Проверочный расчет теплоагрегата. Компоновка котельной - Курсовая работа

В настоящее время для производства пара применяются котлы, вырабатывающие пар с давлением до 25 МПА (и даже до 31 МПА) и температурой до 570°С и производительностью до 4000 т/ч. На промышленных предприятиях имеются котельные установки, дополняющие технологические агрегаты, в которых пар вырабатывается за счет теплоты отходящих газов или теплоты, передаваемой их охлаждаемым элементам. Котел состоит из топочной камеры и газоходов, поверхностей нагрева, находящихся под внутренним давлением рабочей среды (воды, пароводяной смеси, пара): экономайзера, испарительных элементов, пароперегревателя. Топочная камера разделена кирпичной стенкой на собственно топку и камеру догорания, которая позволяет повысить КПД котла за счет снижения механического недожога. В нижнем барабане котла размещено устройство прогрева котла при пуске паром, состоящее из подводящей трубы с пароводяным эжектором.В результате была выбрана и просчитана тепловая схема, работающая на закрытую систему теплоснабжения, произведен подбор оборудования, расчет системы ХВО и подбор оборудования ХВО.

парогенератор тепловой котел гидравлический

Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор потребляют огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатываются теплоэлектроцентралями, производственными и районными отопительными котельными.

Пути и перспективы развития энергетики определены Энергетической программой, одной из первоочередных задач которой является корректное совершенствование энергохозяйства на базе экономии энергоресурсов: это широкое внедрение энергосберегающих технологий, использование вторичных энергоресурсов, экономия топлива и энергии на собственные нужды.

Производственные и отопительные котельные должны обеспечивать бесперебойное и качественное теплоснабжение предприятий и потребителей жилищно-коммунального сектора. Повышение надежности и экономичности теплоснабжения в значительной мере зависит от качества работы котлоагрегатов и рационально спроектированной тепловой схемы котельной.

Теплогенерирующей установкой называют совокупность устройств и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха. Водяной пар используют для технологических нужд в промышленности и сельском хозяйстве, для приведения в движение паровых двигателей, а также для нагрева воды, направляемой в дальнейшем на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Горячую воду и подогретый воздух используют для отопления производственных, общественных и жилых зданий, а также для коммунально-бытовых нужд населения. Теплогенерирующие установки предназначены для производства тепловой энергии из первичных источников энергии, которыми являются: органическое и ядерное топливо, солнечная и геотермальная энергия, горючие и тепловые отходы промышленных производств.

Первые паровые котлы вначале XIX в. вырабатывали пар давлением 0,5 -0,6 МПА и имели производительность сотни килограммов в час. В настоящее время для производства пара применяются котлы, вырабатывающие пар с давлением до 25 МПА (и даже до 31 МПА) и температурой до 570°С и производительностью до 4000 т/ч.

Интенсивное развитие котельной техники было вызвано ростом промышленного производства и концентрацией выработки электроэнергии в основном на паротурбинных электростанциях. Созданная за годы советской власти котлостроительная промышленность, имеющая котельные заводы, специализированные научно-исследовательские институты и другие организации, обеспечивает производство современных котлов, необходимых для страны и для экспорта их за рубеж.

Современная котельная установка является сложным сооружением, состоящим из большого количества различного оборудования и строительных конструкций, связанных в единое целое общей технологической схемой производства пара.

Технологическая схема котельной установки видоизменяется в зависимости от ее назначения, производительности, параметров пара, вида топлива, способа его сжигания и местных условий.

В котельных установках, использующих жидкое и газообразное топлива, отсутствуют золоулавливающие устройства, оборудование для удаления шлака и золы, значительно упрощаются устройства для хранения (при газообразном топливе - отпадают), транспорта и подготовки топлива к сжиганию.

На промышленных предприятиях имеются котельные установки, дополняющие технологические агрегаты, в которых пар вырабатывается за счет теплоты отходящих газов или теплоты, передаваемой их охлаждаемым элементам. В последние годы нашли применение энерготехнологические установки, в которых котел является неотъемлемой частью технологического агрегата.

Оборудование котельной установки условно разделяют на основное (собственно котел) и вспомогательное. Вспомогательными называют оборудование и устройства для подачи топлива, питательной воды и воздуха, для удаления продуктов сгорания, очистки дымовых газов, удаления золы и шлака, паропроводы, водопроводы и др.

Котел состоит из топочной камеры и газоходов, поверхностей нагрева, находящихся под внутренним давлением рабочей среды (воды, пароводяной смеси, пара): экономайзера, испарительных элементов, пароперегревателя. Испарительные поверхности - экраны и фестон включены в барабан и вместе с опускными трубами, соединяющими барабан с нижними коллекторами экранов, образуют циркуляционный контур. Поверхности нагрева, находящиеся под давлением, объединены барабаном, в котором происходит разделение пара и воды. Перегрев пара осуществляется в пароперегревателе. Подогрев воздуха производится в воздушном подогревателе.

Топливо вместе с воздухом подается через горелки в топочную камеру, где сжигается факельным способом. На стенах топочной камеры расположены экраны, состоящие из большого числа вертикальных труб, и на выходе из топки - фестон, которые образуют испарительные поверхности нагрева, получающие часть теплоты продуктов сгорания. Естественная циркуляция воды и пароводяной смеси в системе организуется за счет разности масс столба воды в опускных трубах и пароводяной смеси в подъемных трубах экранов и фестона.

После топочной камеры продукты сгорания проходят через пароперегреватель, в котором пар перегревается до требуемой температуры, после чего направляется к потребителям. После пароперегревателя продукты сгорания проходят через экономайзер, в котором подогревается питательная вода, и воздушный подогреватель, в котором подогревается воздух, идущий на сжигание топлива. Охлажденные продукты сгорания удаляются из котла.

Имеются разнообразные конструкции котлов. Применяется, например, принудительная циркуляция воды и пароводяной смеси в испарительной системе котла с помощью специальных насосов. Испарительные поверхности котлов иногда выполняются в виде трубных поверхностей нагрева, размещенных за топочной камерой. В ряде случаев часть поверхности пароперегревателя размещается в топке, а экономайзер и воздухоподогреватель выполняются в несколько ступеней и т.д.

Современный котел оснащается системами автоматизации, обеспечивающими надежность и безопасность его работы, рациональное использование топлива, поддержание требуемой производительности и параметров пара, повышение производительности труда персонала и улучшение условий его работы, защиту окружающей среды от вредных выбросов.

Цель работы: · Произвести тепловой расчет котла КЕ 2,5-1,4 и конструктивный расчет хвостовых поверхностей нагрева

· Проверить тепловой баланс

· Рассчитать тепловую схему ТГУ и систему ХВО

· Произвести компоновку главного корпуса ТГУ

· Рассчитать себестоимость вырабатываемой тепловой энергии

1. Поверочный тепловой расчет котла КЕ - 2,5-1,4

1.1 Конструкция и характеристики котла

Таблица 1.1.1. - Техническая характеристика теплогенератора.

Показатели КЕ 2,5-1,4

Паропроизводительность, т/ч 2,5

Вид расчетного топлива Бурый уголь

Давление пара на выходе из котла, МПА 1,4

Температура пара насыщенного (перегретого), 0С 194

Температура питательной воды, 0С 100

Площадь поверхностей нагрева, м2 радиационной конвективной 19,8 66,5

Топка ЗП-РПК-2-1,8/1,525

Низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг 3920

Состав топлива, % по объему Wp Ap Cp Hp Np Op 20 20 43,4 3,4 0,8 12,2

КПД котла (брутто) при работе, % 81,9

Габаритные размеры, мм

Длина 5700

Ширина 4640

Высота 5030

Масса транспортабельного блока котла в объеме заводской поставки, кг 9815

Описание конструкции котла

Рис. 1.1.2.1 Котел КЕ 2,5-1,4

Рис. 1.1.2.1. Котел паровой КЕ 2,5-1,4

Паровой котел Е-2.5-1,4Р производительностью 2.5 т/ч со слоевыми механическими топками предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Основными элементами котла являются: верхние и нижние барабаны с внутренним диаметром 1000 мм, левый и правый боковые экраны и конвективный пучок, выполненные из труб ? 51?2,5 мм. Топочная камера образована боковыми экранами, фронтовой и задней стенками.

Ширина топочной камеры по осям экранных труб составляет 2270 мм. Топочная камера разделена кирпичной стенкой на собственно топку и камеру догорания, которая позволяет повысить КПД котла за счет снижения механического недожога. Вход газов из топки в камеру догорания и выход газов из котла асимметричные.

Трубы конвективного пучка, развальцованные в верхнем и нижнем барабанах, установлены с шагом 90 мм вдоль барабана, в поперечном сечении-с шагом 110 мм (за исключением среднего ряда труб, шаг которых равен 120 мм; ширина боковых пазух - 195-387 мм).

Установкой одной шамотной перегородки, отделяющей камеру догорания от пучка, и одной чугунной перегородки, образующей два газохода, в пучках создается горизонтальный разворот газов при поперечном обмывании труб.

Особенностью конструкции котла является наличие плотных, боковых экранов в области топочной камеры и ограждающих стен в конвективном пучке (с шагом 55 мм при трубах ? 51?2,5 мм). Боковые экраны и крайние боковые ряды труб конвективного пучка объединены общими коллекторами по всей длине котла.

В нижнем барабане котла размещено устройство прогрева котла при пуске паром, состоящее из подводящей трубы с пароводяным эжектором. Применение плотных экранов позволяет заменить тяжелую обмуровку на боковых стенах котлов натрубной, состоящей из слоя шамотобетона толщиной 25 мм по сетке и нескольких слоев изоляционных плит общей толщиной около 100 мм.

Обмуровка фронтовой стенки предусмотрена толщиной 335 мм. Первый слой обмуровки выкладывается шамотным кирпичом, второй слой - кирпичом диатомитовым, третий слой - асбестовермикулитовыми плитами.

Обмуровка задней стенки предусмотрена толщиной 100 мм. Материал обмуровки - асбестовермикулитовые плиты.

Стенка камеры догорания толщиной 250 мм и перегородка между трубами пучка выполняются из шамотного кирпича.

За котельными агрегатами, в случае сжигания каменных и бурых углей с приведенной влажностью Wпр ? 8, устанавливаются водяные экономайзеры, а при сжигании бурых углей с приведенной влажностью Wпр ? 8 - трубчатые воздухоподогреватели. Котел оснащен контрольно-измерительными приборами и арматурой в пределах котла, оборудован предохранительными клапанами.

Описание топочного устройства

В качестве топочного устройства для сжигания отечественных каменных и бурых углей устанавливается топка ЗП-РПК2-1800/1,525 с пневмомеханическими забрасывателями и решеткой с поворотными колосниками.

Топливо на колосниковое полотно подается пневмомеханическими забрасывателями. Под камеры догорания наклонен таким образом, чтобы основная масса кусков скатывалась на решетку.

В топке процесс горения полностью механизирован. Топка может работать как на холодном дутье, так и на горячем воздухе. Температура горячего воздуха не должна превышать 250 0С.

Техническая характеристика топки: Коэффициент избытка воздуха в конце топки - 1,4-1,5

Давление воздуха под решеткой - 0,8 (80) КПА (кгс/м2)

Тип забрасывателей - ЗП-400

Гидравлическая схема циркуляции теплоносителя

Рис. 1.1.4 - .Схема расположения арматуры

1п - питательная вода; 1к - котловая вода; 2к - насыщенный пар; 2к-конденсат пара;

1 кп - линия периодической продувки;

1 кн - линия непрерывной продувки;

2 нс - пар на собственные нужды; 2 но-отбор проб пара.

1.2 Состав, количество и теплосодержание продуктов сгорания

Выбор расчетных избытков воздуха по газовому тракту котла, расчетная схема котла

Коэффициент избытка воздуха принимаем бт=1,45. Коэффициент избытка воздуха по мере движения продуктов сгорания по газоходам котла увеличивается. Расчет ведем по формуле: бі= бг Д бі бт=1,45 бк=1,45 0,1=1,55 бвп’=1,55 0,1=1,65 авп»=1,65 0,1=1,75

Рис. 1.2.1. - Движение газов по газовому тракту котла

Таблица 1.2.2 - Состав и количество продуктов сгорания

Наименование величин в м3/кг Формула для расчета Коэффициент избытка воздуха ат=1,45 ак=1,55 авп’=1,65 авп’’=1,75

Теоретический объем воздуха, необходимый для сгорания, м3/кг V0=0,0889 (Cp 0,375 Spop к) 0,265Нр-0,0333Ор 4,4

Величина (a-1) 0,45 0,55 0,65 0,75

Объем свободного кислорода, м3/кг ?V= (a-1) V0 1,98 2,42 2,86 3,3

Избыточный объем водяных паров, м3/кг 0,016·(a-1) V0 0,03166 0,03872 0,04576 0,0528

Теоретический объем: трехатомных газов, м3/кг =1,866 Ср 0,375Spop k/1000,8112

Двухатомных, м3/кг 0,008·N23,53,53,53,5

Водяных паров, м3/кг V =0,111Hp 0,0124Wp 0,0161V00,69240,69240,69240,6924

Действительный объем: Сухих газов, м3/кг Vc.г.=VRO V DV6,2916,7317,1717,611

Водяных паров, V =V 0,016·(a-1) V00,72410,73110,73820,7452

Общий объем дымовых газов м3/кг AV=Vc.г. V 7,01517,46217,90928,3562

Объемная доля: Трехатомных газов 0,11560,10670,10260,0971

Водяных паров 0,10320,09760,09330,0652

Общая объемная доля трехатомных газов 0,21880,20430,19590,1623

Состав и количество продуктов сгорания

Тип топлива: бурый уголь

Средний элементарный состав, %

Wp=20

Np= 0,8

Cp = 43,4

Hp = 3,4

Op=12,2

Ар =20

Теплосодержание продуктов сгорания

Количество теплоты, содержащееся в продуктах сгорания, называют энтальпией продуктов сгорания. Энтальпию найдем по формуле

I = ( VC) t = (VRO2 CRO2 VR2min CR2 VH2Omin CH2O DV Сизб.возд.) t где, С - объемные теплоемкости, КДЖ/м3? 0С;

VRO2, VR2min, VH2Omin, DV - объемы соответственно трехатомных газов, двухатомных газов, водяных паров, избыточного воздуха, м3/кг;

Расчет проведем в форме таблицы 1.2.3

По результатам вычислений построим график 1.2.3-I-t диаграмма

Таблица 1.2.3. - Теплосодержание продуктов сгорания

График 1.2.3. - Теплосодержание продуктов сгорания. I-t диаграмма

1.3 Составление теплового баланса котла

Уравнение теплового баланса может быть представлено в виде q1 q2 q3 q4 q5 q6=100%

Коэффициент полезного действия определяется из выражения hk = 100 - (q2 q3 q4 q5 q6)%, где: 1. q2 - потери тепла с уходящими газами;

2. q3 - потери тепла от химического недожога топлива;

3. q4 - потери тепла от механического недожога;

4. q5 - потери тепла в окружающую среду;

5. q6 - потери тепла со шлаком.

Температуру уходящих газов принимаем тух.=140 0С. Значит, теплосодержание уходящих газов берется из I-х диаграммы и будет равно 384,7 ккал/кг при значении коэффициента избытка воздуха равном 1,75.

Теплосодержание поступающего холодного воздуха при температуре 30 Со по формуле =9,5 (ккал/кг);

Располагаемая теплота:

где - - низшая теплота сгорания на рабочую массу, какл/кг

- теплота, вносимая в котельный агрегат воздухом, ккал/кг

- физическая теплота топлива, ккал/кг

Где - стл и ттл - удельная теплоемкость топлива и его температура.

Потери тепла с уходящими газами:

- энтальпия теоретического объема холодного, ккал/кг;

Потери тепла от химического недожога топлива: q3=1% (табл. XX[5])

Потери тепла от механического недожога топлива: q4=5,5%

Потери тепла за счет наружного охлаждения котла: q5=3,58% (стр. 50 [2])

Потери тепла со шлаком: Коэффициент полезного действия определяется по формуле: h=100 - (q2 q3 q4 q5 q6)=100 - (7,4 1 5,5 3,58 0,62)=82,78%

Расхода топлива подаваемого в топку, кг/с;

Где Q1 - полезная мощность котла, ккал/с

- паропроизводительность котла, кг/с

- энтальпия перегретого пара, ккал/кг

- энтальпия питательной воды, ккал/кг

Расчетный расход топлива, ккал/час:

Коэффициент сохранения теплоты:

1.4 Поверочный тепловой расчет топочной камеры

Определение лучевоспринимающей поверхности

Определение площади ограждающих поверхностей топки:

Расчет теплообмена в топочной камере

Полезные тепловыделения в топке

Qt.=

Таблица 1.4.2 - Расчет температуры газов на выходе из топки.

Наименование величины Условное обознач. Расчетные формулы Расчетные данные Результат

Объем топки, м3 VT - табл. 8.20 [4] 10,47

Общая площадь ограждающих поверхностей, м2 Fct - 29,04

Эффективная толщина излучающего слоя, м S 3,6 3,6

1,3

Лучевоспринимающая поверхность нагрева, м2 Нл табл. 8.20 [4] 19,6

Степень экранирования топки Нл/Fct 0,675

Положение максимума температур Хт h1/h2 - 0

Суммарная поглощающая способность 3-х атомных газов, м?ата РП?S rп?P?S Р=0.1МПА (стр. 62 [2] (таб. Х.1 [3] 0,216?1?1,3 0,281

Температура газов на выходе из топки, 0С UT?? Принимается 850

Коэффициент тепловой эффективности экрана y 0,553

Коэффициент ослабления 3-х атомными газами, 1/м?ата кг По номограмме (рис. 5.4) - 0,63

Коэффициент ослабления лучей, 1/м?ата к 1,279

Степень черноты светящейся части факела 0,815

Степень черноты несветящейся части факела 0,037

Степень черноты факела 0,838 0,5 0,038 0,50,426

Степень черноты топки ат 0,505

Коэффициент М М 0,59 - 0,5?хт 0,59 - 0,5?0 0,59

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1 кг сжигаемого топлива, ккал/(кг?К), Vccp 3

Действительная температура дымовых газов на выходе из топки, 0С ut?? 5,29 [2] - 766

Энтальпия дымовых газов на выходе из топки, ккал/кг Іт?? I-t диаграмма - 2075

Qл = (Ітг - Іт??) = 0,96 (4000-2075)=1848 ккал/кг

1.5 Поверочный тепловой расчет конвективных поверхностей нагрева

Расчет первого конвективного пучка

Конструктивные характеристики газохода помещаем в таблицу 1.5.1.1.

Расчет первого газохода производим при ак=1,55. Приращением значения коэффициента избытка воздуха пренебрегаем, т.е. DIB=0.

Расчет проводим в форме таблицы 1.5.1.2. По значениям Qб и Qt строим вспомогательный график 2 и определяем температуру газов на выходе из первого газохода.

Таблица 1.5.1.1-Основные конструктивные характеристики первого газохода

Наименование Услов. обозн. Расчетная формула Результат величины Общий вид Числовые значения

Площадь поверхности нагрева, м2 H1 табл. 2.9 [2] конструктивно 64,6

Площадь живого сечения для прохода продуктов горения, м2 F табл. 2.9 [2] 0,71

Диаметр труб, мм dн - 51х2,5

Расчетные шаги труб: поперечный, мм S1 - 110 продольный, мм S2 - 90

Относительный поперечный шаг s1 S1/dн 110/51 2,16

Относительный продольный шаг s2 S2/dн 110/51 1,77

Таблица 1.5.1.2. - Тепловой расчет первого газохода

Наименование величины Усл. обозн. Расчетные формулы Результаты при х»1

Общий вид Числовые значения 500 300

Температура дымовых газов перед 1 газоходом ОС х’1 из расчета топки 766 766

Энтальпия дымовых газов перед 1 газоходом, ккал/кг I’1 I-t диаграмма 1900 1900

Температура дымовых газов после 1 газохода, 0С х»1 задаемся 500 300

Энтальпия дымовых газов после 1 газохода, ккал/кг I»1 I-t диаграмма 1230 720

Тепловосприятие 1 газохода по уравнению теплового баланса, ккал/кг Qб1

645,81135

Средняя температура дымовых газов, 0С хср (х’1 х»1)/2 (810 500)/2 (810 300)/2 631,5 531,5

Средний температурный напор, 0С Dtcp хср-тк 655-194 555-194 437,5 337,5

Средняя скорость дымовых газов, м/с wуч 4,13,6

Значение коэффициента теплоотдачи конвекцией, ккал/м2?ч.0С АК ан?cz?cs?сф 32,5?0,935?1?1,02 30?0,935?1?1,06 26,66 25,54

Суммарная поглощающая способность 3-х атомных газов, м?ата РП?S rп?P?S 0,216?1?0,0912 0,0197 0,0197

Коэффициент ослабления 3-ех атомными газами, 1/м?ата кг 14,5 16

Суммарная оптическая толщина среды к?Р?S к?Р?S 3,13?1?0,0197 3,5?1?0,0197 0,286 0,319

Степень черноты газового потока а 1 - e - KPS 1 - 2,7 - 0,286 1-2,7-0,319 0,249 0,273

Температура загрязненной стенки, 0С TS tk Dt 194 60 254 254

Коэффициент теплоотдачи излучением, ккал/м2?ч.0С АЛ АН?а 82?0,249 65?0,279 17,56 15,26

Суммарный коэффициент теплоотдачи, ккал/м2?ч.0С a1 x(AK АЛ) 1?(26,66 17,56) 1?(25,54 15,26) 44,22 40,8

Коэффициент теплопередачи, ккал/м2?ч.0С К1 y?a1 0,65?44,22 0,65?40,8 28,74 26,52

Тепловосприятие 1 газохода по уравнению теплопередачи, ккал/кг QT1 1096,56663,72

Температурный напор, 0С Dt 424,5275,8

Действительная температура после первого газохода, 0С По графику 1.5.1402402

График 1.5.1. - Вспомогательный для определения температур.

Расчет второго конвективного пучка

Конструктивные характеристики газохода помещаем в таблицу 1.5.2.1.

Расчет второго газохода производим при ак=1,55.

Расчет проводим в форме таблицы 1.5.2.1.

По значениям Qб и Qt строим вспомогательный график и определяем температуру газов на выходе из 2 газохода u2??=3400С.

Таблица 1.5.2.1-Основные конструктивные характеристики второго газохода

Наименование величины Услов. обозн. Расчетная формула Результат

Общий вид Числовые значения

Площадь поверхности нагрева, м2 H1 табл. 2.9 [2] конструктивно 37,6

Площадь живого сечения для прохода продуктов горения F табл. 2.9 [2] 0,593

Диаметр труб, мм dн - 51х2,5

Расчетные шаги труб: поперечный, мм S1 - 110 продольный, мм S2 - 90

Относительный поперечный шаг s1 S1/dн 110/51 2,16

Относительный продольный шаг s2 S2/dн 110/51 1,77

Таблица 1.5.1.2. - Тепловой расчет второго газохода

Наименование величины Усл. обозн. Расчетные формулы Результаты при х»1

Общий вид Числовые значения 400 200

Температура дымовых газов перед 2 газоходом ОС х’2 из расчета 1 газохода 402 402

Энтальпия дымовых газов перед 2 газоходом, ккал/кг I’2 I-t диаграмма 1100 1100

Температура дымовых газов после 1 газохода, 0С х»2 задаемся 400 200

Энтальпия дымовых газов после 1 газохода, ккал/кг I»2 I-t диаграмма 1075 550

Тепловосприятие 2 газохода по уравнению теплового баланса, ккал/кг Qб2

26,57530,57

Средняя температура дымовых газов, 0С хср (х’2 х»2)/2 (402 400)/2 (402 200)/2 401 301

Средний температурный напор, 0С Dtcp хср-тк 401-194 301-194 207 107

Средняя скорость дымовых газов, м/с wг 3,623,08

Значение коэффициента теплоотдачи конвекцией, ккал/м2?ч.0С АК ан?cz?cs?сф 35?0,92?1?1,06 31?0,92?1?1,08 29,4 26,5

Суммарная поглощающая способность 3-ех атомных газов, м?ата РП?S rп?P?S 0,216?1?0,0912 0,0197 0,0197

Коэффициент ослабления 3-ех атомными газами, 1/м?ата кг 15,22 16,72

Суммарная оптическая толщина среды к?Р?S к?Р?S 3.3?1?0,0912 3,61?1?0,0912 0,3 0,33

Степень черноты газового потока а 1 - e - KPS 1 - 2,7 - 0,3 1-2,7-0,33 0,26 0,28

Температура загрязненной стенки, 0С TS tk Dt 194 60 254 254

Коэффициент теплоотдачи излучением, ккал/м2?ч.0С АЛ АН?а 45?0,26 35 ?0,28 10,6 8,43

Суммарный коэффициент теплоотдачи, ккал/м2?ч.0С a2 x(AK АЛ) 1?(29,4 10,6) 1?(26,5 8,43) 40 34,93

Коэффициент теплопередачи, ккал/м2?ч.0С К2 y?a2 0,65?40 0,65?34,93 26 22,7

Тепловосприятие 2-го газохода по уравнению теплопередачи, ккал/кг QT2 351,184,35

Температурный напор, 0С Dt 207,2357,03

Действительная температура после 2-го газохода, 0С По графику 1.5.2316316

График 1.5.2. - Вспомогательный для определения температур.

2. Конструктивный расчет хвостовых поверхностей нагрева

1) Выбор конструкции воздухоподогревателя: Возьмем предварительно воздухоподогреватель с характеристиками: Длина трубы L = 1,93 м

Площадь поверхности нагрева Н = 85м2

Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания Fпрод = 0,203м2

Площадь живого сечения для прохода воздуха Fв = 0,228 м2

Івп? - энтальпия газов на входе при t=316°С; Івп?=960 ккал/кг

2) Определяем минимальный температурный напор на горячем конце воздухоподогревателя:

3) Определяем тепловосприятие в воздухоподогревателе:

4) Энтальпия продуктов сгорания после воздухоподогревателя:

5) Температурный напор между продуктами сгорания и воздухом при перекрестном токе:

6) Скорость продуктов сгорания:

7) Скорость воздуха:

8. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к стенке труб при продольном омывании:

9) Суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке труб:

10) Суммарный коэффициент от воздуха к стенке труб:

11) Коэффициент теплопередачи:

12)

3. Проверка теплового баланса

Тепловой баланс котельного аппарата проверяют по полученному теплу и находят невязку, которая не должна превышать 0,5%

Невязка теплового баланса определяется по уравнениям:

DQ= , где

Qл, Qk, Qвп - количество теплоты воспринятые лучевоспринимающими поверхностями, газоходами котла, воздухоподогревателем, ккал/кг

4. Тепловая схема ТГУ и ее расчет

4.1 Выбор тепловой схемы и ее описание

Для расчета принимается тепловая схема отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ 2,5-1,4 для закрытой системы теплоснабжения. Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования энергии и использования в установке теплоты рабочего тела. Она представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединенного линиями трубопроводов рабочего тела в соответствии с последовательностью его движения в установке.

Основной целью расчета тепловой схемы котельной является: - определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расходов тепла на собственные нужды, и распределением этих нагрузок между водогрейной и паровой частями котельной для обоснования выбора основного оборудования

Таблица 4.1. - Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной

Наименование Обозначение Значение величины при характерных режимах работы котельной

Максимально-зимний Наиболее холодного месяца Летнем

Место расположения Поронайск

Расход пара на технологические нужды (давление 1,4 МПА) Dt’ 0,5 0,5 0,3

Расход пара на технологические нужды (давление 0,7МПА) Dt 4,5 4,5 3,5

Расход теплоты на нужды отопления и вентиляции, МВТ Qов 5 - - на горячее водоснабжение, МВТ Qг.в. 2 2 1,7

Расчетная температура наружного воздуха для отопления, 0С (СНИП 23-01-99) тр.о -40 -17,3 - Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, 0С тр.в -40 - - Возврат конденсата технологическими потребителями, % в 40 40 40

Энтальпия пара давлением 1,4 МПА и t=194°C 2789

Энтальпия пара давлением 0,6 МПА и t=158,2°C 2756

Температура питательной воды, 0С тп.в. 104

Энтальпия питательной воды, КДЖ/кг іп.в. 437

Продувка непрерывная котлоагрегатов, % рпр 3

Энтальпия котловой воды, КДЖ/кг ік.в. 826

Степень сухости пара х 0,98

Энтальпия пара на выходе из расширителя непрерывной продувки, КДЖ/кг 2683

Температура подпиточной воды, 0С тпод2 70

Энтальпия подпиточной воды, КДЖ/кг i2 293,1

Температура конденсата, возвращаемого потребителям, °C tk 80

Энтальпия конденсата, возвращаемого потребителям, КДЖ/кг ік 335

Температура воды после охладителя непрерывной продувки, 0С тсв’ 8,98 8,85 17,56

Энтальпия конденсата при давлении 0,7МПА, КДЖ/кг 694

Температура сырой воды, 0С тсв 5 5 15

Температура химически очищенной воды перед охладителем деаэрированной воды, 0С 20

4.2 Расчет тепловой схемы ТГУ

Рис. 4.2. - Тепловая схема котельной с паровыми котлами

1 - Паровой котел 2 - Расширитель непрерывной продувки 3 - Насос сырой воды 4 - Барботер 5 - Охладитель непрерывной продувки 6 - Подогреватель сырой воды 7 - Химводоочистка 8 - Питательный насос 9 - Подпиточный насос 10 - Охладитель подпиточной воды 11 - Сетевой насос 12 - Охладитель конденсата 13 - Сетевой подогреватель 14 - Подогреватель химически очищенной воды 15 - Охладитель выпара 16 - Атмосферный деаэратор 17 - Редукционно-охладительная установка

Таблица 4.2. - Результаты расчета тепловой схемы котельной.

Физическая величина Обозначение Значение величины при характерных режимах работы котельной

Максимально-зимний Наиболее холодного месяца Летнем

Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию 1 0,767 - Расход воды на подогреватели сетевой воды, т/ч G 76,8 83,4 33,2

Расход пара на подогреватели сетевой воды, т/ч Dпсв 10,6 8,86 2,6

Расход редуцированного пара внешними потребителями, т/ч 15,1 13,4 6,1

Суммарный расход свежего пара внешними потребителями, т/ч 15,4 13,7 6,3

Расход воды впрыскиваемой в РОУ, т/ч Gpoy 0,21 0,19 0,09

Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч 0,77 0,68 0,32

Расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч Dп 0,29 0,26 0,12

Суммарный расход пара на собственные нужды и потери пара, т/ч 1,06 0,94 0,43

Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч 16,5 14,6 6,73

Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч 3,74 3,7 2,67

Расход химически очищенной воды, т/ч Gx.о.в. 5,28 5,36 3,33

Расход сырой воды, т/ч Gc.в 6,1 6,2 3,84

Количество воды, поступающей в расширитель с непрерывной продувкой, т/ч Gпр 0,49 0,44 0,2

Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч 0,09 0,08 0,04

Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч Gрасш 0,41 0,36 0,17

Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки,°С 8,49 8,05 17,3

Расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч Dсв 0,104 0,105 0,066

Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды,°С 29,7 30,4 26,6

Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч Dx.о.в 0,543 0,544 0,364

Суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, т/ч Gд 18,4 16,7 7,71

Средняя температура воды в деаэраторе,°С 85,5 85,7 87,03

Расход греющего пара на деаэратор, т/ч Dд 0,64 0,57 0,25

Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч 1,29 1,22 0,68

Уточненный расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч 1,27 1,21 0,66

Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода на собственные нужды, т/ч Dk 17,01 15,2 7,1

Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, % ДD 0,51 1,05 2,62

Уточненный расход редуцированного пара, т/ч 16,4 14,6 6,75

Уточненный расход свежего пара на РОУ, т/ч 16,2 14,4 6,66

Уточненная суммарная паропроизводительность котельной, т/ч 16,78 15 7,03

Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:

2. Суммарная тепловая нагрузка на нужды отопления, вентиляции и ГВС: МВТ

МВТ

МВТ

3. Расход сетевой воды в системе теплоснабжения:

3.

Расход пара на подогреватели сетевой воды: Dпсв =

Dпсв =

Dпсв =

4. Расход редуцированного пара внешними потребителями:

5. Суммарный расход свежего пара внешними потребителями: т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч

6. Расход воды впрыскиваемой в РОУ, т/ч:

т/ч т/ч т/ч

7. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч: т/ч т/ч т/ч

8. Расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч:

9. Суммарный расход пара на собственные нужды и потери пара, т/ч:

10. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч:

11. Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч:

12. Расход химически очищенной воды, т/ч:

13. Расход сырой воды, т/ч:

14. Количество воды, поступающей в расширитель с непрерывной продувкой, т/ч

15. Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч:

16. Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч: Gрасш=Gпр-Dрасш=0,51-0,09=0,42

Gрасш=Gпр-Dрасш=0,45-0,08=0,37

Gрасш=Gпр-Dрасш=0,21-0,04=0,16

17. Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки, °С: °С

°С

°С

18. Расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч:

19. Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды, °С: °С

°С

°С

20. Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч:

21. Суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч:

22. Средняя температура воды в деаэраторе,°С:

23. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

24. Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч:

25. Уточненный расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч:

26. Действительная паропроизводительность котельной с учетом собственных нужд, т/ч:

27. Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной:

Невязка меньше 3%, расчет уточнять не надо.

Результаты расчета сведены в табл. 4.2

4.3 Определение производительности и числа устанавливаемых котлов

В соответствии с расчетом тепловой схемы к установке принимаем 4 котлов КЕ 2,5-1,4. По данным завода-изготовителя паропроизводительность одного котла составляет 2,5 т/ч при давлении 1,4 МПА и температуре перегретого пара 194°С. Количество котлов в котельной определяем по формуле:

К установке принимаем 7 котла КЕ 2,5-1,4.

4.4 Подбор оборудования тепловой схемы

Подбор насосного оборудования

Подбор сетевого насоса

Расчетный напор для сетевого насоса: м

Расчетная производительность сетевого насоса: м3/ч

К установке принимаем 2 насоса СЭ800-100.

Для летнего режима подходят насосы как для самого холодного месяца.

Дополнительного оборудования не требуется.

Подбор насоса сырой воды.

Расчетный напор для насоса сырой воды: м где =9,7 м высота расположения деаэрационной колонки, принимается равной высшей отметки котла.

Расчетная производительность насоса сырой воды: м3/ч

К установке принимаем 1 насос 10 НКУ-7-2 и резервный параллельно основному. Для летнего режима подходят насосы как для самого холодного месяца. Дополнительного оборудования не требуется.

Подбор подпиточного насоса

Расчетный напор для подпиточного насоса:

м

Расчетная производительность подпиточного насоса: м3/ч

К установке принимаем 1 насос 12Д-9 и резервный параллельно основному.

Для летнего режима подходят насосы как для режима самого холодного месяца. Дополнительного оборудования не требуется.

Подбор питательного насоса

Расчетный напор для питательного насоса: м

Расчетная производительность питательного насоса: м3/ч

К установке принимаем 1 насос ЦНГС 38-198 и резервный параллельно основному. Для летнего режима подходят насосы как для режима самого холодного месяца. Дополнительного оборудования не требуется.

Подбор деаэрационной колонки и бака аккумулятора деаэратора

Подбор деаэрационной колонки осуществляется по максимальному расходу через деаэратор Gдмакс. Для паровой котельной - это расход через питательный насос за вычетом утечек тепловой сети:

Подбор бака деаэрированной воды осуществляется по 20 минутной производительности деаэрационной колонки:

Подбор деаэратора выполняем под расход 18,73 т/ч.

К установке принимаем атмосферный деаэратор марки ДА-50/15. Габаритные размеры 6140х2230х4135.

5. Расчет системы ХВО

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

Обработка исходной (сырой) воды на котельной в общем случае предусматривает: удаление примесей (фильтрация), снижение жесткости (умягчение), поддержание определенной щелочности, снижение общего солесодержания, удаление растворенных агрессивных газов (дегазация).

Снижение жесткости и общего солесодержания, поддержание щелочности производят с помощью химической обработки исходной воды.

В паровой котельной общая щелочность питательной воды не должна превышать 0,02 мг экв/л для водотрубных котлов с экранами и давлением пара 1,4 МПА при сжигании твердого топлива. Если карбонатная жесткость исходной воды для водогрейной котельной или общая жесткость питательной воды для паровой котельной, то необходима водоподготовка с умягчением воды.

Для паровой котельной при выборе схемы обработки определяют следующие величины.

1) Общая жесткость питательной воды (содержание солей кальция и магния):

Где - общая жесткость исходной воды и возвращаемого потребителям конденсата;

2) Требуемый процент продувки, %

3) Относительная щелочность котловой воды:

4) Содержание углекислоты в паре:

К установке принимается обработка воды по схеме двухступенчатого Na-катионирования.

Рис. 5. Схема двухступенчатой натрий-катионитовой установки.

1 - Фильтр первой ступени. 2 - Фильтр второй ступени. 3 - Центробежный насос. 4 - Теплообменник. 5 - Резервуар бункер. 6 - Мерник соли. 7 - Водоструйный эжектор. 8 - Промывочный бак. 9 - Промывочный насос. 10 - Бак. 11 - Водоструйный насос

Расчет оборудования водоподготовительной установки

Рассчитываем фильтры: Общее количество фильтров принимаем равное 4, из которых 2 фильтра первой ступени, один второй ступени и один резервный фильтр для обеих ступеней.

В качестве катиона используем сульфоуголь с обменной способностью

Число регенераций каждого фильтра не должно превышать 3 раз в сутки. Высота загрузки сульфоугля 2 метра.

Скорость фильтрации в первой ступени не должна превышать 12 м/час.

Диаметр фильтров 1-ой ступени: Берем фильтр №6 d1=720 мм

Уточняем скорость фильтрации по выбранному диаметру фильтров первой ступени:

Скорость фильтрации во второй ступени не должна превышать 20 м/час.

Диаметр фильтров 2-ой ступени: Берем фильтр d2=720 мм

Уточняем скорость фильтрации по выбранному диаметру фильтров второй ступени:

После прохождения через фильтры I ступени вода практически снижает свою жесткость до 0,2-0,1 , поэтому общее количество солей жесткости, поглощаемое в фильтрах I ступени, составит:

Объем сульфоугля в каждом фильтре первой ступени:

Частота регенераций фильтров I ступени за сутки: , каждого фильтра в отдельности

Межрегенерационный период равен

Жесткость воды, поступающей в фильтр второй ступени , а ее содержание на выходе из фильтра считают равным нулю, следовательно, количество солей жесткости, поглощаемое в фильтре II ступени:

Число регенераций фильтра второй ступени:

Межрегенерационный период:

Расход соли, необходимый для одной регенерации сульфоугля в одном фильтре 1-ой и 2-ой ступени:

Расход технической соли в сутки:

Расход технической соли в месяц:

Объем резервуара для мокрого хранения соли:

Устанавливаем железобетонный резервуар емкостью 16,3 м3 размерами 4,2х2х2 м.

Емкость мерника раствора соли на одну регенерацию (при 26% растворе соли):

Принимаем мерник высотой 2 м, и диаметром 0,4 м.

6. Предварительный подбор дымо

В данном курсовом проекте был произведен расчет компоновки котельной с котлами КЕ 2,5-1,4, работающими на буром угле. В результате была выбрана и просчитана тепловая схема, работающая на закрытую систему теплоснабжения, произведен подбор оборудования, расчет системы ХВО и подбор оборудования ХВО. Выполнен аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла, подбор тягодутьевого оборудования. Произведена компоновка газовоздушного тракта и оборудования котельной.

В ходе расчета были освоены основные методики расчета ТГУ, подбора оборудования и компоновки котельной.

1. Делягин Г.И. Теплогенерирующие установки - М.; «Стройиздат», 1986 - 559 с.

2. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование - Л.; «Стройиздат», 1989-280 с.

3. Гусев Ю.Л. Основы проектирования котельных установок. 2-е изд. - М.; «Стройиздат», 1973-248 с.

4. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой и средней производительности / Под ред. К.Ф. Роддатис - М.; «Энергостройиздат» 1989-488 с.

5. Под редакцией Н.В. Кузнецова Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). 2е изд. - М.; «Энергия», 1973-296 с.

6. Каталог насосного оборудования ЗАО «Энергопром»

Размещено на