Расчет тепловой схемы котельной

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Кафедра теплогазоснабжения и вентиляции.

Расчет тепловой схемы котельной

2020



1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ КУРСОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Проектирование теплогенерирующей установки заключается в разработке проекта установки, включая расчет, выбор и размещение оборудования.

В расчетной части проекта разрабатываются следующие вопросы: выбор и обоснование типа теплогенерирующей установки, ее принципиальная тепловая схема. Выполняется расчет схемы водоподготовки и выбирается соответствующее оборудование для обработки воды. Приводится аэродинамический расчет спроектированного газовоздушного тракта установки и производится выбор тяговых и дутьевых установок (устройств). Выбирается вспомогательное оборудование.

Графическая часть состоит из двух листов формата А1. На одном листе вычерчивается принципиальная тепловая схема котельной со спецификацией оборудования. На втором листе приводится компоновка главного корпуса котельной и располагаемое в нем оборудование в трех разрезах со всеми необходимыми строительными размерами.

Цель методических указаний - дать правильное направление самостоятельной работе студентов по выполнению курсового проекта и выбору необходимого оборудования.



2. ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИХ УСТАНОВОК

2.1 Общие положения

Расчет тепловой схемы позволяет определить суммарную теплопроизводительность котельной установки при нескольких режимах ее работы. Согласно [1] расчет тепловых схем должен выполняться для трех характерных режимов:

1) максимально-зимнего - при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку (расчетный), tнб;

2) наиболее холодного месяца - при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодный месяц, tнх;

3) летнего - при расчетной температуре наружного воздуха теплого периода.

Для расчета в курсовом проекте предлагается принципиальная тепловая схема котельной с парогенераторами для закрытой системы теплоснабжения (рис.1).

Пар из котла 1 поступает на редукционно-охладительную установку (РОУ) 2, где снижается его давление и температура. Основная часть пара используется на производственные нужды 13, а часть подается на пароводяные подогреватели сетевой воды 9, откуда она направляется в закрытую систему тепловых сетей 14.



Рис. 1 - Принципиальная тепловая схема отопительно-производственной котельной: 1 - паровой котёл; 2 - РОУ; 3 - деаэратор; 4 - охладитель выпара; 5 - питательный насос; 6 - подогреватель сырой воды; 7 - охладитель продувочной воды; 8 - сепаратор непрерывной продувки; 9 - сетевой подогреватель;10 - насос сетевой воды; 11 - насос подпиточный; 12 - насос сырой воды; 13 - потребитель технологического пара; 14 - потребители сетевой воды; 15 - конденсатный насос

Конденсат от потребителей и подогревателей сетевой воды подается в деаэратор 3. Из деаэратора питательная вода подается питательным насосом 5 в паровой котел и подпиточным насосом 11 - в обратную магистраль сетевой воды. Сырая вода насосом 12 подается в подогреватель 6, далее вода проходит химводоочистку (ХВО), охладитель непрерывной продувки 7, охладитель выпара 4 и поступает в деаэратор 3. Для подогрева воды в деаэраторе до температуры кипения используется редуцированный пар и выпар непрерывной продувки из сепаратора 8, которые подаются в бак-аккумулятор деаэратора под уровень воды. Загрязненный конденсат после теплообменников 4 и 7 далее не используется и сбрасывается в дренаж.



2.2 Исходные данные для расчета тепловой схемы

Населенный пункт Череповец.

Площадь жилмассива Fж= 9000 м2 для теплоснабжения;

Расход пара на технологические нужды Dтех= 8 т/ч;

Доля возврата конденсата от технологических потребителей Кв= 60%;

Тип котла ДЕ-6,5-14;

Рабочее давление пара Р=1,0 МПа;

Топливо -мазут высокосернистый.

Другие параметры заданы в виде табличных данных (табл. 1.1).

Таблица 2.1 - Исходные данные для расчета тепловой схемы

Величина	Обозначение	Единица величины	Значение	Примечание
1	2	3	4	5
1.Средняя температура наиболее холодной пятидневки1	tнб	оС	-32	СП 131.13330.2018 Таблица 3
2.Средняя температура наиболее холодного месяца	tнх	оС	-11,7	СП 131.13330.2018 Таблица 5
3.Допустимая температура внутри помещения	tвд	оС	18	ГОСТ 34904-2011 Таблица 1
4.Средняя оптимальная температура	tво	оС	21	ГОСТ 34904-2011 Таблица 1
5.Укрупненный показатель максимального часового расхода тепла на отопление жилых зданий	q	Вт/м2	209	СП 124.13330.2012 Таблица В.1
6.Расчетная максимальная температура сетевой воды в подающей линии	фрд	оС	150	По заданию
7.Средняя температура воды в нагревательном приборе системы отопления	фрпр	оС	82,5	По заданию
8.Расчетная максимальная температура сетевой воды в обратной линии	фр2о	оС	70	Принимаем
9.Жилплощадь массива	Fж	м2	9000	По заданию
10.Расчетная температура внутри отапливаемых зданий	tвр	оС	20	ГОСТ 34904-2011 Таблица 1
112.Количество жителей	u	чел.	750	u=Fж/f
12.Расход воды на человека в сутки	qч		120	СП 30.13330.2016 Таблица А.1
13.Температура горячей воды	tг.ср	оС	55	СП 124.13330.2012 п.6.4.
14.Коэффициент часовой неравномерности	Кч		2	СП 30.13330.2016 п.5.2.2.5, Таблица 1
15.Доля возврата конденсата с производства	Кв	%	60	По заданию
16.Значение непрерывной продувки	p	%	2-5	От Dк
17.Температура конденсата, возвращаемого с производства	tкп	оС	80...95	Принимаем
18 .Расход пара на мазутное хозяйство	Dмаз	т/ч	0,2	По нормам
19.Температура конденсата от сетевого подогревателя	tб	оС	80	Принимаем
21.Параметры пара после РОУ: давление температура энтальпия	P2 t2 iЅ2	МПа оС кДж/кг	1 179,9 2778	По [7]
22.Параметры пара, образующегося в сепараторе непрерывной продувки: давление температура энтальпия	P3 t3 iЅ3	МПа оС кДж/кг	0,166 114,4 2698	По [7]
23.Параметры пара, поступающего в охладители выпара из деаэратора: давление температура энтальпия	P4 t4 iЅ4	МПа оС кДж/кг	0,118 104,3 2683	По [7]
24.Параметры конденсата после охладителей ыпара: давление температура энтальпия	P4 t4 iґ4	МПа оС кДж/кг	0,118 104,3 437	По [7]
25.Параметры продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки: давление температура энтальпия	Pк tк iґк	МПа оС кДж/кг	1,3 191,6 814,7	По [7]
27.Температура сырой воды (зимой)	tхз	оС	5	По СНиП
28.Температура сырой воды (летом)	tхл	оС	15	По СНиП
29.Температура воды, поступившей на ХВО	tх	оС	25	Принимаем
30.Температура продувочной воды на выходе из охладителя продувки	tпр	оС	40	Принимаем
31.Температура воды на выходе из деаэратора	tд	оС	104	п.23 таблицы
32.Удельный объем воды в системе теплоснабжения	qсист	т/МВт	50	Для жилых зданий
33.Расход пара на техно-логические нужды	Dтех	т/ч	8	По заданию

теплогенерирующий установка аэродинамический газовоздушный

Параметры приняты для ближайшего населенного пункта к г. Череповцу- Вологды

Жилая площадь в районе определяется по формуле

Fж = uf

где u-число жителей;

f- норма общей площади на человека, принимается 12...15 м2/чел.



2.3 Расчет тепловой схемы котельной с паровыми котлами

Отпуск пара технологическим потребителям часто производится от котельных, называемых производственными. Эти котельные обычно вырабатывают насыщенный или слабо перегретый пар с давлением до 1,4 или 2,4 МПа. Пар используется технологическими потребителями и в небольшом количестве - на приготовление горячей воды, направляемой в систему теплоснабжения. Приготовление горячей воды производится в сетевых подогревателях, устанавливаемых в котельной. Сетевые подогреватели включаются последовательно. Первый подогреватель по ходу пара является пароводяным теплобменным аппаратом, а второй - водоводяным. Сетевые подогреватели обеспечивают отпуск теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения в закрытой системе теплоснабжения.

Для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды используется общий деаэратор для приготовления питательной и подпиточной воды. Для открытых систем теплоснабжения расход подпиточной воды может быть значительным, поэтому в котельных необходимо устанавливать два деаэратора: один для приготовления питательной воды, другой -подпиточной воды.

В котельных с паровыми котлами, как правило, устанавливаются деаэраторы атмосферного типа.

Для технологических потребителей, использующих пар более низкого давления по сравнению с вырабатываемым котлоагрегатами, и для собственных нужд котельной предусматривается редукционная установка для снижения давления пара РУ или редукционно-охладительная установка для снижения давления и температуры пара РОУ.

При расчете тепловой схемы котельной с паровыми котлами (см. рис. 1) необходимо определить следующие параметры:

1. Температура воздуха внутри отапливаемых жилых зданий tв, оС:

для максимально-зимнего режима

= tвд = 18;

для режима наиболее холодного месяца

tв = tво - =21- =19,28

2. Относительный расход теплоты на отопление жилых зданий :

для максимально-зимнего режима

= 1;

для режима наиболее холодного месяца

= ==0,5896

3. Температура сетевой воды в подающей линии 1, °С:

для максимально-зимнего режима =150

для режима наиболее холодного месяца

= tвр + (- tвд)( )0,8 + (- )=20+(82,5-18)0,58960,8+

+(150-82,5) 0,5896=102,07

для летнего режима =100

4. Температура сетевой воды в обратной линии после системы отопления 2о , °С:

для максимально-зимнего режима =70

для режима наиболее холодного месяца

= 1 - (-)=102,07-(150-70) 0,5896=54,90?

для летнего режима =30?.

5. Расход теплоты на отопление жилых зданий жилмассива , МВт:

для максимально-зимнего режима

= 1,16·10-6q Fж =1,16·10-6 209 9000 =2,182МВт

для режима наиболее холодного месяца

=·=0,58962,182=1,287 МВт

6. Расход теплоты на отопление общественных зданий ,МВт:

для максимально-зимнего режима

=0,25=0,252,182=0,546 МВт

для режима наиболее холодного месяца

==0,546=0,333 МВт

7. Расход теплоты на вентиляцию общественных зданий жил-массива , МВт:

для максимально-зимнего режима

0,1=0,12,182=0,218 МВт

для режима наиболее холодного месяца

==0,218=0,133МВт

8. Расход теплоты на отопление и вентиляцию объектов промпредприятий , МВт:

для максимально-зимнего режима

где Vi- объем i-го помещения по наружному обмеру.

для режима наиболее холодного месяца



9. Расход теплоты на горячее водоснабжение жилмассива (средний) , МВт:

для максимально-зимнего режима и режима наиболее холодного месяца

для летнего режима

==0,317=0,254 МВт

10. Максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение , МВт:

для максимально-зимнего режима и режима наиболее холодного месяца

= = 20,317=0,634 МВт

для летнего режима

= =20,254=0,508МВт

11. Технологическое теплопотребление для всех трех режимов , МВт:

Qтех= 0,278 Dтех(=0,2788(2778-4,280)0,610-3=3,259МВт

12. Общее теплопотребление на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение , МВт:

для максимально-зимнего режима

=2,182+0,546+0,218+0+0,634=3,58 МВт

для режима наиболее холодного месяца

=1,2865 +0,333+0,133+0+0,634=2,387 МВт

для летнего режима

=0,508 МВт

13. Температура сетевой воды после водонагревателей горячего водоснабжения жилмассива °С:

для максимально-зимнего режима

=3,1=27,73?

для режима наиболее холодного месяца

=3,1=21,29?

для летнего режима = 30.

14. Расход сетевой воды на отопление жилых зданий , , т/ч:

для максимально-зимнего режима

=23,38 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

==23,39 т/ч

15. Расход сетевой воды на отопление общественных зданий, т/ч:

для максимально-зимнего режима

==5,85 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

==6,051 т/ч

16. Расход сетевой воды на вентиляцию общественных зданий,т/ч:

для максимально-зимнего режима



==2,336 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

==2,417 т/ч

17. Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию промышленных зданий,т/ч:

для максимально-зимнего режима

=0

для режима наиболее холодного месяца

=0

18. Расход сетевой воды на горячее водоснабжение жилых зданий , т/ч:

для максимально-зимнего режима

=4,444 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

==6,727 т/ч

для летнего режима

=

19. Общий расход сетевой воды G, т/ч:

для максимально-зимнего режима

=23,38+5,85+2,336+0+4,444=36,01 т/ч

для режима наиболее холодного месяца



=23,39+6,051+2,417+0+6,727=38,59 т/ч

для летнего режима

=6,22 т/ч

20. Температура сетевой воды на входе в котельную,°С:

для максимально-зимнего режима

=150- =64,79?

для режима наиболее холодного месяца

=102,07-=49,05?

для летнего режима =30.

21. Объём сетевой воды в системе теплоснабжения ,т/ч:

для максимально-зимнего режима

=503,58=179 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=502,387=119,35 т/ч

для летнего режима

=500,508=25,4 т/ч

22. Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосистеме т/ч:

для максимально-зимнего режима

==1,343 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

==0,895 т/ч

для летнего режима

= =0,191 т/ч



23. Количество обратной сетевой воды ,т/ч:

для максимально-зимнего режима

=179-1,343=177,66 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=119,35-0,895=118,46 т/ч

для летнего режима

=25,4-0,191=25,21 т/ч

24. Расход пара на подогрев сетевой воды, т/ч:

для максимально-зимнего режима

==5,411 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

==3,59 т/ч

для летнего режима

==0,764 т/ч

25. Количество конденсата от подогревателя

сетевой воды, т/ч:

для максимально-зимнего режима

=5,411 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=3,59 т/ч

для летнего режима

=0,764 т/ч

26. Паровая нагрузка на котельную без учёта собственных нужд D, т/ч:

для максимально-зимнего режима

=8+5,411+0,2=13,611 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=8+3,59+0,2=11,79 т/ч

для летнего режима

=8+0,764+0,2=8,964 т/ч

27. Количество конденсата, возвращаемого с производства , т/ч:

для всех режимов

=0,68=4,8 т/ч.

28. Количество продувочной воды , т/ч (примем р=5%):

для максимально-зимнего режима

=(5/100)13,611=0,681 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=(5/100)11,79=0,59 т/ч

для летнего режима

=(5/100)8,964=0,448 т/ч

29. Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки , т/ч:

для максимально-зимнего режима

=0,103 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

==0,089 т/ч

для летнего режима

==0,068 т/ч

30. Количество продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки, т/ч:

для максимально-зимнего режима

=0,681-0,103=0,578 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=0,59-0,089=0,501 т/ч

для летнего режима

=0,448-0,068=0,38 т/ч

31. Внутрикотельные потери пара , т/ч

для максимально-зимнего режима

=0,00213,611=0,027 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=0,00211,79=0,024 т/ч

для летнего режима

=0,0028,964=0,018 т/ч

32. Количество воды на выходе из деаэратора, т/ч:

для максимально-зимнего режима

=13,611+0,681+1,343=15,635 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=11,79+0,59+0,895=13,275 т/ч

для летнего режима

=8,964+0,448+0,191=9,603 т/ч

33. Выпар из деаэратора, т/ч:

для максимально-зимнего режима

=0,00215,635=0,031 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=0,00213,275=0,027 т/ч

для летнего режима

=0,0029,603=0,019 т/ч

34. Количество умягчённой воды, поступающей в деаэратор, ,т/ч:

для максимально-зимнего режима

=(8-4,8)+0,681+0,027+0,031+1,343+0,2=5,482 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=(8-4,8)+0,59+0,024+0,027+0,895+0,2=4,936 т/ч

для летнего режима

=(8-4,8)+0,448+0,018+0,019+0,191+0,2=4,076 т/ч

35. Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку, , т/ч:

для максимально-зимнего режима

=1,25,482=6,578 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=1,24,936=5,923 т/ч

для летнего режима

=1,24,076=4,891 т/ч

36. Расход пара для подогрева сырой воды , т/ч:

для максимально-зимнего режима

==0,279 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

==0,251 т/ч

для летнего режима

==0,104 т/ч

37. Количество конденсата от подогревателей сырой воды ,т/ч:

для максимально-зимнего режима

=0,279 т/ч

для режима наиболее холодного месяца

=0,251 т/ч

для летнего режима

=0,104 т/ч

38. Суммарный поток воды, поступающей в деаэратор, GУ ,т/ч:

для всех режимов

GУ = =3,59+4,8+4,936+0,251+0,501-0,027=14,051 т/ч

39. Температура умягчённой воды на выходе из охладителя продувочной воды,°С:

для всех режимов

=+25=78,59?

40. Температура умягчённой воды, поступающей в деаэратор из охладителя выпара, ,°С

для всех режимов

=+78,59=81,52?

41. Средняя температура воды, поступающей в деаэратор, , °С:

для всех режимов (примем tкп=80?)



=

=83,89?

42. Расход пара на деаэратор, т/ч:

для всех режимов

=13,275=13,275=0,489 т/ч

43. Паровая нагрузка на котельную D',т/ч:

для всех режимов

D' = =11,79+0,489+0,251=12,53 т/ч

44. Внутрикотельные потери пара,т/ч:

для всех режимов

=12,53=0,26 т/ч

45. Суммарная паровая нагрузка на теплогенераторы ,т/ч:

для всех режимов

=12,53+0,26=12,79 т/ч

46. Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки, ,т/ч:

для всех режимов (р=5% -принято в п.28)

=0,64 т/ч

47. Количество пара на выходе из сепаратора, т/ч:

для всех режимов (i3=114,44,2=480,5 кДж/кг).

==0,1 т/ч

48. Количество продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки ,т/ч:

для всех режимов

=0,64-0,1=0,63 т/ч.

49. Количество воды на питание теплогенераторов , т/ч:

для всех режимов

=12,79+0,64=13,43 т/ч

50. Количество воды на выходе из деаэратора ,т/ч:

для всех режимов

=13,43+0,895=14,33 т/ч

51. Выпар из деаэратора , т/ч:

для всех режимов

=0,00214,33=0,03 т/ч

52. Количество умягчённой воды, поступающей в деаэратор, ,т/ч:

для всех режимов

=(8-4,8)+0,63+0,26+0,03+0,9+0,2=5,22 т/ч

53. Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку,, т/ч:

для всех режимов

=1,25,22=6,26 т/ч

54. Расход пара для подогрева сырой воды ,т/ч:

для всех режимов

=6,26=0,27 т/ч.

55. Количество конденсата от подогревателей сырой воды , т/ч:

для всех режимов

=0,27 т/ч.

56. Суммарный поток, поступающий в деаэратор (кроме греющего пара), , т/ч:

для всех режимов

=3,59+4,8+5,22+0,27+0,501-0,027=14,31 т/ч

57. Доля обработанной воды в питательной бов:

для всех режимов

бов = =1-=0,375

58. Температура умягчённой воды на выходе из охладителя продувочной воды , єС:

для всех режимов

=+25=75,67?

59. Температура умягчённой воды, поступающей в деаэратор из охладителя выпара, ,єС:

для всех режимов

=+75,67=78,6?

60. Средняя температура воды, поступающей в деаэратор, ,єС:

для всех режимов

= ==83,7?

61. Расход пара на деаэратор ,т/ч:

для всех режимов

=13,275=13,275=0,49 т/ч

62. Паровая нагрузка на котельную D', т/ч:

для всех режимов

=13,275+0,49+0,27=14,04 т/ч

63. Внутрикотельные потери пара , т/ч:

для всех режимов

=14,04=0,03 т/ч

64. Суммарная паровая нагрузка на котельную ,т/ч:

для всех режимов

=14,04+0,03=14,07 т/ч

65. Тип и паропроизводительность котла Dк, т/ч:

по заданию преподавателя ДЕ-6,5-14 Dк=6,5 т/ч

66. Количество работающих котлов n, шт.:

для всех режимов

=14,07/6,5=2,16. Принимаем n=3 котла

По окончании расчета тепловой схемы производим расчет количества котлов, устанавливаемых в котельной. В соответствии с требованиями СНиП количество установленных в котельной котлов должно обеспечить:

1) максимальную потребность в теплоте (первый режим);

2) в случае отказа одного из работающих котлов (при установке котлов с разной производительностью - при отказе котла с максимальной производительностью) оставшиеся котлы (второй режим).

Таким образом, количество устанавливаемых котлов должно выбираться по первому режиму с округлением в большую сторону, а если во втором режиме (при округлении в большую сторону) требуется такое же количество котлов, как в первом режиме, то следует устанавливать на один котел больше.



3. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ

Работа котлоагрегата требует обеспечения непрерывной подачи воздуха, необходимого для горения топлива и отвода продуктов сгорания топлива.

В современных котельных установках применяют искусственную механическую тягу, создаваемую специальными вентиляторами (дымососами), способными преодолеть сопротивление газового тракта. Газовые тракты обычно работают под разряжением.

Подача воздуха в топку котла осуществляется дутьевыми вентиляторами. Весь воздушный тракт находится под давлением.

Целью аэродинамического расчёта является определение производительности тяговой и дутьевой систем и гидравлических потерь в газовом и воздушном трактах, по которым в итоге будут выбраны к установке дымососы и вентиляторы [8].

3.1 Расчёт дымовой трубы

Расчёт, как правило, начинают с дымовой трубы. В паровых котлах малой производительности (до 2,5 т/ч) обычно применяется естественная тяга. Это тяга, создаваемая дымовой трубой за счёт разности плотностей дымовых газов и окружающего воздуха.

В котлах большей производительности тяга создаётся за счёт мощности дымососа и частично с помощью дымовой трубы.

Итогом расчёта является определение гидравлического сопротивления дымовой трубы и самотяги трубы.

Порядок расчёта

1. Для данного расчёта рекомендуется принять кирпичную трубу. Её высота принимается по рекомендации [8]:

Н = 30 или 45 м для котлов с производительностью до 10 т/ч ,

Н = 60 для котлов с производительностью 25 т/ч.

Примем Н=45 м.

2. Определим температуру дымовых газов на входе в дымосос:

д.тр.

где ух - температура дымовых газов после ВЭ, °С;- коэффициент расхода воздуха у дымовой трубы; - присос воздуха в газопроводе от ВЭ до дымовой трубы. Принять =0,01 на каждые 10 м дымохода.

Характеристики сжигаемого топлива:

Тип топлива- мазут высокосернистый;

Теплота сгорания Qнр=39,06МДж/кг [2], табл. III

Объем продуктов сгорания при сжигании 1 кг топлива Vдг=11,22м3/кг [2], табл. ХII- при выходе из топки.

Теоретический объём воздуха для горения V0 =10,44м3/кг

ух=160? [3], глава 4, п.3, стр.53 (для мазута)

Для расчета действительных объемов продуктов горения по поверхности нагрева котельного агрегата прежде всего выбирают коэффициенты избытка воздуха на выходе из топки бт и присосы воздуха в отдельных элементах котла ?б. Коэффициент избытка воздуха бт должен обеспечить практически полное сгорание топлива. При сжигании мазута бт=1,1. [3], таблица 3.2. Далее присосы принимаем по [3], таблица 3.1

Конвективный газоход г =0,1

Экономайзер э =0,1

Таким образом ух =1,1+0,1+0,1=1,3

Температуру холодного воздуха перед котлом примем tх.в.=30?

=0,0145/10=0,045

Температура дымовых газов на входе в дымосос:

=155,7?

3. Расход газов через дымовую трубу для случая одновременной работы всех котлов в котельной при их номинальной нагрузке, мі/ч:

Vд.тр.= ВрVухn

где Вр - расчётный расход топлива на 1 котёл, мі/ч или кг/ч; Vух = Vд.г + ДбVо = - объём дымовых газов на входе в дымовую трубу, мі/ мі или мі/кг; Vо- теоретический объём воздуха для горения, мі/ мі или мі/кг; Vдг - объём дымовых газов за ВЭ, (см. табл.3.3), мі/мі или мі/кг; n - число работающих котлов.

Согласно характеристике котла ДЕ-6,5-14 расчётный расход топлива на 1 котёл Вр=466 кг/ч; Дб=0,1+0,1+0,045=0,245

Vух = 11,22 + 0,24510,44 =13,78 м3/кг

Vд.тр.= 46613,783=30252м3/ч

4. Скорость дымовых газов на выходе из дымовой трубы. Выбирается по условиям обеспечения рассеивания вредных примесей в дымовых газах. Для котлов малой и средней мощности скорость при искусственной тяге принимается

щвых= 8 - 15 м/с. Примем щвых=10 м/м

5. Определим внутренний диаметр устья дымовой трубы, м:

dд.тр = 0,0188= 0,0188=1,03 м

Далее округлим dд.тр до ближайшего типоразмера (1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 4,3) и уточним скорость, м/с:

Примем dд.тр =1,2 м.



щвых = ==7,43 м/с

6. Гидравлическое сопротивление дымовой трубы, Па:

ДРд.тр = ДРтр + ДРвых

Сопротивление на трение для кирпичных труб, Па:

ДРтр = ==14,2 Па

где л = 0,05 - коэффициент гидравлического трения;

i = 0,01 гидравлический уклон внутренней поверхности трубы;
сг = 1,29=1,29 =0,82 кг/мі- плотность дымовых газов при температуре газов на входе в трубу.

Сопротивление на выходе из дымовой трубы, Па:

ДРвых = жвых=1,0=22,7 Па

где жвых = 1,0 - местный коэффициент гидравлического трения при выходе газов из трубы, Па.

ДРд.тр =14,2+22,7=36,9 Па

7. Самотяга дымовой трубы, Па:

Рсам = Нg(св- сг)=459,81(1,2-0,85)=154,5Па

где Н - высота дымовой трубы, 45 м;

св - плотность атмосферного воздуха около трубы, кг/мі, (св = 1,2 кг/мі);

сг - плотность газов на выходе из трубы, принимается равной

0,85 - 0,88 кг/мі при 120 - 150°С.



3.2 Расчёт газового тракта

Расчёт потерь давления (гидравлических сопротивлений) в газовом и воздушном трактах ведётся со следующим упрощением. Принимаем, что плотность газов выбирается по плотности сухого воздуха. Такое допущение и позволяет упростить расчёт, применяя номограммы.

t,°С 0 100 200 400 600 800 1000 1200

св, кг/мі 1,293 0,946 0,746 0,254 0,404 0,329 - -

сг, кг/мі 1,259 0,950 0,748 0,525 0,405 0,330 0,275 0,240

Расчёт ведётся на номинальную нагрузку для одного из котлов.

Предварительно составляется эскиз газохода, куда входят все участки, ВЭ, золоуловитель, шибер, дымосос, дымовая труба (рис.4.1).

Рис. 3.1 - Схема газового тракта

Полное сопротивление газового тракта (от топки до выхода газов в дымовую трубу), Па:

ДРг.тр = ДРтгу + ДРвэ + ДРвп + ДРзу + ДРб + ДРд.тр

1. ДРтгу - суммарное сопротивление теплогенератора; складывается из сопротивлений поперечно и продольно омываемых труб, сопротивлений поворотов и выхода газов. Обычно сопротивление не считается, а принимается по данным завода-изготовителя.

Сопротивление котлов ДЕ-6,5-14: ДРтгу=555 Па. [3], таблица 11.1

2. ДРвэ - сопротивление водяного экономайзера; считается как поперечно омываемые пучки труб, Па:

ДРвэ = жвэ

где - скорость газов в экономайзере принимается из теплового расчёта, м/с; жвэ= 0,5 z2 - гидравлическое сопротивление одной трубы; z2 - число труб водяного экономайзера по ходу газов.

Котел ДЕ-6,5-14 поставляется в комплекте с экономайзером ЭБ2-142И.

По справочным данным для данного экономайзера аэродинамическое сопротивление ДРвэ не должно превышать ДРвэ=343 Па

3. ДРвп =0 - сопротивление воздушного подогревателя, Па. Рассчитывается в зависимости от конструкции ВП или принимается по паспортным данным. В нашем случае отсутствует.

4. ДРзу - сопротивление золоуловителей. Обычно приводятся в паспортных данных завода изготовителя (табл 3.2). Например, при объёме газов от 6000 до 20000 мі/ч рекомендуются циклонные блоки ЦКТИ или НИИГАЗ.

Таблица 3.2 - Сопротивления золоуловителей

Тип	ДРзу , Па	Тип	ДРзу , Па
ЦКТИ ЦН 24 ЦМС - 27 Д - 49	100 75 45 33	БЦУ «Энергия» БЦНР с ЗЛ БЦ ЦКТИ БЦ с ЛА	100 65,85 130 90



При объёме газов от 15000 до 150000 мі/ч (наш случай) рекомендуется принимать батарейные циклоны. Вообще золоуловители рекомендуется выбирать не только по производительности, но и по степени очистки. Батарейный циклон «Энергия» обладает коэффициентом сопротивления =65,85.

Сопротивление в золоуловителе:

К1=0,1…1-примем К1=0,25; К2=0,5…1. Примем К2=0,5.

зол =4,5 м/с -скорость газов в золоуловителе;

сг =0,82 кг/м3-плотность газов

5.ДРб=ДРд.тр+ДРм-сопротивление газовых каналов(боровов), Па,

где ДРтр = - сопротивление на трение, Па;

ДРм = У ж - местные сопротивления (повороты, расширения, сужения, входы, выходы, шибера, заслонки и прочая арматура), Па;

- коэффициент гидравлического трения, зависит от относительной шероховатости стенок канала и числа Рейнольдса;

l - длина газохода или его отдельного участка, м;

d - эквивалентный диаметр канала d = 4?f/U;

f - площадь живого сечения, мІ;

U - периметр сечения, м;

с =0,82 кг/мі- плотность газов при данной температуре,

щ - скорость газов на участке канала, м/с;

ДРд.тр - сопротивление дымовой трубы, определено в подразд. 3.1.

Последовательность расчёта

1. Определим секундный расход дымовых газов на один котёл, мі/с:

Vд = Вр(Vдг + Дб Vо)

Все параметры для расчёта принять из расчёта дымовой трубы.

Vд = 466(11,22 + 0,24510,44 ) =2,8 мі/с

2. Опередить сечение газохода, мІ:

f =Vд/щ=2,8/5=0,56 м2

Скорость газов в газоходе для ориентировочных расчётов можно принять:

щ = 8 - 12 м/с для стальных газоходов; щ = 4 - 6 м/с для кирпичных боровов.

Для прямоугольного газохода необходимо определить стороны прямоугольника b, h из соотношения

b == 1,2 =0,75 м

h = f / b=0,56/0,75=0,75м

Далее округлить результаты до 0,05 м и уточнить скорость щ = 5 м/с

3. Определить полное сопротивление боровов, Па:

ДРб =(л+Уж)

Для расчётов необходимо определить длину газопровода. Если площадь сечения газохода не меняется, то газоход следует разбивать на отдельные участки и длину определить согласно составленному эскизу.

При определении местных потерь потребуются коэффициенты местных сопротивлений. Некоторые из них:

Для поворота:

на 90є ж90 = 0,30, 45є ж45 = 0,15,

60є ж60 = 0,20, 30є ж30 = 0,10;

открытого шибера жш = 0,1;

всасывающего кармана дымососа жвк = 0,2;

диффузора за дымососом ждиф = 0,2 - 0,25;

входа в дымовую трубу жвх = 1,1.

Для расчёта потерь на трение принять коэффициент гидравлического трения равным л=0,02 для стальных боровов и = 0,03 - для кирпичных.

ДРб =(л+Уж)

Согласно рис. 3.1.

Уж =40,3+0,1+20,15+0,2+0,2+1,1=3,1

d = 4?0,56/(0,754)=0,75 м;

ДРб=(0,03*40/0,75+3,1)0,8252/4=24 Па

4. Определить полное сопротивление газового тракта, ДРг.тр,Па:

ДРг.тр = ДРтгу + ДРвэ + ДРвп + ДРзу + ДРб + ДРд.тр=555+343+0+68,3+24+36,9=1027,2Па

5. Перепад полных давлений по газовому тракту, Па:

ДРп =ДР"+ ДР.тр г- ДРсам=20+1027,2-154,5=892,7 Па

где ДР" - разряжение на выходе из топки, необходимое для предотвращения выбивания газов. Обычно принимают ДР" = 20 - 30 Па; ДРсам - самотяга дымовой трубы (определена ранее), Па.

После аэродинамического расчёта газового тракта выбираем дымосос.Он выбирается по расчётной подаче Qдр и создаваемому разряжению.

Расчётная подача дымососа, мі/с:

= в1Vд =1,12,8=3,08 м3/с

где в1 - коэффициент запаса, который выбирается равным 1,1 для котлов небольшой производительности

По таблице выбираем дымосос ДН-10-1000

Производительность на всасе 13620 м3/ч; полное давление 99,0 да Па;эд=83%

Мощность двигателя для привода дымососа, кВт:

=4,31 кВт

где в2 = коэффициент запаса мощности; расчётная подача дымососа, мі/с; Нд - расчётный полный напор дымососа, кПа;

- эксплуатационный КПД дымососа, %.

Электродвигатель: мощность N=11 кВт; частота вращения n=1000 об/мин.

3.3 Расчёт воздушного тракта

Расчёт воздушного тракта, как и газового, ведётся на номинальную нагрузку котла. Воздуховоды обычно выполняются стальными квадратами, прямоугольными и круглыми. Для нашего расчёта выберем стальной воздухопровод квадратного сечения.

Перед расчётом составим эскиз воздушного тракта (рис.3.2). Для котельных установок, работающих на холодном воздухе, тракт включает только воздухопроводы и дутьевую установку.

Температура холодного воздуха, засасываемого вентилятором из котельной, принимается обычно в соответствии с нормативным методом теплового расчёта равной 30°С. Плотность воздуха при этой температуре схв= 1,2 кг/мі.

Расчёт сопротивления воздуховодов сводится в основном к определению местных сопротивлений. Сопротивление трения при скоростях воздуха менее 10 м/с очень малы и их в расчётах не учитывают.

Последовательность расчёта:

1. Определить количество холодного воздуха, подаваемого дутьевым вентилятором, мі/ч:

Vхв = ВрV°(бт - Дбт)=46610,44 (1,1-0,07=5562 м3/ч

где Вр - расчётный расход топлива, м3/ч или кг/ч; Vо - теоретический расход воздуха для горения, м3/м3 или м3/кг; т - коэффициент избытка воздуха в топке; т - присосы воздуха в топке; tхв - температура холодного воздуха, оС.

Рис. 3.2 - Схема воздушного тракта

2. Определить суммарное сопротивление воздушного тракта, Па:

Р = Рту +Рхв+Ргв+Рвп=1000+81+0+0=1081 Па

где Рту - сопротивление топочного устройства для подвода воздуха. Обычно принимается по рекомендациям или паспортным данным конкретного устройства. При сжигании газа и мазута можно выбрать горелки типа ГМ с сопротивлением 883 - 1180 Па( примем 1000 Па) а для слоевых механических топок сопротивление решёток можно принять равным 785 Па; Рхв, Ргв - сопротивление участков воздушного тракта при протекании холодного и горячего воздуха, Па. Так как мы воздух не греем, то по всему тракту протекает холодный воздух; Рвп - сопротивление воздушного подогревателя, Па.

3. Сопротивление воздушного тракта по холодному воздуху, Па:

Рхв =ж=1,35=81 Па

ж=0,25+0,4+0,1+0,152+0,3=1,35

где ж - коэффициент местных сопротивлений. Сопротивления поворотов были приведены при расчёте газового тракта. Коэффициент сопротивления патрубка для забора воздуха можно принять жпз = 0,2 - 0,3; коэффициент сопротивления дутьевого вентилятора ждв= 0,35 - 0,45; хв - скорость воздуха в канале; можно принять хв = 8 - 12 м/с.

4. Полный перепад давлений в воздушном тракте, Па:

Рвп =Р Рс - Рт=1081+0-34=1047 Па

где Р - суммарное сопротивление воздушного тракта, Па; Рс - самотяга на участках воздухопровода, Па; считается только на участках горячего воздуха, причём с плюсом берётся опускной канал, а с минусом подъёмный;

Рт = Рт + 0,95 qH =20+0,959,811,5=34 Па - полное разряжение на выходе из топки;

Рт = 20 Па - разряжение в топке, создаваемое дымососом; 0,95 qH - подъёмная сила, возникающая в топке при движении горячих газов, Па; H-расстояние по вертикали между центрами горелок и сечением выходного окна для газов, м, при сжигании газа. Для слоевых топок это расстояние от колосниковой решётки до середины выходного окна.

Дутьевой вентилятор выбираем по производительности и полным аэродинамическим потерям.

Расчётная производительность дутьевого вентилятора, м3/ч:

Qдв = 1Vхв=1,15562=6118,2 м3/ч

где 1 - коэффициент запаса, который можно принять равным 1,1.Принимаем вентилятор ВДН-9-1000.

Производительность на всасе 9930 м3/ч; полное давление 125 да Па;эд=83%

Установленная мощность электродвигателя для вентилятора

N= 2QдвНдв/= 1,16118,21,047/ 83100=0,85 кВт

где 2 - коэффициент запаса мощности; Qдв - расчётная подача вентилятора,м3/с; Ндв - полный напор, создаваемый вентилятором, кПа; - эксплуатационный КПД вентилятора (воздуходувки),%.

Электродвигатель: мощность N=11 кВт; частота вращения n=1000 об/мин.



4. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ

Кроме парового котла в состав котельной входит теплотехническое и механическое оборудование. В курсовом проекте после всех расчётов рекомендуется подобрать всё оборудование для обеспечения работы котельной.

4.1 Выбор теплообменных аппаратов (водонагревателей)

При проектировании котельных теплообменные аппараты для нагрева воды не конструируются заново, а их типоразмеры подбираются по каталогам и справочникам [5].

Типоразмер теплообменного аппарата выбирается по его функциональному назначению, требуемой площади поверхности теплообмена и параметрам теплоносителей. По виду греющего теплоносителя они разделяются на пароводяные и водо-водяные. При подборе можно варьировать количество и схемы присоединения (подсоединения) теплообменников. Для уточнения технических характеристик на конкретных режимах эксплуатации выполняются поверочные расчёты.

4.2 Выбор подогревателей сетевой воды

Подогреватели сетевой воды выпускаются двух типов исполнения - вертикального и горизонтального. Подогреватели вертикального исполнения устанавливают преимущественно в крупных котельных, соизмеряясь с высотой здания котельной. Подогреватели сетевой воды представляют собой кожухотрубные теплообменные аппараты с двумя трубными досками, в которые завальцованы трубки. Пар подаётся в межтрубное пространство, а сетевая вода - в пространство перед трубной доской. Далее вода протекает по трубкам.

Согласно разделу 2.3,п.19 расход сетевой воды составляет G=38,59 т/ч, температурный график 150/70.

Это соответствует подогревателю ПП1-24-7-IV.

(Gном=41,7 т/ч, теплоноситель -пар с давлением 1,0 МПа).

Количество подогревателей 2 шт.(1 рабочий , 1 резервный)

Рис. 4.1 - Схема обвязки паро-водяного подогревателя сетевой воды

4.3 Охладители конденсата

Охладители конденсата (ОК) представляют собой водо-водяные теплообменные аппараты горизонтального исполнения. Обычно конденсат подаётся в межтрубное пространство; а вода - в трубки. К пароводяному теплообменному аппарату ОК подсоединяется последовательно по конденсату и воде. На каждую группу теплообменных аппаратов устанавливается отдельный ОК.

Расход пара на подогрев сетевой воды D=3,59 т/ч (раздел 2.3,п.24).

Требуемая площадь трубного пространства при расходе конденсата D=3,59 кг/ч=1 кг/с и скорости щ=1 м/с:

Fтр=D/=1 0,0011/1=0,0011 м2

где =0,0011 м3/кг -удельный объем воды,;

Площадь поверхности нагрева (F) теплообменника, м2:

,

где Qi - тепловая мощность теплообменника, кВт;

k - коэффициент теплопередачи, кВт/(м2 · К), при учебных расчетах k принимается равным:

- для водоводяных теплообменников 1,5 кВт/(м2 · К),

- для пароводяных - 2,5 кВт/(м2 · К);

=0,95 - коэффициент, учитывающий потери тепла от наружного охлаждения;

- температурный напор:

Известно t1=179,9?; t1=80?-температуры конденсата на входе в теплообменник и выходе из него; t2=70?

Уравнение теплового баланса

Qi=Gc2( t2 -t2)=D c1( t1- t1)= 14,2(179,9-80)= 419,58 кВт

(примем c1= c2=4,2 кДж/(кгК)

G=38,59 кг/ч= 10,72 кг/с

t2 -t2 = Qi / (c2G)=419,58/(10,524,2)=9,32?

t2 =9,3+70=79,3?

- температурный напор, определяется по формуле:

При tб/tм > 1,7

При противотоке tб=179,9-70=109,9?; tм=80-79,32=0,68?

=21,6?

F=419,58/(1,521,60,95)=13,63 м2

Выбираем теплообменник ПВ-Z-06 с параметрами:

Наружный диаметр трубы Ч длина по фланцевому разъему - 89 Ч4000 мм.

Поверхность нагрева одной секции - 1,88 м2.

Площадь сечения трубного пространства - 0,00154мІ.

Z - число секций в теплообменнике.

Z =13,63/1,88=7,25 =8 секций

Принимаем горизонтальный водо-водяной теплообменник ПВ-8-06

4.4 Аппараты для подогрева сырой и химически очищенной воды

Сырая и химически очищенная вода подогревается в пароводяных и водо-водяных теплообменных аппаратах. Сырую воду рекомендуется подавать в трубки во избежание выпадения шлама и образования отложений.

Подогреватели центральных тепловых пунктов (ЦТП) (абонентские водоподогреватели) непосредственно к оборудованию котельной не относятся, но они влияют на работу котельной. Тепловая мощность абонентского подогревателя определяется суммированием расчётных нагрузок всех потребителей, подсоединённых к данному ЦТП.

4.5 Подбор деаэратора

В котельных применяется термическая деаэрация воды, для чего её подогревают до температуры насыщения в деаэраторах паром. Применяется три типа деаэраторов - вакуумные, атмосферные и повышенного давления. Наиболее просты в эксплуатации атмосферные деаэраторы, вследствие чего они чаще устанавливаются в отопительных и производственных котельных. Основными частями деаэратора являются деаэрационная колонка с системой водораспределения и бак, служащий для создания резерва питательной воды.

Выбор деаэратора производится по расходу деаэрированной воды Gпв=38,59 т/ч. Выбираем деаэратор атмосферного давления ДА-50.

Характеристики:

Номинальная производительность 50 т/ч.

Диаметр корпуса аккумуляторного бака - 2016 мм.

Высота бака с колонкой - 4520 мм.

Длина 6185 мм.

Полезная вместимость аккумуляторного бака -15,0 м3.

Выделяющиеся газы О2 и СО2, и вместе с ними небольшое количество водяного пара, выбрасываются в атмосферу. Концентрация кислорода не должна превышать за атмосферным деаэратором 30 - 50 мкг/кг. Содержание свободной углекислоты в деаэрированной воде должно быть равно нулю.

Установка резервных деаэраторов не предусматривается

4.6 Расширители и теплообменники непрерывной и периодической продувки

Для использования теплоты непрерывной продувки котлов в котельных устанавливаются расширители и теплообменники непрерывной продувки [5].

Продувочная котловая вода поступает сначала в расширитель. В дросселирующих устройствах и в корпусе расширителя давление её снижается и одновременно происходит частичное испарение продувочной воды.

Образующийся пар отводится из расширителя обычно в деаэраторы, а отсепарированная вода пропускается через теплообменник, где охлаждается водой, используемой в цикле котельной, до температуры 40?С и затем сбрасывается в канализацию.



4.7 Выбор редукционно-охладительной установки

Для понижения параметров пара используют редукционно-охладительные установки (РОУ). В промышленных котельных необходимость в установке РОУ предопределяется различием параметров пара, отпускаемого потребителям и вырабатываемого котлами. Если потребителям отпускают пар непосредственно из котла, то часть пара, предназначенного для использования в подогревательной котельной, может пропускаться через РОУ [5].

В РОУ последовательно протекают следующие термодинамические процессы: сначала на системе решеток происходит дросселирование (снижение давления с сохранением удельной энтальпии), затем - снижение температуры за счёт расходования энтальпии на испарение охлаждающей воды. Вода в РОУ обычно подаётся из деаэратора.

В котельной, как правило, устанавливают две РОУ - рабочую и резервную.

Выбор РОУ производится по расходу редуцированного пара и перепадам давления до РОУ и после неё, определяемым из расчёта тепловой схемы котельной.

4.8 Подбор насосов

В котельных устанавливаются питательные, сетевые, конденсатные, подпиточные и вспомогательные насосы. Привод насосов преимущественно электрический, но иногда применяются насосы с приводом от паровых турбин [5].

Основными параметрами насосов являются подача, м3/ч; напор, МПа; мощность привода, кВт; частота вращения, об/мин; КПД.

Типоразмер насоса выбирается по требуемой подаче и потребному напору. Выбранный насос эксплуатируется на режиме, близком к номинальному. Отклонение от номинального режима приводит к понижению КПД.

1. Подбор питательного насоса

Для питания паровых котлов чаще всего применяются центробежные насосы. Количество питательных насосов должно быть не менее двух на всю группу котлов, причём один из них резервный. Суммарная подача работающих насосов должна превышать паропроизводительность работающих котлов в максимальном зимнем режиме на 10%.

Согласно разделу 2.3, п.32 Gдр=15,635 т/ч

Тогда Qпн=1,115,635=17,2 т/ч

Для определения производительности питательных насосов учтены расходы:

-на питание всех работающих паровых котлов;

-непрерывную продувку парогенераторов;

-пароохладители;

- РОУ и охладительные установки в котельной

Питательные насосы перекачивают питательную воду из деаэратора в паровой котёл.

Напор питательного насоса, МПа:

Нпн = 1,1 [Рк+(0,1…0,2)]= 1,1 [1,3+0,2)]=1,65 МПа=165 м в.ст.

где Рк - максимальное избыточное давление в барабане теплогенератора, МПа.

Подбор питательных насосов производим по кривой характеристике



Рис. 4.2

Требуемым условиям удовлетворяет насос ЦВК 6,3/160.

Подача 22,7 м3/ч; напор 160 м.

Схема работы- 1 насос рабочий, 1 резервный

2. Подбор сетевого насоса

Сетевые насосы служат для перекачивания горячей воды из котельной к потребителям и устанавливаются на обратной сетевой линии. Они бывают только центробежные с электроприводом. Насосы одинаковых размеров устанавливаются параллельно, один из которых должен быть резервным. Количество насосов определяется по максимальному зимнему расходу сетевой воды, потребного напора и удобства сезонного регулирования подачи путём отключения некоторых из них.

Расход сетевой воды для летнего режима 6,22 т/ч, для режима наиболее холодного месяца 38,59 т/ч.

Чугунные радиаторы не выдерживают избыточное давление выше 0,6 МПа. Примерно 10 м. вод. ст. теряется при прохождении сетевых подогревателей. В каждом теплообменнике давление воды падает примерно на 0,05 МПа (5 м).

Напор сетевых насосов: Hсн=Нп + Нс = 10 + 30 = 40 м.

где Нп- сопротивление сетевых подогревателей, принимаем Нп= 10 м.;

Нс - сопротивление сети и абонента принимается, исходя их расчета тепловой сети. В данной работе принимаем условно Нс = 30 м.

Рис. 4.3



Примем для отопительного периода насосы К80-50-200

Подача 30 м3/ч; напор 53 м.

Схема работы- 1 насос рабочий, 1 резервный

На летнее время устанавливаем насосы ЛМ32-6,3/32.

Рис. 4.4

Подача 6,3 м3/ч; напор 32 м.

Схема работы- 1 насос рабочий, 1 резервный

3. Подбор конденсатного насоса

Конденсатные насосы перекачивают конденсат из баков или бойлерных установок в деаэратор. Количество устанавливаемых насосов должно быть не менее двух. Конденсатные насосы могут работать в непрерывном или периодическом режимах.

Подача конденсатных насосов определяется исходя из максимального количества конденсата (п.27), но без резерва, м3/ч:

Gкн = 1,2 Gтех=1,24,8=5,76 м3/ч.

Напор конденсатного насоса, МПа:

Нкн = 1,1[Рд +(0,18…0,20)]= 1,1[0,02 +(0,18…0,20)]=0,242МПа=24,2 м

где Рд - избыточное давление в деаэраторе (Рд = 0,02 МПа).

Устанавливаем насосы ЛМ32-6,3/32.

Подача 6,3 м3/ч; напор 32 м.

Схема работы- 1 насос рабочий, 1 резервный

4. Подбор насоса сырой воды

Подача насоса сырой воды определена при расчёте тепловой схемы котельной Gсв =5,923 м3/ч.

Напор сырой воды должен обеспечивать подачу воды через всё оборудование водоподготовительной установки в деаэратор с Р = 0,112 МПа, установленный на отметке h = 6,5 м.

Потери напора на водоподготовке слагаются из потери напора, МПа:

- в подогревателе сырой воды 0,04

- катионитном фильтре I ступени 0,07

- катионитном фильтре II ступени 0,09

- подогревателе химочищенной воды 0,04

- на вводе в деаэратор 0,10

- подъёма воды в деаэратор 0,125

- в шайбах расходомеров 0,015Ч3 = 0,045

- в трубопроводах 0,03

Суммарная потеря напора: 0,54

Потребный напор насоса сырой воды с учётом напора на вводе 0,15 МПа составит Нсв = 0,54 - 0,15 = 0,39 МПа=39 м

К установке принимаем два насоса, один из них резервный.



Рис. 4.5

Устанавливаем насосы ВКС2/26.

Подача 7,2 м3/ч; напор 26 м.

Схема работы- 1 насос рабочий, 1 резервный



5. КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ

Взаимное расположение основного и вспомогательного оборудования в помещении котельного цеха называют компоновкой оборудования. Компоновка оборудования выбирается проектной организацией в зависимости от вида сжигаемого топлива, способа сжигания, типа топки, мощности котлоагрегата, требований, предъявляемых к очистке продуктов сгорания, и от других факторов.

Компоновка оборудования должна обеспечивать удобство работы и безопасность эксплуатационного и ремонтного персонала, минимальную протяжённость трубопроводов, газоходов и воздухопроводов, минимальные затраты на сооружение котельной, автоматизацию технологических процессов, механизацию ремонтных работ, возможность расширения котельной при установке нового оборудования. Все решения, принимаемые при компоновке оборудования, должны отвечать требованиям строительных норм и правил, правилам техники безопасности, санитарным и противопожарным нормам.

Одним из важных принципов современной компоновки оборудования котельных цехов является использование отдельных блоков повышенной заводской готовности при проектировании, поставке и монтаже оборудования. Сооружение котельной из отдельных блоков технологического оборудования вместе с трубопроводами, газоходами, воздухопроводами, кабелями и другими коммуникациями заметно сокращает сроки и повышает качество строительно-монтажных работ, т. к. основная часть этих работ выполняется на заводе. На монтажной площадке производится только доводка блоков и соединение их между собой.

В настоящее время считается, что для центральных котельных с паровыми и водогрейными котлами наиболее рациональна компоновка с параллельным расположением котлов и вспомогательного оборудования (тягодутьевых машин, золоуловителей, пылеприготовительных установок, деаэраторов, питательных насосов и т.д.). Автоматизированные системы управления следует размещать в специальном помещении. В крупных котельных с паровыми и водогрейными котлами оборудование водоподготовки следует размещать в отдельной комнате.

В соответствии с СП89.13330«СНиП II-35-76 Котельные установки» размеры пролётов зданий и сооружений следует принимать кратным 6 м. При специальном обосновании допускаются пролёты с размерами, кратными 3 м. Шаг колонн должен приниматься равным 6 м, а при специальном обосновании - 12 м. Объёмно-планировочные и конструктивные решения зданий и сооружений котельных должны допускать расширение зданий. При установке только паровых или водогрейных котлов для расширения котельной оставляется свободным один из торцов здания. В котельных смешанного типа (с паровыми и водогрейными котлами) в одной половине здания следует установить паровые, а в другой - водогрейные котлы. Расширение паровой части котельной производится в одну сторону, а водогрейную в другую, т.е. оба торца здания должны быть свободными.

Для крупноблочного монтажа оборудования в стенах и перекрытиях зданий должны предусматриваться монтажные проёмы, для которых, как правило, используются торцевые стены здания со стороны возможного расширения котельной.

Проектными институтами (Сантехпроект, ВНИПИэнергопром и др.) разработаны типовые проекты производственных и отопительных котельных с паровыми котлами типов ДЕ и КЕ Бийского котельного завода, а также паровыми котлами Таганрогского котельного завода. Проектами котельных предусмотрена выработка пара для технологических нужд и нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения коммунальных и бытовых потребителей. Разработаны также типовые проекты котельных с водогрейными котлами серии КВ-ГМ.

Компоновка оборудования котельной с тремя котлами ДЕ-6,5-14, разработанная на основе типовой компоновки, разработанной институтом «Сантехпрект», предназначена для теплоснабжения потребителей паром и горячей водой. Основным топливом в котельной является природный газ, резервным - мазут. Строительная часть котельной выполняется из сборных железобетонных конструкций. Оборудование котельной рассчитано на суммарную тепловую нагрузку 26 МВт. Максимальная расчётная температура горячей воды - 150°С. Для горячего водоснабжения и подпитки тепловой сети предусмотрено приготовление воды с температурой 70°С. Котлоагрегаты вырабатывают насыщенный пар с абсолютным давлением 1,4 МПа. В редукционной установке давление пара снижается до 1,0 МПа.

Особенностью такой компоновки оборудования являются транспортабельные строительно-монтажные блоки, изготавливаемые на заводе или в мастерских монтажных организаций. Всё вспомогательное оборудование вместе с трубопроводами (деаэрационно-питательная установка, сетевые насосы, установка горячего водоснабжения и т.д.) состоит из 10 блоков, размещенных на усиленный пол без фундаментов.

Каждый котельный агрегат имеет индивидуальный водяной экономайзер, дымосос и дутьевой вентилятор. Дымовая труба высотой 45 м - общая для всех котлоагрегатов. Для производства ремонтных работ в котельной устанавливаются тали над подогревателем сетевой воды, дымососами и ветиляторами.



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Тепловой расчет парогенератора: Метод. указания к курсовой работе /Сост. В.П. Максименков, И.Е. Паращенко, Н.И. Вальков; Чуваш. ун-т. Чебоксары, 2003. 48с.

2. Тепловой расчёт котельных агрегатов: Нормативный метод. М.: Энергия, 1973.296 с.

3. Эстеркин Р.И. Котельные установки: Курсовое и дипломное проектирование. Л: Энергоатомиздат, 1989. 280 с.

4. Вукалович М.П, Термодинамические свойства воды и водяного пара. М.: Машиностроение, 1967. 80 с.

5. СП89.13330«СНиП II-35-76 Котельные установки» М.: 2016. 93 с.

6. Александро...