³; (равняется 300 г.экв/м³)

g_с - удельный расход соли на одну регенерацию; (равняется 350)

Определяем объём 26 % насыщенного раствора на одну регенерацию. м³

 (56)

где G_c - расход 100% соли на одну регенерацию фильтра первой ступени, кг/рег; (45)

r - плотность раствора соли при 20°С, кг/м³; (равняется 1200 кг/м³)

Определяем расход технологической соли за сутки, кг/сут

 (57)

где G_c - расход 100% соли на одну регенерацию фильтра первой ступени, кг/рег; (136)

R₁ - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (42)

Определяем расход технологической соли за месяц, кг/мес;

 (58)

где G_сут1 - расход технологической соли в сутки, кг/сут; (47)

Определяем расход воды на взрыхляющую промывку фильтра и отмывку катионита первой ступени, м³

Расход воды на взрыхляющую промывку фильтра и отмывку катионита первой ступени принимаем равным соответственно расходам воды на фильтр второй ступени:

Определяем расход воды на приготовление регенерационного раствора соли, м³

 (59)

где G_c - расход 100 % соли на одну регенерацию фильтра второй ступени, кг/рег; (45)

Определяем расход воды на регенерацию Na - катионитового фильтра, м³

 (60)

где G_рег - расход воды на приготовление регенерационного раствора соли, м³; (49)

G_отм - расход отмывочной воды, м³;

Определяем расход воды в сутки, м³/сут

 (61)

где G_рег - расход воды на приготовление регенерационного раствора соли, м³; (49)

R₁ - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (42)

Определяем среднечасовой расход воды на собственные нужды водоподготовительной установки, м³/ч

 (62)

где G_в1^сут - расход воды в сутки Na - катионитовых фильтров первой ступени, м³/сут; (41)

G_в2^сут - расход воды в сутки Na - катионитовых фильтров второй ступени, м³/сут; (39)

Расход соли за месяц, т/мес.

 (63)

Задание 3

Подбор оборудования котельной

Определение высоты дымовой трубы по условиям предельно допустимых концентраций вредных выбросов

Дымовые трубы бывают кирпичные, железобетонные и стальные.

В котельной, как правило, устанавливают одну дымовую трубу, но при соответствующем обосновании могут устанавливать две и более.

Для автономных котельных дымовые трубы выполняют газоплотными, изготавливают из металла и, как правило, с наружной тепловой изоляцией для предотвращения образования конденсата и люками для осмотра и чистки.

Металлические дымовые трубы изготавливают из стальных листов толщиной 3-15 мм. Труба состоит из отдельных звеньев, соединенных между собой сварными швами. Ствол трубы устанавливают на плите, закрепленной на фундаменте. Для придания устойчивости на высоте, равной 2/3H_ТР, устанавливают растяжки из стальной проволоки диаметром 5-7 мм.

Стальные трубы сооружают высотой не более 40 м. Недостатком стальной трубы является ее ограниченный срок службы (не более 10 лет), а при сжигании высокосернистого топлива - сокращается до 5 лет.

Высота дымовых труб при искусственной тяге определяется в соответствии с «Указаниями по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий» и «Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий». Высота дымовых труб при естественной тяге определяется на основании результатов аэродинамического расчета газовоздушного тракта и проверяется по условиям рассеивания в атмосфере вредных веществ. В случае использования в качестве резервного топлива твердого или жидкого расчет ведется для данных видов топлива.

Минимальное расчетное значение высоты дымовой трубы, м, по условиям предельно допустимых концентраций вредных выбросов в первом приближении определяется согласно [11] по формуле:

, (76)

,

где ПДК - предельная допустимая концентрация вредного вещества, мг/м³.

Значения ПДК различных вредных веществ представлены в табл. 8.1[11];

А-коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности, определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных веществ в атмосфере (А=240 для субтропической зоны Средней Азии; А=200 для Казахстана, Кавказа, Нижнего Поволжья, Сибири, Дальнего Востока; А=160 для районов Севера и Северо-Запада европейской части России, Среднего Поволжья, Урала и Украины; А=120 для Центральной европейской части России);₂ - масса оксидов серы S0₂ и S0₃ (в пересчете на S0₂), выбрасываемых в атмосферу, г/с;

,

,

_NO2 - масса оксидов азота (в пересчете на N0₂), выбрасываемых в атмосферу, г/с;_CO- масса оксида углерода, выбрасываемой в атмосферу, г/с;_З - масса летучей золы, г/с.объемный расход удаляемых продуктов сгорания, м³/с;

Δt =149-30=119 (°С) - разность между температурой выбрасываемых газов и температурой атмосферного воздуха, под которой понимается средняя температура самого жаркого месяца в полдень, °С, по климатологическим данным;- коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе (для газообразных примесей F=1, для пыли при степени улавливания более 90 % F=2, менее 90 % -2,5); Z-число дымовых труб

Масса оксидов азота М_NO2, г/с, определяется, согласно [11], по следующей формуле:

, (77)

,

где β₁-безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива и способа шлакозолоудаления на выход оксидов азота, принимается по табл. 8.2 [11];

r - степень рециркуляции продуктов сгорания в процентах расхода дутьевого воздуха, при отсутствии рециркуляции r=0;

β₂ - коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов сгорания в зависимости от условий подачи их в топку, принимается по табл. 8.3[11];

β₃ - коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок принимается равным 1, для прямоточных - 0,85);

К - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 ГДж теплоты сожженного условного топлива, кг/ГДж, определяемый по графикам рис. 8.5 и 8.6 [11] для различных видов топлива в зависимости от номинальной нагрузки котлов. При нагрузках, отличающихся от номинальной, коэффициент K следует умножить на (Q_ф/Q_н)^0,25 или на (D_ф/D_н), где Q_ф, и Q_н- фактическая и номинальная мощность, МВт; D_ф и D_н- номинальная и фактическая паропроизводительность, т/ч;

В_р- расход топлива всеми работающими котлами, кг/с или м³/с;

 - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг, МДж/м³;

q₄ - потери теплоты с механическим недожогом, принимаются для каждого конкретного топочного устройства по его паспорту или в первом приближении можно принять: для ручных колосниковых решеток- 4,5-9%; для шахтных топок; для сжигания дров- 1%; для сжигания торфа- 2%; для топок с шурующей планкой- 7-9%; для топок с пневмомеханическим забрасывателем и решеткой с поворотными колосниками- 7-10%, для топки с цепной решеткой прямого хода - 5-6%, обратного хода- 6-9%.

Диаметр устья дымовой трубы , м, определится:

, (79)

,

где V_TP - объемный расход продуктов сгорания через трубу от всех работающих котлов при температуре их в выходном сечении, м³/с (охлаждение продуктов сгорания в дымовой трубе не учитывается):

, (80)

,

где В - расход топлива одним котлом, кг/с или м³/с;

n - число установленных котлов;

V_г - суммарный объем продуктов сгорания, м³, получающийся при сжигании 1 кг твердого или 1 м³ газа;

t_УХ - температура уходящих газов за котлами, °С;_ВЫХ=20 м/с - скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы (принимается 12-20 м/с для искусственной тяги и 6-12 м/с - для естественной).

Для вычисления уточненной высоты дымовой трубы определяем значения коэффициентов f и v_M:

; (81)

;

, (82)

,

где Δt - разность температуры выбрасываемых газов и температуры наружного воздуха самого жаркого месяца в полдень.

Значение коэффициента m в зависимости от параметра f:

, (83)

.

Безразмерный коэффициент n в зависимости от параметра v_M:

при v_M < 0,3 n = 3;

при 0,3<v_M<2 ; (84)

при v_M > 2 n = 1.

Минимальную допустимую высоту дымовой трубы во втором приближении определяют:

, (85)

.

Аэродинамическое сопротивление дымовой трубы определяют следующим образом.

Скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы w_ВЫХ принимают равной значению, принятому в расчете минимально допустимой высоты трубы.

Определяют уменьшение температуры продуктов сгорания на 1 м трубы из-за их охлаждения, °С:

для стальных нефутерованных труб , (86)

где D - паропроизводительность всех котлов, кг/с.

В случае использования водогрейных котлов вместо D подставляется Q/2,5, где Q - общая теплопроизводительность котлов, МВт.

,

.

Температура продуктов сгорания на выходе из трубы, °С:

, (87)

,

где t_ух - температура уходящих газов за котлами, °С.

Диаметр основания трубы согласно [11], м:

, (88)

где i = 0,02-0,03 - конусность железобетонных и кирпичных труб; для стальных труб i = 0;  - диаметр устья трубы, см. формулу (79).

Средний диаметр дымовой трубы, м:

, (89)

Средняя температура дымовых газов в трубе согласно [11], °С:

, (90)

Площадь сечения дымовой трубы, рассчитанная по среднему диаметру согласно [11], м²:

, (91)

Средняя скорость газов в дымовой трубе , м/с:

, (92)

,

где V_TP - объем дымовых газов на выходе за котлами, м³/с;

t_CP - температура уходящих газов за котлами, °С (90).

Принимаем по СНиП II-35-76* «Котельные установки» стальную дымовую трубу со следующими характеристиками: H_TP=30м, D_У=1,2м.

Средняя плотность дымовых газов в трубе согласно [11], кг/м³:

, (93)

где ρ₀ =1,34 кг/м³ - плотность дымовых газов среднего состава при нормальных физических условиях.

Потери давления на трение в дымовой трубе согласно [11], Па:

, (94)

,

где λ - значение коэффициента трения, для кирпичных труб и каналов принимается 0,04, для железобетонных труб - 0,035, для металлических труб - 0,02.

Потери давления на выходе из дымовой трубы согласно [11], Па:

, (95)

Суммарные потери давления в дымовой трубе согласно [11], равны:

, (96)

Выбор вспомогательного оборудования

Производительностью дымососа называется объём продуктов сгорания, перемещённых в единицу времени.

Необходимая расчетная производительность дымососа определяется с учетом условий всасывания, т.е. избыточное давление или разряжение и температура перед машиной и представляет собой действительные объёмы продуктов сгорания (или воздуха который должен перемещать дымосос).

Таблица 7

Коэффициент запаса при выборе дымососа и вентилятора

Выбор дымососа

Определяем расчетную паропризводительность дымососа, м³/ч

 (55)

где - коэффициент запаса по производительности

расход продуктов сгорания

Определение расчетного давления, Па

 (56)

суммарное сопротивление газового тракта

ΔН_п= 20+168 = 188 Па

Н_р = 1,1*188 = 206,8 Па

По рассчитанным данным  выбираем дымосос по напорной характеристике в справочнике типа ДН - 11,2

Таблица 7

Технические характеристики дымососа типа ДН-11,2

Определяем мощность электродвигателя, кВт

 (57)

 кВт

Определяем установленную мощность дымососа, кВт

 (58)

 кВт

Выбор вентилятора

Определяем расчетную паропроизводительность вентилятора, м³/ч

 (59)

Определяем расчетный напор вентилятора, кПа

 (60)

Определяем мощность электродвигателя вентилятора, кВт

 (61)

 кВт

Определяем установленную мощность вентилятора, кВт

 (62)

 кВт

По рассчитанным данным  выбираем вентилятор по напорной характеристике в справочнике типа ВДН-9

Таблица 8

Технические характеристики вентилятора типа ВДН-9

Выбор питательного насоса

Определяем расчетную производительность, м³/ч

 (63)

 м³/ч

Определяем расчетный напор питательного насоса, МПа

 (64)

 МПа

Определяем мощность питательного насоса, кВт

 (65)

 кВт

Определяем установленную мощность питательного насоса, кВт

 (66)

 кВт

Таблица 9

Технические характеристики питательного насоса типа ПЭ-65-40