Проект производственно-отопительной котельной мощностью 89 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ

“ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ имени П.О. Сухого”

Кафедра “Промышленная теплоэнергетика и экология”

РАСЧЁТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

на тему: “Проект производственно-отопительной котельной мощностью 89 МВт”

Разработал студент группы ТЭ-52

А.Г. Романенко

Руководитель А.В. Овсянник к.т.н. доцент

ГОМЕЛЬ 2008



Содержание

Рецензия

Отзыв руководителя

Введение

1. Тепловая схема котельной

1.1 Описание схемы

1.2 Расчет тепловой схемы котельной

1.2.1 Общие сведения

1.2.2 Расчет тепловой схемы котельной

2. Тепловой расчет котельного агрегата де-25-14гм

2.1 Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания

2.2 Тепловой баланс котельного агрегата и определение расхода топлива

2.3 Тепловой расчет топочной камеры

2.4 Расчет первого конвективного пучка котла

2.5 Расчет второго конвективного пучка котла

2.6 Расчет и выбор водяного экономайзера

2.7 Проверка теплового расчёта котельного агрегата

3. Тепловой расчет котельного агрегата КВГМ-10-150

3.1 Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания

3.2 Тепловой баланс котельного агрегата и определение расхода топлива

3.3 Тепловой расчет топочной камеры

3.4 Расчет первого конвективного пучка котла

3.5 Расчет второго конвективного пучка котла

3.6 Проверка теплового расчёта котельного агрегата

4. Аэродинамический расчет котельного агрегата ДЕ-25-14ГМ

4.1 Расчет аэродинамического сопротивления первого конвективного пучка

4.2 Расчет аэродинамического сопротивления второго конвективного пучка

4.3 Расчёт аэродинамического сопротивления водяного экономайзера

5. Аэродинамический расчет котельного агрегата КВГМ-10-150

5.1 Расчет аэродинамического сопротивления первого конвективного пучка

5.2 Расчет аэродинамического сопротивления второго конвективного пучка

5.3 Расчет аэродинамического сопротивления дымовой трубы

6. Выбор и расчет водоподготовительной установки

6.1 Выбор схемы химводоочистки

6.2 Расчет основного оборудования

7. Проектирование системы электроснабжения котельной

7.1 Расчёт ответвлений к силовым электроприёмникам

7.1.1 Выбор электродвигателей

7.1.2 Выбор пусковой и защитной аппаратуры

7.1.3 Выбор проводов и кабелей, отходящих от шинопровода и распределительных щитов

7.2 Определение расчетных нагрузок котельной

7.3 Выбор устройств распределения электроэнергии, защитных аппаратов, сечений кабелей питающих линий

8. Автоматизация работы котельного агрегата КВ - 10 - ГМ - 150

9. Охрана труда и экология

9.1 Охрана труда

9.2 Расчет выбросов вредных веществ

10. Энергосбережение

11. Расчет технико-экономических показателей котельной

11.1 Расчёт технологических показателей котельной

11.2 Расчёт экономических показателей котельной

11.3 Определение количества и порядок оплаты абонентами тепловой энергии

Заключение

Литература



Рецензия

на дипломный проект студента энергетического факультета

УО Гомельский государственный технический

университет им. П.О. Сухого

Романенко Александра Григорьевича

на тему: "Проект производственно-отопительной котельной мощностью 89 МВт"

В данном дипломном проекте рассмотрен проект производственно-отопительной котельной мощностью 89 МВт.

В дипломном проекте был произведен расчет тепловой схемы котельной. Для устанавливаемых котлов выполнен тепловой и аэродинамический расчет, осуществлен выбор основного и вспомогательного оборудования, выбрана и рассчитана схема химводоочистки. В проекте получили отражение также вопросы автоматизации, техники безопасности, охраны окружающей среды. Был произведен расчет основных технико-экономических показателей и показателей экономической эффективности проекта.

Следует отметить умение использовать свои знания при решении практических задач, а также хорошее качество графических разработок и оформление расчетно-пояснительной записки.

Замечаний по дипломному проекту нет.

Заключение: студент освоил технику инженерного проектирования, подготовлен для работы по специальности в научно-исследовательских организациях, на производстве.

Оценка проекта: дипломный проект заслуживает оценки « ».

Рецензент: начальник сельмашевского района тепловых сетей филиала РУП «Гомельэнерго» “Гомельские тепловые сети”



Отзыв руководителя

Отзыв руководителя дипломного проекта на тему: ” Проект промышленно-отопительной котельной мощностью 25 Мвт ”, разработанного студентом энергетического факультета Гомельского государственного технического университета имени П. О. Сухого Шибнёва Дениса Анатолиевича

В ходе проектирования произведены следующие расчёты: расчёт тепловой схемы котельной, тепловой поверочный расчёт котельного агрегата, аэродинамический расчёт котельного агрегата; осуществлён выбор необходимого вспомогательного оборудования, выбор и расчёт схемы ВПУ, расчёт и выбор оборудования ГРП. Рассмотрен вопрос автоматизации и защиты котла. В разделе «Охрана труда и экология» представлены правила охраны труда и техники безопасности по обслуживанию основного и вспомогательного оборудования паровых котельных, работающих на газообразном топливе, а также методы и мероприятия, проводимые в целях снижения вредных выбросов, образующихся при сжигании газа. Организационно-экономическая часть проекта включает расчёт технико-экономических показателей котельной и рассмотрение базового решения по внедрению автоматизированной системы учёта отпуска тепла и потребления топлива.

Следует отметить: использование в проекте как научного, так и производственного передового опыта; способность к принятию самостоятельных оригинальных решений с применением новейших технических разработок, высокий теоретический уровень подготовки дипломника; отличное качество графических разработок и оформление расчетно-пояснительной записки.

Замечаний по дипломному проекту нет.

Заключение: студент освоил технику инженерного проектирования, подготовлен для работы по специальности в научно-исследовательских организациях, на производстве.

Оценка проекта: дипломный проект заслуживает оценки «отлично».



Введение

Целью дипломного проекта является расчёт и выбор основного и вспомогательного оборудования проектируемой котельной.

Котельная предназначена для выработки и снабжения паром промышленного предприятия. В дипломном проекте представлен расчет тепловой схемы котельной с выбором числа и типа устанавливаемых котлов, тепловой расчет и аэродинамический расчет котельных агрегатов, а также расчет и выбор водоподготовительной установки. Рассмотрены вопросы оснащения котельной автоматикой, вопросы охраны труда и экологии. Произведен расчет технико-экономических показателей проектируемой котельной.

Основным видом топлива для проектируемой котельной является природный газ, жидкое топливо (мазут) является резервным, на случай прекращения подачи природного газа по различным причинам.



1. Тепловая схема котельной

1.1 Описание схемы

Котельная предназначена для выработки насыщенного пара и перегретой воды. Источник водоснабжения является вода из артезианской скважины. Питание паровых и водогрейных котлов осуществляется умягченной водой, прошедшей двух ступенчатое умягчение в H-Na-катионитных фильтрах. Связью между паровой и водогрейной частью котельной является химическая очистка питательной воды и паропроводы для обоих теплоносителей.

Насыщенный пар из котлов с рабочим давлением Р1 = 1,4 МПа поступает в общую паровую магистраль котельной, из которой часть пара поступает в редукционный установку (РУ), в которой снижается давление пара до Р2 = 0,6 МПа, и далее отбирается на производство требующее давление 0,6 МПа и оборудование установленное в котельной: подогреватель сетевой воды; деаэраторы; подогреватель химически очищенной воды; подогреватель сырой воды. Другая часть пара направляется на производственные нужды предприятия. Конденсат от потребителей и пароводяных подогревателей, установленных в котельной, подается прямо в деаэратор с температурой 80оС.

Для приготовления перегретой воды с температурой 150-70С в котельной установлены водогрейные котлы, также предусмотрена сетевая установка.

Исходная вода, предварительно подогретая в охладителе продувочной воды и подогревателе сырой воды, поступает на Н-катионитные фильтры химводоочистки, после которых разделяется на два потока.

Часть воды, предварительно подогретая в подогревателе подпиточной воды, направляется в деаэратор подпиточной воды для подпитки тепловой сети.

Подпиточная вода для системы теплоснабжения забирается деаэратора, охлаждаясь в охладителе деаэрированной воды до 70оС перед поступлением к подпиточному насосу.

Вторая часть направляется на две ступени Na-катионитных фильтров и далее, через подогреватель питательной воды, в деаэратор питательной воды для питания паровых котлов.

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 вследствие снижения давления частично испаряется.

Деаэрированная вода с температурой около 104 оС питательным насосом нагнетается в экономайзеры и далее поступает в котлы.

1.2 Расчет тепловой схемы котельной

1.2.1 Общие сведения

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.

Расчёт тепловой схемы позволяет определить суммарную теплопроизводительность котельной установки при нескольких режимах её работы. Расчёт производится для 3-х характерных режимов:

максимально-зимнего,

наиболее холодного месяца,

летнего.

Результаты расчета являются исходными данными для расчета и выбора числа и единичной мощности котлов, оборудования отдельных узлов тепловой схемы и основных трубопроводов котельной.

Расчет тепловой схемы выполняется параллельно для всех режимов в табличной форме в рекомендованной последовательности:

рассчитывается предварительный пароводяной баланс котельной (без учета непрерывной продувки), который используется в расчете химводоочистки для установления необходимости непрерывной продувки, ее величины, а также для уточнения собственных нужд химводоочистки;

производится полный расчет тепловой схемы котельной по всем позициям, в частности уточняется пароводяной баланс, суммарная паровая и водогрейная нагрузка нагрузка котельной.

1.2.2 Расчет тепловой схемы котельной

Таблица 1.1 - Исходные данные для расчёта тепловой схемы котельной

Наименование	Обозначение	Обоснование	Режимы
			1	2	3
1	2	3	4	5	6
1.Расход пара на технологические нужды давлением 1,4 МПа, т/ч (кг/с)	D'Т	принята	14(3,9)	14(3,9)	10(2,8)
2. Расход пара на технологические нужды давлением 0,6 МПа, т/ч(кг/с)	DТ	принята	28(7,8)	28(7,8)	25(6,9)
3.Расход теплоты на отопление и вентиляцию, МВт	Qов	принята	14.8	14.8	-
4.Расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт	Qгвс	принята	6.4	6.4	4,5
5.Расчётная температура наружного воздуха для г.Гомеля, °С	tно	СНБ 2.04.02-2000	-24	-24	-
6.Температура внутри помещений, °С	tв	СНиП	18	18	-
7.Расчётная температура горячей воды в месте водоразбора, °С	tгв	СНиП	65
8.Возврат конденсата технологическими потребителями,%	в	принята	60
9.Температура сырой воды, °С	tсв	принята	5	5	15
10.Температура воды в подающей линии, °С	t1	Таблицы водяных паров	150	93	70
11.Температура питательной воды, °С	tпв	принята	104
12.Энтальпия питательной воды, кДж/кг	hпв	Таблицы водяных паров	437
13. Температура воды в обратной линии, °С	t2	-	70	50	40
14.Энтальпия котловой воды, кДж/кг	hкв	Таблицы водяных паров	829
15.Температура воды после расширителя непрерывной продувки, °С	t''пр	принята	50
16.Температура воды перед химводоочисткой, °С	t'хов	принята	30
17.Температура воды после химводоочистки, °С	t''хов	принята	28
18. Энтальпия воды перед химводоочисткой при температуре 30°С, кДж/кг	h'хов	Таблицы водяных паров	125,75
19. Энтальпия воды после химводоочистки при температуре 28° С, кДж/кг	h''хов	То же	117,38
20.Энтальпия пара на выходе из расширителя, кДж/кг	h''расш	То же	2691
21.Энтальпия подпиточной воды на выходе из деаэратора, кДж/кг	h'д.с.в.	То же	437
22. Энтальпия насыщенного пара с давлением 1,4 МПа, кДж/кг	h'роу	То же	2789,7
23. Энтальпия насыщенного пара с давлением 0,6 МПа, кДж/кг	h''роу	То же	2756,1
24.Температура подпиточной воды, °С	tподп	принята	70
25.Энтальпия подпиточной воды, кДж/кг	hподп	Таблицы водяных паров	293
26.Температура конденсата, возвращаемого потребителями, °С	tк	принята	80
27.Энтальпия конденсата, возвращаемого потребителями, кДж/кг	hк	Таблицы водяных паров	334,95
28.Температура продувочной воды сбрасываемой в дренаж, °С	tпр	принята	50
29.Энтальпия продувочной воды сбрасываемой в дренаж, кДж/кг	hпр	Таблицы водяных паров	209,34
30.Непрерывная продувка котлов, %	рпр	принята	3
31.Энтальрия конденсата редуцированного пара давлением 0,6 МПа, кДж/кг	hкроу	Таблицы водяных паров	670,5
32.КПД охладителей подпиточной воды		принято	0,98
33.Потери пара в цикле котельной, %	kк	принято	3
34.Коэффициент утечки воды в теплосети, %	kут	принято	0,5
35.Степень сухости пара,	x	принято	0,98
36.Коэффициент расхода пара на собственные нужды, %	kсн	принято	15
37.Коэффициент собственных нужд ХВО, %	Kхво	принято	1,25

Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца[1]:

(1.1)

где tвн - температура внутри помещений, °С;

tно - расчётная температура наружного воздуха для г. Гродно, °С;

tн - расчётная температура наружного воздуха для режима наиболее холодного месяца г. Гомеля, °С;

Температура воды в подающей линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца[1], оС:

оС (1.2)

Температура воды в обратной линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца[1], оС:

оС (1.3)

Расход воды на горячее водоснабжение[1], т/ч:

т/ч (25,5 кг/с) (1.4)

где - расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт;

- расчётная температура горячей воды в месте водоразбора, °С;

- температура сырой воды, °С.

Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию[1], т/ч:

т/ч (44,14кг/с) (1.5)

где - расход теплоты на отопление и вентиляцию, МВт.

Расход сетевой воды на отопление, вентиляцию и ГВС [1], т/ч:

т/ч (69,61 кг/с) (1.6)

Утечка из тепловой сети[1], т/ч:

т/ч (0,35 кг/с) (1.7)

где - утечка воды, %.

Количество подпиточной воды[1], т/ч:

т/ч (0,35 кг/с) (1.8)

Количество теплоты, внесённое с подпиточной водой[1], МВт:

МВт (1.9)

где - температура подпиточной воды, °С.

Суммарный расход теплоты на отопление, вентиляцию и ГВС[1], МВт:

МВт (1.10)

Тепловая нагрузка водоподогревательной установки[1], МВт:

МВт (1.11)

где - средняя температура сетевой воды в тепловой сети, °С.

Расход пара на деаэратор подпиточной воды, направляемой в теплосеть[1], т/ч:

т/ч (0,017кг/с) (1.12)

где - количество подпиточной воды, т/ч;

- энтальпия воды на выходе из деаэратора, кДж/кг;

- энтальпия химически очищенной воды после подогревателя, кДж/кг;

- степень сухости пара;

- энтальпия греющего пара, кДж/кг.

Расход химически очищенной воды после охладителя подпиточной воды[1], т/ч:

т/ч(0,33 кг/с) (1.13)

Температура химически очищенной воды после охладителя подпиточной воды[1], оС:

°С (1.14)

где - энтальпия подпиточной воды, кДж/кг;

- КПД охладителей подпиточной воды;

- температура воды после химводоочистки, °С.

Расход пара на подогреватель химически очищенной воды, поступающей в деаэратор подпиточной воды [1],т/ч:

т/ч (0,011кг/с) (1.15)

где - энтальпия греющего пара, кДж/кг;

-энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг;

энтальпия химически очищенной воды перед подогревателем, кДж/кг.

Расход пара на подогреватель сетевой воды (определяется только для режимов, при которых подогреватель находится в работе) [1], т/ч:

(1.16)

Расход сырой воды на химводоочистку для подпитки тепловой сети [1], т/ч:

(0,41кг/с) (1.17)

где - коэффициент собственных нужд ХВО, %.

Расход пара на подогреватель сырой воды, направляемой на химводоочистку для подпитки тепловой сети [1], т/ч:

т/ч(0,02кг/с) (1.18)

где - энтальпия воды перед химводоочисткой, кДж/кг;

- энтальпия сырой воды, кДж/кг.

Суммарный расход редуцированного пара внешними потребителями [1], т/ч:

т/ч (7,83кг/с) (1.19)

Суммарный расход свежего пара внешними потребителями [1], т/ч:

(11,79кг/с) (1.20)

где - энтальпия насыщенного пара давлением 1,4 МПа, кДж/кг

- энтальпия питательной воды, кДж/кг.

Расход пара на собственные нужды котельной по предварительной оценке [1], т/ч:

т/ч(1,77кг/с) (1.21)

где - коэффициент расхода пара на собственные нужды, %.

Паропроизводительность котельной по предварительной оценке с учётом потерь теплоты в цикле [1], т/ч:

т/ч(13,98кг/с) (1.22)

где - коэффициент потерь пара в цикле котельной, %.

Количество котловой воды, поступающей в расширитель с непрерывной продувкой[1], т/ч:

т/ч(0,42кг/с) (1.23)



где - величина непрерывной продувки котлов, %.

Количество пара, образующегося в расширителе непрерывной продувки [1], т/ч:

т/ч(0,07кг/с) (1.24)

где - энтальпия котловой воды, кДж/кг;

- энтальпия пара, выходящего из расширителя, кДж/кг.

Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки [1], т/ч:

т/ч(0,34кг/с) (1.25)

Потери конденсата внешними производственными потребителями [1], т/ч:

т/ч(4,66кг/с) (1.26)

где - возврат конденсата технологическими потребителями, %.

Потери конденсата в цикле котельной [1], т/ч:

т/ч(0,42кг/с) (1.27)

где - коэффициент потерь конденсата в цикле котельной, %.



Расход химически очищенной воды, поступающей в деаэратор питательной воды [1], т/ч:

т/ч(5,10кг/с) (1.28)

Расход сырой воды, поступающей на химводоочистку паровых котлов [1], т/ч:

т/ч(6,38кг/с) (1.29)

где - коэффициент собственных нужд ХВО, %.

Температура сырой воды, после охладителя непрерывной продувки [1], °С:

°С (1.30)

где - энтальпия продувочной воды сбрасываемой в дренаж, кДж/кг;

- теплоёмкость воды,(кДж/(кг·°С)).

Расход пара на подогреватель сырой воды, поступающей на химводоочистку паровых котлов [1], т/ч:

т/ч(0,29кг/с) (1.31)



где - энтальпия сырой воды перед подогревателем, определена при температуре 7,9 °С [11], кДж/кг.

Расход пара на подогреватель ХОВ, установленного перед деаэратором питательной воды [1], т/ч:

т/ч(0,54кг/с)(1.32)

где -энтальпия химически очищенной воды после подогревателя, определена при температуре 80°С [11], кДж/кг;

-энтальпия химически очищенной воды перед подогревателем, определена при температуре 28°С [11], кДж/кг.

Количество конденсата, возвращаемого внешними потребителями [1], т/ч:

т/ч(7кг/с) (1.33)

Суммарное количество воды и пара, поступающего в деаэратор питательной воды, за вычетом пара, поступающего в деаэратор [1], т/ч:

(1.34)

т/ч(13,01кг/с)

Средняя температура воды в деаэраторе [1], °С:



°С (1.35)

Расход пара на деаэратор питательной воды [1], т/ч:

т/ч (0,39 кг/с) (1.36)

Расход редуцированного пара на собственные нужды [1], т/ч:

т/ч(1,21кг/с) (1.37)

Расход свежего пара на мазутное хозяйство [1], т/ч:

т/ч(0,58кг/с) (1.38)

где -удельный расход пара на мазутное хозяйство для паровых котлов, кг/т;

- удельный расход пара на мазутное хозяйство для водогрейных котлов, кг/т.

Расход свежего пара на собственные нужды [1], т/ч:

т/ч(1,78кг/с) (1.39)



Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода на собственные нужды и потерь пара в котельной [1], т/ч:

т/ч(13,98кг/с) (1.40)

где - коэффициент потерь пара в цикле котельной, %.

Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной:

% (1.41)

Расчёт тепловой схемы закончен, так как невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной меньше 3 %. К установке принимаются три паровых котла паропроизводительностью 10 т/ч каждый типа ДЕ-25-14ГМ и два водогрейных котла теплопроизводительностью 11,63 МВт каждый типа КВГМ-10-150. Результаты расчёта режимов: максимально - зимнем, наиболее холодного месяца и летнем приведены в таблице 2.

Таблица 1.2 - Расчет тепловой схемы котельной

Физическая величина	Обозначение	Номер формулы	Значения величин при характерных режимах
			1	2	3
1	2	3	4	5	6
Расход сетевой воды на горячее водоснабжение, т/ч (кг/с)		(1.4)	91,65 (25,5)	91,65 (25,5)	76,98 (21,38)
Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию, т/ч (кг/с)		(1.5)	158,9 (44,14)	158,9 (44,14)	-
Утечка воды из тепловой сети, т/ч (кг/с)		(1.7)	1,25 (0,35)	1,25 (0,35)	0,38 (0,11)
Количество подпиточной воды, т/ч (кг/с)		(1.8)	1,25 (0,35)	1,25 (0,35)	0,38 (0,11)
Количество теплоты, внесённое с подпиточной водой, МВт		(1.9)	0,1	0,1	0,03
Тепловая нагрузка водопо-догревательной установки, МВт		(1.11)	21,25	14,29	4,44
Расход пара на деаэратор подпиточной воды, т/ч (кг/с)		(1.12)	0,06 (0,017)	0,06 (0,017)	0,017 (0,005)
Расход химически очищенной воды на деаэратор подпиточной воды, т/ч (кг/с)		(1.13)	1,19 (0,33)	1,19 (0,33)	0,37 (0,103)
Температура химочищенной воды после охладителя подпиточной воды, °С		(1.14)	63,26	63,26	63,26
Расход пара на подогреватель химически очищенной воды, поступающей в деаэратор подпиточной воды, т/ч (кг/с)		(1.15)	0,04 (0,011)	0,04 (0,011)	0,013 (0,004)
Нагрузка водогрейных котлов, МВт		-	23,26	23,26	0
Тепловая нагрузка подогревателей сетевой воды, МВт		-	0	0	4,76
Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч (кг/с)		(1.16)	0	0	7,82 (2,17)
1	2	3	4	5	6
Расход сырой воды для подпитки тепловой сети, т/ч (кг/с)		(1.17)	1,49 (0,41)	1,49 (0,41)	0,46 (0,13)
Расход пара на подогреватель сырой воды, поступающей для подпитки тепловой сети, т/ч (кг/с)		(1.18)	0,08 (0,02)	0,08 (0,02)	0,01 (0,003)
Суммарный расход редуцированного пара, т/ч (кг/с)		(1.19)	28,17 (7,83)	28,17 (7,83)	32,87 (9,13)
Суммарный расход свежего пара, т/ч (кг/с)		(1.20)	42,45 (11,79)	42,45 (11,79)	43,19 (11,99)
Расход пара на собственные нужды, т/ч (кг/с)		(1.21)	6,37 (1,77)	6,37 (1,77)	3,45 (0,96)
Паропроизводительность котельной, по предварительной оценке, т/ч (кг/с)		(1.22)	50,32 (13,98)	50,32 (13,98)	48,08 (13,36)
Количество котловой воды, поступающей в расширитель непрерывной продувки, т/ч (кг/с)		(1.23)	1,51 (0,42)	1,51 (0,42)	1,44 (0,40)
Количество пара образовавшегося в расширителе непрерывной продувки, т/ч (кг/с)		(1.24)	0,268 (0,07)	0,268 (0,07)	0,256 (0,07)
Количество воды на выходе из расширителя, т/ч (кг/с)		(1.25)	1,24 (0,34)	1,24 (0,34)	1,19 (0,33)
Потери конденсата технологическими потребителями, т/ч (кг/с)		(1.26)	16,8 (4,66)	16,8 (4,66)	14 (3,89)
Потери конденсата в цикле котельной, т/ч (кг/с)		(1.27)	1,51 (0,42)	1,51 (0,42)	1,44 (0,40)
Расход химочищенной воды, поступающей в деаэратор питательной воды, т/ч (кг/с)		(1.28)	18,37 (5,10)	18,37 (5,10)	15,46 (4,29)
Расход сырой воды, поступающей на ХВО паровых котлов, т/ч (кг/с)		(1.29)	22,96 (6,38)	22,96 (6,38)	19,32 (5,37)
Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки, °С		(1.30)	7,94	7,94	18,34
Расход пара на подогреватель сырой воды, поступающей на ХВО паровых котлов, т/ч (кг/с)		(1.31)	1,03 (0,29)	1,03 (0,29)	0,45 (0,125)
Расход пара на подогреватель химочищенной воды, т/ч (кг/с)		(1.32)	1,96 (0,54)	1,96 (0,54)	1,65 (0,46)
Количество конденсата, возвращаемого внешними потребителями, т/ч (кг/с)		(1.33)	25,2 (7)	25,2 (7)	21 (5,83)
Суммарное количество воды и пара, поступающих в деаэратор питательной воды, без учета греющего пара, т/ч (кг/с)		(1.34)	46,82 (13,01)	46,83 (13,01)	46,63 (12,95)
Средняя температура воды в деаэраторе, без учета греющего пара, °С		(1.35)	88	88	100
Расход пара на деаэратор питательной воды, т/ч (кг/с)		(1.36)	1,4 (0,39)	1,4 (0,39)	0,4 (0,11)
Расход редуцированного пара на собственные нужды, т/ч (кг/с)		(1.37)	4,34 (1,21)	4,34 (1,21)	2,45 (0,68)
Расход пара на мазутное хозяйство, т/ч (кг/с)		(1.38)	2,1 (0,58)	1,8 (0,50)	1,4 (0,39)
Расход свежего пара на собственные нужды, т/ч (кг/с)		(1.39)	6,39 (1,78)	6,12 (1,70)	3,79 (1,05)
Действительная паропроизводительность котельной, т/ч (кг/с)		(1.40)	50,34 (13,98)	50,06 (13,91)	48,43 (13,45)
Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %		(1.41)	0,05	0,514	0,729



2. Тепловой расчет котельного агрегата де-25-14гм

2.1 Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания

В качестве основного вида топлива, используемого на проектируемой котельной, принят природный газ, резервный вид топлива - мазут.

Физико-химические показатели качества природного газа принимаем по данным РПУП «Гомельоблгаз».

Состав природного газа в % по объему приводим в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Состав природного газа

Метан СН4 ,%	Этан С2Н6,%	Пропан С3Н8,%	Бутан С4Н10,%	Пентан С5Н12,%	Азот N2,%	Кислород О2,%
98,251	0,642	0,175	0,055	0,013	0,82	0,006

Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива Qнр = 33445 кДж/м3 (7988 ккал/м3).

При тепловом расчете парового котла определяем теоретические и действительные объемы воздуха и продуктов сгорания. Тепловой расчет производим для устанавливаемых котлоагрегатов ДЕ-25-14 ГМ.

Теоретический объем воздуха, необходимого для сгорания топлива при сжигании газа при определяем по формуле:

(2.1)

гдеm - число атомов углерода;

n - число атомов водорода.

Теоретический объем продуктов сгорания:

- объем водяных паров:

(2.2)

где dг.тл. - влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1м3 сухого газа, г/м3; принимаем равным dг.тл. = 0 г/м3

- теоретический объем азота:

(2.3)

- теоретический объем трехатомных газов:

(2.4)

- теоретический объем продуктов сгорания:

(2.5)

Действительные объемы продуктов сгорания рассчитываются с учетом коэффициента избытка воздуха в топке и объемов присосов воздуха по газоходам котельного агрегата.

Коэффициенты избытка воздуха на выходе из топки котла принимаем для камерной топки при сжигании газа равным [1, с.43]., величину присосов воздуха в газоходах котлоагрегата принимаем в соответствии c рекомендациями таблицы [1, табл.4-2].при номинальной нагрузке:

первый конвективный пучок котла

второй конвективный пучок котла

экономайзер чугунный с обшивкой

Действительный суммарный объем продуктов сгорания природного газа определяем (при среднем коэффициенте избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева) по формуле:

(2.6)

Результаты расчета действительных объемов продуктов сгорания и их составов по газоходам сводим в таблицу 2.2.



Таблица 2.2 Объёмы продуктов сгорания, объёмные доли трёхатомных газов

Наименование величины	Обозначение	Расчетная формула	Наименование элементов газового тракта
			Топка	Конвективный пучок	Конвективный пучок	Экономайзер
1	2	3	4	5	6	7
Коэффициент избытка воздуха в конце топки			1,05	-	-	-
Присос по элементам тракта			-	0,05	0,1	0,08
Коэффициент избытка воздуха за элементом тракта			1,05	1,1	1,2	1,28
Средний коэффициент избытка воздуха			1,05	1,075	1,15	1,24
Избыточный объем воздуха, м3/м3			0,476	0,714	1,429	2,286
Действительный объем водяных паров, м3/м3			2,156	2,16	2,17	2,185
Действительный объем продуктов сгорания,м3/м3	Vг		11,168	11,409	12,136	13,007
Объемная доля трехатомных газов			0,09	0,088	0,083	0,077
Объемная доля водяных паров			0,192	0,188	0,177	0,165
Суммарная объемная доля			0,282	0,276	0,26	0,242

Рассчитываем энтальпию воздуха и продуктов сгорания. Расчет энтальпий продуктов сгорания производим при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева для всего возможного диапазона температур.

Энтальпию теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур вычисляем по формуле[1]:

(2.7)

где (ct)в - энтальпия 1м3 воздуха, принимаем по таблице ХIII [1].

Энтальпию теоретического объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур определяем по формуле:

(2.8)

где - энтальпия 1м3 трехатомных газов, теоретического объема азота и водяных паров, принимается для каждой выбранной температуры t по таблице 4-3 [1], .

Энтальпию избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур t определяем по формуле:

(2.9)



Энтальпию продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха определяем по формуле:

(2.10)

где Нзл - энтальпия золы, для газа Нзл = 0.

Результаты расчетов энтальпий воздуха и продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.3.

Для составления таблицы интервал температур принимаем равным 100оС. Интервалы температур для расчета по газоходам принимаем:

- топка котла 2000 - 700 оС;

- конвективный пучок 800 - 200 оС;

- конвективный пучок 600 - 100 оС;

- водяной экономайзер 400 - 100 оС.

Таблица 2.3 Энтальпии воздуха и продуктов сгорания.

t, оС	,кДж/м3	, кДж/м3
			Топка	Конвектив-ный пучок	Конвектив-ный пучок	Экономайзер
			, кДж/м3	, кДж/м3	, кДж/м3	, кДж/м3
2000	29276	35731	37196
1800	26076	31745	33049
1200	16761	20141	20979
1100	15238	18299	19061
1000	16714	16463	17149
900	12238	14641	15253
800	10799	12849	13389	14469
700	9352	11092	11559	12494
600	7923	9385		10573	12159
500	6533	7731		8711	10017
400	5171	6102		6879	7913	9360
300	3847	4520		5097	5867	6944
200	2542	2981		3363	3871	4683
100	1266	1474				2272

2.2 Тепловой баланс котельного агрегата и определение расхода топлива

Тепловой баланс парогенератора характеризует равенство между приходом и расходом тепла. Тепловая эффективность котлоагрегата, совершенство его работы характеризуется коэффициентом полезного действия.

Приходная часть теплового баланса в большинстве случаев определяется по формуле:

, (2.11)

где - располагаемая теплота, ;

- низшая теплота сгорания топлива, для газа принимаем - низшая теплота сгорания сухой массы газа, ; принимаем по исходным данным для газа = 33445 (7988 );

. - физическое тепло топлива, , принимаем .= 0, так как топливо-газ;

. - физическое тепло воздуха, подаваемого в топку котла при подогреве его вне котлоагрегата, ; принимаем .= 0, так как воздух перед подачей в котлоагрегат дополнительно не подогревается;

- теплота, вносимая в котлоагрегат при поровом распыле жидкого топлива, ; принимаем .= 0, так как топливо газ.

Располагаемая теплота для котлоагрегата ДЕ-25-14 ГМ составляет:

Расходная часть теплового баланса котлоагрегата складывается из следующих составляющих:

(2.12)

Тепловой баланс котла составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты выражаются в процентах от располагаемой теплоты:

(2.13)

Разделив уравнение (2.12) на Qрр получим его в следующем виде:

, (2.14)

где q1 - полезно использованная в котлоагрегате теплота;

q2 - потеря теплоты с уходящими газами;

q3 - потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива;

q4 - потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива;

q5 - потеря теплоты от наружного охлаждения;

-

потеря теплоты от физической теплоты, содержащейся в удаляемом шлаке и от потерь на охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла;

q6шл.= 0, так как топливо газ;

q6охл= 0, так как охлаждение элементов котлоагрегата ДЕ-25-14 ГМ не предусматривается его конструкцией.

КПД брутто котельного агрегата определяется по уравнению обратного баланса[1]:

,% (2.15)

Потеря теплоты с уходящими газами q2 рассчитываем по формуле[1]:

, % (2.16)

где Нух - энтальпия уходящих газов из котлоагрегата, определяется из таблицы 2.3 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов, ; принимаем предварительно температуру уходящих газов Тух= 140 оС, ; Нух = 3197 ;

Нх.в.о - энтальпия теоретического объема холодного воздуха при температуре 30 оС, определяем по формуле:

Hх.в.0 = Vв0МсвМtх.в. = (2.17)

где св - теплоемкость воздуха, св=1,327.

Потери теплоты от химического недожога для природного газа[1]:

q3 = 0,5 %.

Потери теплоты от механического недожога для природного газа принимаем q4 = 0. [1].

Определяем q2:

Потери теплоты от наружного охлаждения q5 определяем по [1] для котлоагрегата паропроизводительностью 25 (6,94 ) с хвостовыми поверхностями:

q5 = 1,2 %

Коэффициент полезного действия котлоагрегата по формуле (2.15):

Суммарную потерю тепла в котлоагрегате определяем по формуле:

(2.18)

Для последующих расчетов определяем коэффициент потери теплоты:

(2.19)

Полное количество теплоты, полезно отданной в котельном агрегате определяем по формуле[1]:

(2.20)

гдеD - паропроизводительность котлоагрегата, 25 (6,94 );

hнп - энтальпия насыщенного пара при Р = 1,4МПа;

hнп=2788,9 [11];

hпв - энтальпия питательной воды при Р = 1,4МПа и tпв = 104 оС;

hпв = 436 [11];

hкв - энтальпия котловой воды при Р = 1,4Мпа и tкв = 194 оС;

hкв = 829 [11];

р - процент продувки котла, р=3%

Действительный часовой расход топлива:

(2.21)

Расход топлива, подаваемого в топку котлоагрегата, определяем по формуле:

(2.22)



2.3 Тепловой расчет топочной камеры

Поверочный расчет топочной камеры заключается в определении действительной температуры дымовых газов на выходе из топочной камеры котлоагрегата по формуле[1]:

(2.23)

гдеТа - абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания, К;

М - параметр, учитывающий распределения температур по высоте топки;

- коэффициент сохранения теплоты;

Вр - расчетный расход топлива, ;

Fст - площадь поверхности стен топки, м2;

- среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов;

- степень черноты топки;

Vcср - средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 м3 топлива в интервале температур , ;

5,67 10-8 - коэффициент излучения абсолютно черного тела, Вт/(м2К4).

Для определения действительной температуры предварительно задаемся ее значением в соответствии с рекомендациями [1] . По принятой температуре газов на выходе из топки и адиабатической температуре сгорания топлива Иа определяем тепловые потери, а по принятой - излучательные характеристики газов. Затем по известным геометрическим характеристикам топочной камеры получаем расчетным путем действительную температуру на выходе из топки.

Для принятой предварительно температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице 2.3

Полезное тепловыделение в топке вычисляем по формуле, :

гдеQв. - теплота, вносимая в топку воздухом, ; для котлов не имеющих воздухоподогревателя определяется по формуле[1]:

(2.24)

Qв.вн. - теплота, внесенная в котлоагрегат с поступающим в него воздухом, подогретым вне агрегата; принимаем Qв.вн = 0, так как воздух перед котлом ДЕ-25-14 ГМ в рассматриваемом проекте не подогревается;

rHг.отб. - теплота рециркулирующих продуктов сгорания; принимаем rHг.отб. = 0, так как конструкцией котла ДЕ 25-14ГМ рециркуляция дымовых газов не предусматривается;

Теоретическую (адиабатную) Иа температуру горения определяем по величине полезного тепловыделения в топке Qт = На.

,

определяем по

Определяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки. При сжигании газа:

(2.25)

Коэффициент тепловой эффективности экранов определяем по формуле:

(2.26)

где - коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия экранов вследствии загрязненности[1],;

х - условный коэффициент экранирования[1], х = 0,965;

Определяем эффективную толщину излучающего слоя в топке, м:

(2.27)

где Vт, Fст - объем и площадь поверхности стен топочной камеры, м3 и м2, определяем по конструкторской документации на котел ДЕ-25-14ГМ.

Vт = 29 м3

Fст = 64,22 м2

Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени складывается из коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами (кr) и сажистыми частицами (кс) и определяется по формуле, (м•Мпа)-1[1]:



, (2.28)

гдеrп - суммарная объемная доля трехатомных газов, берем из таблицы 2.2.

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами kг определяем по формуле, (м МПа)-1[1]:

(2.29)

где - парциальное давление трехатомных газов, МПа;

МПа;

= 0,1 МПа - давление в топочной камере котлоагрегата, работающего без продувки[1];

- абсолютная температура газов на выходе из топочной камеры, К (равна принятой по предварительной оценке):

Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами определяем по формуле, (м МПа)-1 :

(2.30)

где- соотношение содержания углерода и водорода в рабочей массе топлива, для газового топлива принимается:

,

Степень черноты факела (аф) для газообразного топлива определяется по формуле[1]:

(2.31)

где - степень черноты светящейся части факела, определяем по формуле:

(2.32)

- степень черноты несветящихся трехатомных газов, определяется по формуле[1]:

(2.33)

- коэффициент, характеризующий долю топочного объема заполненного светящейся частью факела, = 0,1 [1].

Степень черноты топки при сжигании газа определяется по формуле[1]:

(2.34)

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1м3 газообразного топлива[1]:

(2.35)

Определяем действительную температуру на выходе из топки[1]:

Так как расчетная температура на выходе из топочной камеры отличается от ранее принятой не более чем на 100 оС, то расчет считаем оконченным.

Тепло полезно переданное излучением в топке:

2.4 Расчет первого конвективного пучка котла

Конвективные поверхности нагрева парового котла играют важную роль в процессе получения пара, а также использования теплоты продуктов сгорания, покидающих топочную камеру.

При расчете конвективных поверхностей нагрева используются уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Для расчета задаемся температурой продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева и затем уточняем ее путем последовательных приближений. В связи с этим расчет ведем для двух значений температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода. Расчет производим для 1м3 сжигаемого газа при нормальных условиях.

Расчет конвективных поверхностей котла ведем в следующей последовательности.

По чертежу котлоагрегата определяем следующие конструктивные характеристики газохода:

- площадь поверхности нагрева Н=106,2 м2;

- поперечный шаг труб S1 = 110 мм;

- продольный шаг труб S2 = 110 мм;

- число рядов труб по ходу продуктов сгорания z2 = 24 шт.;

- наружный диаметр и толщина стенки трубы

- площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания F = 1,245 м2.

Подсчитываем относительный шаг:

- поперечный

(2.36)

- продольный

(2.37)



Предварительно принимаем два значения температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода:

Весь дальнейший расчет ведем для двух предварительно принятых температур.

Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания по уравнению теплового баланса[1]:

, (2.38)

где- коэффициент сохранения теплоты;

Н' - энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева, принимаем из расчета топочной камеры:

Н' = Нт" = 20442,94 , при Ит"= 1171оС;

Н" - энтальпия продуктов сгорания после конвективного пучка, принимаем из таблицы 2.3 при: И1" = 800 оС Н1" = 14469.1 ,

И2" = 500 оС Н2" = 8711.2 ;

- присос воздуха в конвективном пучке;

Нопр.в. - энтальпия присосанного воздуха при tв = 30 оС,

Нопр.в. = Нох.в. = 379,047 ;

Расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе определяем по формуле[1]:

(2.38)

Определяем температурный напор[1], оС:

(2.39)

гдеtк - температура охлаждающей среды, принимаем для парового котла равной tк = 195 оС при Р1 = 1,4 МПа.

Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева[1]:

(2.40)



Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании шахматных пучков труб по формуле[1]:

(2.41)

где - коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме [1],

= 110 ;

= 101 ;

сz - поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, определяем по номограмме [1], сz = 1,0;

сs - поправка на компоновку пучка, определяем по номограмме [1], сs = 0,9;

сф-коэффициент, учитывающий влияние физических параметров потока, определяем по номограмме [1], ;

Вычисляем степень черноты газового потока (а). При этом предварительно вычисляем суммарную оптическую толщину[1]:

(2.42)

гдеs - толщина излучающего слоя, для гладкотрубных пучков определяем по формуле[1]:



(2.43)

. - коэффициент ослабления лучей золовыми частицами, принимаем при сжигании газа . = 0;

- концентрация золовых частиц, принимаем ;

р - давление в газоходе, принимаем для котлов без надува равным 0,098МПа;

- коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, определяем по формуле[1]:

Степень черноты продуктов сгорания[1]: .

Определяем коэффициент теплоотдачи , учитывающий передачу теплоты излучением[1]:

(2.44)

где - коэффициент теплоотдачи в зависимости от температуры загрязненной стенки:

(2.45)

где t - средняя температура окружающей среды, принимаем для паровых котлов равной температуре насыщения t = 195оС;

- при сжигании газа принимаем равной 25оС ;

- коэффициент, учитывающий температуру стенки [3]: .

Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева[1]:

(2.46)

где - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева, принимаем (1,ст.179)

Определяем коэффициент теплопередачи[1]:



(2.47)

где - ...