Тепловой расчет котельной установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Ульяновск 2010 г.

Московский государственный индустриальный университет

Институт Дистанционного Образования

Кафедра «Промышленная Теплоэнергетика и теплотехника»

Дисциплина: «Котельные установки и парогенераторы»

Курсовой проект

«Тепловой расчет котельной установки»

Выполнил: студент гр. 03-тгв10-тгу

Казаков С.В.

Принял: преподаватель

Марюшин Л.А.

Введение

Котлы типа ДКВР используются в различных отраслях промышленности, сельском и коммунальном хозяйстве. Котлы ДКВР отличаются достаточно высокой экономичностью, небольшой массой, простотой конструкции, малыми габаритами и транспортабельностью.

Топка котла предназначена для сжигания газообразного топлива. При горении топлива образуются продукты сгорания, которые движутся из топочного объема в конвективные газоходы, отдавая теплоту кипятильному пучку труб. Наличие в котлах развитого кипятильного пучка обеспечивает глубокое охлаждение продуктов сгорания, в результате чего достигается их высокая экономичность. Экранированная топочная камера обеспечивает интенсивный теплообмен между продуктами сгорания и экранными поверхностями нагрева, а небольшие тепловые напряжения экранов - надежную и длительную работу обмуровки котла. Плотное расположение кипятильных труб малого диаметра в пучке - характерная особенность этих котлов. Движение газов в котлах - горизонтальное с несколькими поворотами.

1. Описание котельного агрегата

1.1 Паровой отопительный котел типа ДКВР

Вертикально-водотрубные отопительные котлы типа ДКВР предназначены для выработки насыщенного и перегретого пара с температурой 250, 370 и 440 °С, имеют несколько типоразмеров в зависимости от рабочего давления пара 1,4; 2,4; 3,9 МПа и номинальной паропроизводительности 2,5; 4; 6,5; 10; 20; 35 т/ч.

Отопительные котлы типа ДКВР являются унифицированными. Они представляют собой двухбарабанные вертикально-водотрубные отопительные котлы с естественной циркуляцией. По длине верхнего барабана отопительные котлы ДКВР имеют две модификации -- с длинным барабаном и укороченным. У котлов паропроизводительностью 2,5; 4; 6,5 и 10 т/ч (раннего выпуска) верхний барабан значительно длиннее нижнего. У котлов паропроизводительностью 10 т/ч последней модификации, а также 20 и 35 т/ч верхний барабан значительно укорочен. Комплекция котлов типа ДКВР теми или иными топочными устройствами зависит от вида топлива. Котлы ДКВР-2,5-13, ДКВР-4-13 и ДКВР-6,5-13 имеют одинаковое конструктивное оформление.

паровой котел экономайзер



Паровой котел ДКВР-6,5-13: 1-топочная камера; 2-верхний барабан; 3-манометр; 4-предохранительный клапан; 5-питательные трубопроводы; 6-сепарационное устройство;7-легкоплавкая пробка; 8-камера догорания; 9-перегородка; 10-кипятильный пучок труб; 11-трубопровод непрерывной продувки; 12-обдувочное устройство;13-нижний барабан; 14-трубопровод периодической продувки; 15-кирпичная стенка; 16-коллектор

Устройство отопительного котла ДКВР-6,5-13. Два барабана отопительного котла -- верхний 2 и нижний 13 -- изготовлены из стали 16ГС и имеют одинаковый внутренний диаметр 1 000 мм. Нижний барабан котла укорочен на размер топки. Отопительный котел имеет экранированную топочную камеру 1 и развитый кипятильный пучок труб 10. Топочные экраны и трубы кипятильного пучка выполнены из труб Ш51 х 2,5 мм. Топочная камера отопительного котла разделена кирпичной стенкой 75 на собственно топку и камеру догорания 8, устраняющую опасность затягивания пламени в пучок кипятильных труб, а также снижающую потери от химической неполноты сгорания.

Ход движения продуктов горения топлива в отопительных котлах разных типов схематично показан на рис. 2. Дымовые газы из топки выходят через окно, расположенное в правом углу стены топки, и поступают в камеру догорания 8 (см. рис. 1). С помощью двух перегородок 9, шамотной (первая по ходу газов) и чугунной, внутри отопительного котла образуются два газохода, по которым движутся дымовые газы, поперечно омывающие все трубы конвективного пучка. После этого они выходят из котла через специальное окно, расположенное с левой стороны в задней стене котла.

Верхний барабан отопительного котла в передней части соединен с двумя коллекторами 16 трубами, образующими два боковых топочных экрана. Одним концом экранные трубы ввальцованы в верхний барабан, а другим приварены к коллекторам Ш108x4 мм. В задней части верхний барабан котла соединен с нижним барабаном пучком кипятильных труб, которые образуют развитую конвективную поверхность нагрева. Расположение труб коридорное с одинаковым шагом 110 мм в продольном и поперечном направлениях. Коллекторы соединены с нижним барабаном с помощью перепускных труб.

Питательная вода подается в паровой отопительный котел ДКВР по двум перфорированным (с боковыми отверстиями) питательным трубопроводам 5 под уровень воды в верхний барабан. По опускным трубам вода из барабана отопительного котла поступает в коллекторы 16, а по боковым экранным трубам пароводяная смесь поднимается в верхний барабан, образуя таким образом два контура естественной циркуляции.

Третий контур циркуляции образуют верхний и нижний барабаны котла и кипятильный пучок. Опускными трубами этого контура являются трубы наименее обогреваемых последних рядов (по ходу газов) кипятильного пучка.

Вода по опускным трубам отопительного котла поступает из верхнего барабана в нижний, а пароводяная смесь по остальным трубам котельного пучка, имеющим повышенную тепловую нагрузку, поднимается в верхний барабан. В верхнем барабане котла происходит разделение пароводяной смеси на пар и воду. Для снижения солесодержания и влажности пара в верхнем барабане установлено сепарационное устройство 6 из жалюзи и дырчатого листа, улавливающее капли уносимой с паром котловой воды. При необходимости производства перегретого пара пароперегреватель устанавливают после второго или третьего ряда труб кипятильного пучка, заменяя часть его труб. Для отопительных котлов с давлением 1,4 МПа и перегревом 225... 250 °С пароперегреватель выполняют из одной вертикальной петли, а для котлов давлением 2,4 МПа -- из нескольких петель труб Ш32 х 3 мм.

В нижней части верхнего барабана отопительного котла имеются патрубок, через который осуществляется непрерывная продувка котла (см. рис. 1, поз. 11) с целью снижения солесодержания котловой воды и поддержания его на заданном уровне, а также две контрольные легкоплавкие пробки 7, сигнализирующие об упуске воды.

Нижний барабан отопительного котла является шламоотстойником; из него по специальному перфорированному трубопроводу 14 проводится периодическая продувка котла. Кроме того, в нижнем барабане имеются линия для слива воды и устройство для подогрева паром в период растопки котла.

На верхнем барабане отопительного котла установлены два водоуказательных стекла, манометр 3, предохранительные клапаны 4, имеется патрубок для отбора пара на собственные нужды, парозапорный вентиль. Для защиты обмуровки и газоходов от разрушения и предотвращения возможных взрывов отопительного котла в верхних частях топки и кипятильного пучка расположены взрывные предохранительные клапаны. Для очистки наружных поверхностей труб от загрязнений котел оборудуют обдувочным устройством 12 -- вращающейся трубой с соплами. Обдувка выполняется паром.

Рассматриваемый отопительный котел не имеет несущего каркаса, трубно-барабанная система его размещается на опорной раме, с помощью которой паровой отопительный котел ДКВР крепится к фундаменту.

Обмуровка отопительных котлов типа ДКВР выполняется из шамотного и обыкновенного кирпича или облегченной из термоизоляционных плит.

Все отопительные котлы типа ДКВР и особенно с повышенным рабочим давлением работают на химически очищенной и деаэрированной воде. При сжигании газа и мазута КПД этих котлов 90 %.

1.2 Описание тепловой схемы производственно-отопительной котельной

Рис. 2 Закрытая двухтрубная система теплоснабжения

В закрытых системах теплоснабжения для горячего водоснабжения используется водопроводная вода, нагретая в подогревателях водой, отобранной из тепловой сети. Отсутствие водоразбора из сети значительно уменьшает расход подпиточной воды, проходящей водоподготовку и идущей для компенсацией потерь теплоносителя в тепловой сети. Поэтому подготовку подпиточной воды осуществляют в системе ХВО питательной воды котельных агрегатов, несмотря на то, что стоимость питательной воды выше, поскольку она проходит две ступени умягчения, в то время как для подпиточной воды теплосети достаточно одной ступени. Расход подпиточной воды Gподп для закрытых систем теплоснабжения принимается в размере 1,5-2 % от расхода сетевой воды.

На рис. 3 представлена принципиальная тепловая схема производственно-отопительной котельной для закрытой двухтрубной системы теплоснабжения с независимой (параллельной) схемой подключения к тепловой сети потребителей горячего водоснабжения ГВС, отопления и вентиляции. Сырая вода поступает из водопровода. Насосом НИ создается напор исходной воды Тuв принимается 15°С летом и 5°С зимой, а расход Guв должен обеспечивать питание котельных агрегатов КА, подпитку тепловой сети, компенсации расхода пара на собственные нужды и потерь теплоносителя в тепловой схеме, тепловых сетях и у потребителя. Вода нагревается в охладителе непрерывной продувки Т1 и в паровом водоподогревателе Т2 до температуры 25-35°С.

Часть воды используется на собственные нужды химводоподготовки при удалении из воды солей жесткости и составляет 15-20 % расхода Gхов, или Guв=1,2Gхов.

В процессе химводоочистки ХВО температура воды снижается на 2-3°С. Далее умягченная вода нагревается в паровом водоподогревателе Т3 и водяном подогревателе Т4 до температуры 60-90°С и направляется в колонку деаэратора, в верхнюю часть которой также поступает конденсат от всех паровых подогревателей и конденсат с производства. В нижнюю часть колонки деаэратора или в водяной объем питательного бака ДА подается греющий пар с давлением 0,12 МПа для подогрева умягченной воды до температуры насыщения 104°С. Чем ниже температура воды и конденсата, поступающих в деаэратор, тем больше расход пара на деаэрацию Dd. Выделившийся из воды коррозионно-агрессивные газы вместе с паром удаляются в атмосферу или поступают в охладитель выпара (на схеме не показан) для нагрева умягченной воды, поступающей в деаэратор; при этом газы из охладителя выпара уходят в атмосферу, а конденсат - в дренаж или на верхнюю тарелку деаэратора. Удельный расход выпара d для атмосферного деаэратора составляет 0,002 кг пара/ кг воды.

Питательный бак деаэратора ДА должен иметь тепловую изоляцию, а геодезическая высота установки ДА должна обеспечивать подпор воды на всасывающим патрубке питательного ПН и подпиточного насоса ППН. Высота установки питательного бака зависит от температуры деаэрированной воды. При температуре 104,3°С эта высота составляет 7-8 м. При охлаждении деаэрированной питательной воды перед подачей в питательный насос высота установки может быть снижена до 4-5 м.

Из бака деаэратора питательная вода с температурой 102-104°С поступая в теплообменник Т4, где охлаждается до 70-90°С при сжигании природного газа и до 90-100°С - при сжигании мазута. Это условие необходимо для предотвращения низкотемпературной коррозии внешних поверхностей нагрева водяного экономайзера.

Одна (большая) часть питательной воды питательным насосом ПН нагнетателя в водяной экономайзер Э, где нагревается за счет теплоты уходящих топочных газов. Другая (меньшая) часть воды Gпод подпиточным насосом ППН нагнетается в обратный трубопровод теплосети перед сетевым насосом СН, для компенсации потерь теплоносителя в тепловых сетях. Расход подпиточной воды для закрытых систем теплоснабжения принимается равным 1,5-2 % от расхода сетевой воды, т.е. G = 0,2Gсет. В водяном экономайзере некипящего типа питательная вода не догревается до температуры насыщения на 20-40°С и по питательной линии поступает в водяной объем верхнего барабана парового котельного агрегата КА, где вырабатывается сухой насыщенный пар.

Из КА по паропроводу пар поступает в редукционно-охладительную установку РОУ, где путем дросселирования (редуцирования) давления пара снижается. В результате дросселирования получается перегретый пар, и поэтому в РОУ (минуя экономайзер и паровой котел) подается необходимое количество питательной воды Gроу с температурой 70-100°с для охлаждения перегретого пара и получения сухого насыщенного пара. Далее сухой насыщенный пар поступает в парораспределительный коллектор ПК (гребенку), откуда расходуется:

На технологическое производство ТП в количестве Dтех; конденсат возвращается в конденсатный бак (на схеме не показан) или непосредственно в колонку деаэратора, и его количество Gтех зависит от процента возврата , т.е. Gтех=0,01•Gтех; потери технологического конденсата на производство часто подается пар непосредственно из котла, минуя РОУ;

На подогреватели сетевой воды Т5, Т6 Dcп где передает теплоту воде теплосети, а конденсат после теплообменников возвращается в колонку деаэратора, так как он не загрязнен и находится под большим давлением, чем давление в деаэраторе;

На собственные нужды котельной в количестве Dсн предварительно принимаются в размере 2-3 % от потребления пара, т.е. Dсн =0,1 (Dтех +Dсп);

На компенсацию потерь пара Dпот в тепловой схеме, потерь теплоты подогревателями в окружающую среду и другие неучтенные расходы пара; принимаются в размере 2-3 % от потребления пара, т.е. Dпот=0,03(Dтех +Dсп);

2. Расчет процесса горения топлива. Определение характеристик продуктов сгорания

Для сухого газообразного топлива низшая теплота сгорания в кДж/м3 может быть найдена по формуле

Qнс = 107.98Н2 + 126.36СО + 234Н2S + 358.2СН4 + 590.66С2Н4 + 637.46С2Н6 +860.05С3Н6 + 913.2С3Н8 +1187.36С4Н10 + 1461.89С5Н12,

где - Н2, СО, H2S, СН4 ...- состав газообразного топлива, %.

Далее определяются характеристики продуктов сгорания.

Объемы воздуха и продуктов сгорания для газообразного топлива, м3/м3, рассчитываются по следующим формулам:

* теоретическое количество воздуха для полного сгорания 1 м3 газа

V0 = 0.0476•[0.5CO + 0.5H2 + 1.5H2 S +?(т+п/4) CтHп-O2]

V0=0.0476•[(1+4/4)•CH4+(2+6/4)•C2H6+(3+8/4)•C3H8+(4+10/4)•C4H10+(5+12/4)•C2H12]= =0.0476•[2•94.1+3.5•3.1+5•0.6+6.5•0.2+8•0.8]=9.984 м3/м3

* теоретический объем трехатомных газов в продуктах сгорания

* теоретический объем азота в продуктах сгорания



* теоретический объем водяных паров в продуктах сгорания

Присосы воздуха в газоходах теплогенератора

в топке ?бт = 0.05

в I газоходе ?б1 = 0.05

во II газоходе ?б2 = 0.1

в водяном экономайзере ?бв.э. = 0.1

Коэффициенты избытка воздуха за газоходами теплогенератора

в топке и за топкой бт = 1.05

за I газоходом б1 = бт + ?б1 = 1.05+0.05=1.1

за II газоходом б2 = б1 + ?б2 = 1.1+0.1=1.2

в уходящих газах из теплогенератора (за водяным экономайзером) :

бух = бв.э = ?б2 + ?бв.э = 1.2+0.1=1.3

Таблица 3 Характеристика продуктов сгорания

Характеристика
	Топка	І газоход	ІІ газоход	Водяной экономайзер
1	3	4	5	6
Коэффициент избытка воздуха за газоходом б	1.05	1.1	1.2	1.3
Средний коэффициент избытка воздуха бср	1.05	1.075	1.15	1.25
Действительный объем водяных паров	2.226	2.230	2.242	2.258
Действительный объем продуктов сгорания	11.694	11.948	12.709	13.723
Объемная доля трехатомных газов	0.091	0.089	0.084	0.078
Объемная доля водяных паров	0.190	0.187	0.176	0.165
Суммарная объемная доля трехатомных газов	0.281	0.276	0.260	0.243

Таблица 4 Энтальпия продуктов сгорания

			топка	I газоход	II газоход	водяной экономайзер
			Iг	Iг	Iг	Iг
1	2	3	4	5	6	7
27		356.1
100	1540.82	1318.91				1870.55
200	3110.94	2658.75			3310.34	3775.63
300	4718.75	4019.52		5020.21	5321.68	5723.63
400	6376.80	5405.42		6782.20	7187.61
500	8072.54	6828.99		8584.71	9096.89
600	9801.77	8286.07		10423.23	11044.68
700	11581.24	9780.83		12314.80	13048.36
800	13415.15	11288.15		14261.76
900	15290.92	12791.29	15930.48	16250.27
1000	17191.82	14340.48	17908.84	18267.35
1100	19105.28	15927.35	19901.65	20299.83
1200	21027.11	17514.22	21902.82
1300	23003.38	19105.28	23958.64
1400	25013.14	20734.02	26049.84
1500	27010.34	22362.77	28128.48
1600	29041.03	23995.70	30240.82
1700	31088.48	25624.44	32369.70
1800	33140.11	27257.37	34502.98
1900	35229.42	28927.98	36675.82
2000	37306.17	30598.60	38836.10
2100	39408.04	32273.40	41021.71
2200	41518.29	33944.01	43215.49
2300	43632.73	35656.49	45415.55
2400	45751.35	37331.29	47617.91
2500	47882.53	39043.78	49834.72

Таблица 6 Тепловой баланс теплогенератора

Расчетная величина	Обозначение	Размерность	Расчет	Формула или обоснование
1	2	3	4	5
Располагаемое тепло топлива		кДж/м3	37637.65	(из расчета)
Температура уходящих газов		°С	130	Таблица К7
Энтальпия уходящих газов	Iух	кДж/м3	2442,07	Таблица К4
Температура холодного воздуха	tх.в.	°С	27	Задана
Энтальпия холодного воздуха	I0х.в.	кДж/м3	356.1	Таблица К4
Потери теплоты от химического недожога	q3	%	0.5	Таблица К8
Потери теплоты от механического недожога	q4	%	0	-
Потери теплоты с уходящими газами	q2	%	5.25
Потери теплоты в окружающую среду	q5	%	2.35	Рис. 2.5
Потери теплоты с физическим теплом шлаков	q6	%	0	-
Коэффициент полезного действия теплогенератора	зтг	%	91.9	100 - (q2 +q3 +q4+q5+q6)
Давление пара за котельным агрегатом	pн.п	МПа	1.4	Задано
Энтальпия насыщеного пара	iн.п	кДж/кг	2788.3	Табл. свойств вод. пара
Температура насыщенного пара	tн.п	°С	195	Табл. свойств вод. пара
Температура питательной воды	tп.в	°С	99	Задана
Энтальпия питательной воды	iп.в	кДж/кг	114.85	Табл. свойств вод. пара
Паропроизводительность котла	Dк.ед	кг/ч	6200	Задана
Величина непрерывной продувки	р	%	6	Задана
Энтальпия котловой воды	iкв	кДж/кг	829.9	Табл. свойств вод. пара
1	2	3	4	5
Теплота, полезно используемая в теплогенераторе	Qтг	кДж/ч	14869788.6
Полный расход топлива	B	м3/ч	430
Расчетный расход топлива	Вр	м3/ч	430
Коэффициент сохранения тепла		-	0.975

Таблица 9 Расчет теплообмена в топке

Расчетная величина	Обозначение	Размерность	Расчет	Формула или обоснование
1	2	3	4	5
Коэффициент избытка воздуха в топке	бт	-	1.05	Принят
Температура холодного воздуха	tх.в	°С	27	Задана
Энтальпия холодного воздуха	Iх.в	кДж/м3	356.1	Таблица К4
Теплота, вносимая воздухом в топку	Qв	кДж/м3	373.9	бт• I0х.в
Полезное тепловыделение в топке	Qт	кДж/м3	35847.38
Теоретическая температура горения	?А	°С	1862	Таблица К4
Коэффициент М	M	-	0.53	Таблица К10
Температура газов на выходе из топки	?"т	°С	1000	Принимается предварительно
Энтальпия газов на выходе из топки	I"т	кДж/м3	17908,84	Таблица К4 (по ?"т)
Объем топочной камеры	Vт	м3	20.8	Таблица К10
Лучевоспринимающая поверхность	Нл	м2	27.9	Таблица К10
Суммарная поверхность топочной камеры	Fст	м2	45.4	6•Vт0.667
Эффективная толщина излучающего слоя	S	м	1.65	3.6•Vт/Fст
Произведение,	рnS	м•Па•105	0.4636	р•rп•S, р=105 Па давление в топке rп-из табл. К3
Объемная доля водяных паров в продуктах сгорания		-	0.190	Таблица К3
1	2	3	4	5
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами	Kг		0.79	Рис. 2.25
Коэффициент ослабления лучей для несветящейся части пламени	Kнесв		0.222	Kг•rп
Коэффициент ослабления лучей для светящейся части пламени	Kсв		0.132
Коэффициент ослабления лучей топочной средой	K		0.354	Kнесв + Kсв
Суммарная оптическая толщина среды для несветящейся части пламени	(КpS)несв	-	0.366	Kнесв•p•S= Kг•rп•p•S
Степень черноты несветящейся части пламени	aг=aнесв	-	0.307
Суммарная оптическая толщина для светящейся части пламени	(КpS)св	-	0.584	(Кг•rn+Ксв)•р•S
Степень черноты светящейся части пламени	aсв	-	1 - е-*
Коэффициент усреднения	т	-	0.1	0.1 для газового топлива
Эффективная степень черноты факела	aф	-	0.321	тасв+(1-т)аг, где аг=анесв
Коэффициент загрязнения экранов	ж	-	0.65	0.65 для газа
Средний коэффициент тепловой эффективности экранов	Шср	-	0.4
Теплонапряжение стен топочной камеры			339523.64
Действительная температура газов на выходе из топки	?"т	°С	950	Рис. 2.28
Энтальпия дымовых газов на выходе из топки	I"т	кДж/м3	16029.39	Таблица К4
Теплонапряжение топочного объема	qv		778086
Количество теплоты, воспринятое излучением в топке		кДж/м3	19322.54

Таблица 11 Расчет теплообмена в I газоходе

Расчетная величина	Обозначение	Размерность	Расчет	Формула или обоснование
1	2	3	4	5
Поверхность нагрева	HI	м2	84	Таблица К10
Число рядов труб вдоль оси котла		шт.	15	Таблица К10
Число рядов труб по ширине котла		шт.	22	Таблица К10
Наружный диаметр труб	dн	мм	56	Таблица К10
Продольный шаг		мм	100	Таблица К10
Поперечный шаг		мм	110	Таблица К10
Площадь сечения для прохода газов	FI	м2	1.24	Таблица К10
Эффективная толщина излучающего слоя газов в I газоходе	SI	м	0.175
Температура газов перед газоходом		°С	950	Из расчета топки
Энтальпия газов перед газоходом		кДж/м3	17258.81	Таблица К4

Таблица 12 Расчет теплообмена во II газоходе

Расчетная величина	Обозначение	Размерность	Расчет	Формула или обоснование
1	2	3	4	5
Поверхность нагрева	HII	м2	54	Таблица К10
Число рядов труб вдоль оси котла		шт.	10	Таблица К10
Число рядов труб по ширине котла		шт.	22	Таблица К10
Наружный диаметр труб	dн	мм	56	Таблица К10
Продольный шаг		мм	100	Таблица К10
Поперечный шаг		мм	110	Таблица К10
Площадь сечения для прохода газов	FII	м2	0.52	Таблица К10
Эффективная толщина излучающего слоя газов вo II газоходе	SII	м	0.175
Температура газов перед газоходом		°С	415	Из расчета I газохода

Таблица 13 Тепловой расчет чугунного водяного экономайзера

Расчетная величина	Обозначение	Размерность	Расчет	Формула или обоснование
1	2	3	4	5
Температура газов перед экономайзером		°С	265	Из предыдущего расчета
Энтальпия газов перед экономайзером		кДж/м3	5041.83	Таблица К4
Температура уходящих газов		°С	130	Принята.
Энтальпия уходящих газов		кДж/м3	2442.07	Таблица К4
Расход питательной воды	Dпв	кг/ч	6572	D+D•(P/100)
Тепловосприятие по уравнению теплового баланса	Qдв.э.	кДж/ч	1444812.43
	Qдв.э.	кДж/м3	2662.35
Температура питательной воды	t	°С	99	Задана
Энтальпия питательной воды	i	кДж/кг	414.85	Таблица свойств водяного пара
Энтальпия воды на выходе из экономайзера	i	кДж/кг	589.05
Температура воды на выходе из экономайзера	t	°С	140	Таблица свойств водяного пара
Скорость дымовых газов	Wгв.э	м/с	10	Принято
Объем дымовых газов	Vгв.э	м3/ м3	13.723	Таблица К3
Средняя температура газов	?ср.вэ	°С	197.5
Сечение для прохода дымовых газов	Fгв.э	м2	0.282

Таблица 14 Конструктивный расчет ребристого чугунного водяного экономайзера

Расчетная величина	Обозначение	Размерность	Расчет	Формула или обоснование
1	2	3	4	5
Длина ребристой трубы экономайзера	l	м	2.5	Рис. К5
Живое сечение для прохода газов	F'	м2	0.152	Рис. К5
Число труб в горизонтальном ряду	nгор	шт.	2
Действительная скорость газов	Wгв.э	м/с	10
Коэффициент теплопередачи экономайзера	Kвэ	Вт/ (м2•°С)	62.1	Рис. 2.30
Средний логарифмический температурный напор	?tср.вэ	°С	78.9
Полная поверхность водяного экономайзера	Hв.э	м2	233.6
Поверхность нагрева одной трубы с газовой стороны	H'	м2	3.72	Рис. К5
Число труб в вертикальном ряду	nверт.	шт.	34
Действительная поверхность нагрева водяного экономайзера	Hд.вэ	м2	233.6

Выбираем 2чугунных водяных экономайзера конструкции ВТИ марки ЭП2-236 двухколонковые.

Таблица 15 Уточнение теплового баланса

Расчетная величина	Обозначение	Размерность	Расчет	Формула или обоснование
1	2	3	4	5
Потери тепла с уходящими газами	q2	%	5.25
Сумма тепловых потерь	?q	%	8.1	q2+q5 +q4+q3+q6
Коэффициент полезного действия теплогенератора	зтг	%	91.9	100 - ?q
Расчетный расход топлива	Bр	м3/ч	430
Теплота, вносимая воздухом в топку	Qв	кДж/м3	373.9
Количество теплоты, воспринятое излучением из топки		кДж/м3	19322.54
Невязка теплового баланса	?Q	кДж/м3	183.8
Относительная невязка баланса		%	0.49

3. Расчет котельной установки

Предварительное определение производительности котельной установки.

Расчет тепловой схемы начинаем с предварительного определения производительности котельной установки «брутто».

Производительность котельной «брутто», складывается из производительности «нетто»- расхода пара на технологические нужды промышленного потребителя Dmeх, расходов пара Dcem на подогрев воды, идущей в тепловую сеть для отопления и горячего водоснабжения, на подогрев исходной воды, расхода пара на термическую деаэрацию питательной воды и потери пара в котельной установке.

Расход пара на производство Dmeх, кг/с, зависит от технологической нагрузки Qmex, МВт, и энтальпий производственного пара из парового коллектора iпк кДж/кг, и конденсата с производства ikтех, кДж/кг:

Количество конденсата, возвращаемого с производства, кг/с, составляет

где бконд ~ доля возврата конденсата с производства, %.

Подогрев сетевой воды, подаваемой на отопление и горячее водоснабжение, производят паром после редукционно-охладительной установки РОУ в сетевом подогревателе и охладителе конденсата пара сетевого подогревателя.

По уравнению теплового баланса для сетевого подогревателя и охладителя конденсата сетевого подогревателя можно найти расход пара на покрытие общей нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

где Qcem = Qoв + Qгвс - сумма нагрузок на отопление, вентиляцию и ГВС, МВт; inк -энтальпия пара, подаваемого из парового коллектора на сетевой подогреватель, кДж/кг; iкб - энтальпия конденсата после охладителя конденсата сетевого подогревателя Т6, кДж/кг.

Общий расход пара на покрытие производственной и жилищно-коммунальной нагрузок внешних потребителей равен

Расход пара на собственные нужды котельной Dсн принимают равным 15 - 30 % от величины Dвнеш, а потери пара Dnom в тепловой схеме котельной составляют 3 - 5 % общего расхода пара на внешнего потребителя.

Количество пара, подаваемого через паровой коллектор после редукционно-охладительной установки, составляет, кг/с:

Полная производительность котельной:

Количество котлов для производственно-отопительной котельной:

где Dк.ед = 1.722 кг/с- единичная производительность котла.

Количество котлов для производственно-отопительной котельной принимаем 8 шт.

4. Выбор деаэраторов

Подбор деаэраторов осуществляется по расходу деаэрированной воды с учетом затрат на собственные нужды.

Деаэратор атмосферного давления

- требуемая производительность

Атмосферный деаэратор принимается в соответствии с табл. К17.

Принимаем деаэратор марки ДА-100.

Выбор емкости бака-аккумулятора деаэратора атмосферного давления для питательной воды котлов производится по формуле:

Коэффициент 0,5 принимается при>50 т/ч, коэффициент 1,0 - при<50 т/ч.

Вывод

Расчетным путем по принятой конструкции и размерам котельного агрегата для заданных нагрузок и вида топлива были определены температура воды, пара, воздуха и газов на границах между отдельными поверхностями нагрева, коэффициент полезного действия и др.

В процессе работы было установлено, что для правильной работы тепловой схемы необходимо 8 котлов. Для данных котлов были определены типы экономайзера ЦККБ и тип атмосферного деаэратора ДА - 100.

В курсовом проекте был произведен расчет тепловой схемы котельной. По невязке теплового баланса расчет выполнен верно, т.к. она не превышает нормы и равна 0,49 %.

В данной закрытой системе вода тепловой сети используется только как теплоноситель в теплообменниках для подогрева холодной водопроводной воды, поступающей в систему горячего водоснабжения, а вода из теплоносителей не отбирается, что позволяет просто контролировать плотность системы и стабильное качество горячей воды.

Библиографический список

1. Теплогенерирующие установки: учебно-методический комплекс / В.И. Шарапов, Е.В. Макарова; Ульян. Гос. Техн. Ун-т. - Ульяновск: УлГТУ, 2006г. - 266с.

2. Ривкин, С. Л. Теплотехнические свойства воды и водяного пара / С. Л. Ривкин, А. А. Александров. М.: Энергия, 1980. 424 с.

3. Делягин, Г. Н. Теплогенерирующие установки: учебник для вузов / Г. Н. Делягин, В. И. Лебедев - М.: Стройиздат, 1986г

4. Сидельковский, Л. Н. Котельные установки промышленных предприятий / Л. Н. Сидельковский, В. Н. Юренев. - М.: Энергоатомиздат 1988г

5. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов - М.: Недра, 2003г

6. Тепловой расчет котельных агрегатов / под редакцией Н. В. Кузнецова и др. - М.: Энергия 1973г

Приложение 1



Приложение 2

Рис. К3 Вспомогательный график для определения температуры газов после I газохода

Рис. К4 Вспомогательный график для определения температуры газов после II газохода

Размещено на Allbest.ru

...