Расчет и выбор оборудования для котельной
Задание 1
Расчет тепловой схемы котельной
Расчёт падения давления в паропроводе
Для расчёта падения давления в паропроводе мы выбираем участок от
котельной до промышленной зоны, которая находится на расстоянии 1500 метров.
Теплоноситель для промышленной зоны - пар с давлением 0,6 МПа и температурой
158°С. Определяем внутренний диаметр
паропровода.
(1)
где
D - расход пара, кг/ч;
V - удельный
объём пара при заданных параметрах принимается из таблицы водяных паров, м3/кг;
W - скорость
пара, м/с. Для насыщенного пара принимается 25-30 м/с.
Определяем
действительную скорость пара в паропроводе.
(2)
где
D - расход пара, кг/ч;
V - удельный
объём пара, м3/кг;
dвн - внутренний диаметр трубы подобранный по ГОСТ.
Определяем
коэффициент сопротивления трения.
(3)
где
Кэ - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубы, м.
Для паропроводов Кэ = 0,0002 м.
dвн - внутренний диаметр трубы, м;
Определяем
удельную потерю на трение.
(4)
где
r - плотность теплоносителя при его заданных
параметрах, кг/м3;
W -
действительная скорость пара, м/с;
dвн - внутренний диаметр трубы, м;
Определяем эквивалентную длину, характеризующую местные сопротивления.
(5)
где
l - общая длина рассчитываемого участка, м;
a - коэффициент,
учитывающий падение давления в местных сопротивлениях по отношению к падению
давления на трение, определяется в зависимости от конструкции компенсатора
(лит.1, таблица 9,2), a = 0,5
Определяем
приведённую длину паропровода
(6)
где
lэк -
эквивалентная длина, м;
l - общая длина,
м;
Определяем
потерю давления в паропроводе от трения и местных сопротивлений.
(7)
где
Dh -
удельная потеря на трение, Па/м;
lпр - приведённая длина паропровода, м;
Таблица 1
Рассчитываемая величина
|
Обоснование формулы
|
Значение величины
|
Расход пара, кг/ч
|
Задано
|
12000
|
Плотность пара при P=0,6
МПа и t=158°С
|
Таблица водяных паров
|
3,125
|
Удельный объём пара, м3/кг
|
Таблица водяных паров
|
0,32
|
Принятая предварительно
скорость пара м/с
|
1
|
25
|
Диаметр трубопровода
принятый к установке, мм
|
По ГОСТу
|
273´7
|
Действительная скорость в
паропроводе, м/с
|
2
|
20,28
|
Коэффициент сопротивления
трения
|
3
|
0,018
|
Удельная потеря на трение,
Па/м
|
4
|
44,66
|
Коэффициент a
|
Литература 1
|
0,5
|
Эквивалентная длина, м
|
5
|
500
|
Приведённая длина
трубопровода, м
|
6
|
1500
|
Потеря давления в
паропроводе, МПа
|
7
|
0,6699
|
Расчёт снижения температуры в паропроводе
Определяем падение температуры в паропроводе
(8)
где D - расход пара, т/ч;
Ср - истинная удельная теплоёмкость насыщенного пара при
заданных параметрах, КДж/(кг×К) принимаем из таблицы водяных паров = 2,04 КДж/(кг×К).
Таблица 2
Рассчитываемая величина
|
Обоснование формулы
|
Значение величины
|
Расход пара, кг/ч
|
Таблица 1
|
12000
|
Наружный диаметр, м
|
Таблица 1
|
0,273
|
Способ прокладки
паропровода
|
Задано
|
Непроходной канал
|
Длина паропровода, м
|
Задано
|
1500
|
Удельная потеря теплоты,
Вт/м×К
|
Лит.1 табл. 9.3
|
0,98
|
Теплоёмкость пара, КДж/кг×К
|
Таблица водяных паров
|
2,04
|
Снижение температуры пара, °С
|
8
|
1,7647
|
Определение потери теплоты от наружного охлаждения
трубопровода
(9)
где
qуд -
полная удельная потеря теплоты изолированным паропроводом; (из литер.1 табл.
9.3)
qуд - удельная потеря теплоты, Вт/м×К; (из таблицы 2 = 0,98 Вт/м×К)
tср - средняя температура пара в паропроводе, °С (принимаем 158°С)
tок - температура окружающей среды. В непроходных каналах
принимается равной 0 °С
l - длина
паропровода, м; (из таблицы 2 = 1500м)
Определяем
количество образующегося конденсата при транспортировке насыщенного пара.
(10)
где
Q - потеря теплоты от наружного охлаждения паропровода,
КВт;
r - скрытая
теплота парообразования при среднем давлении пара в паропроводе, КДж/кг; (из
таблицы водяных паров, = 2087 КДж/кг)
Определяем
полный часовой расход насыщенного пара.
(11)
где
Dt - расход пара, т/ч; (из таблицы 2 =8 т/ч)
Dкон - количество образующегося конденсата при
транспортировке насыщенного пара, т/ч;
Расчёт
тепловой схемы
Отпуск
пара технологическим потребителям часто производится от котельных, называемых
производственными. Эти котельные обычно вырабатывают насыщенный или слабо
перегретый пар с давлением от 1,4 до 2,4 МПа. Пар используется технологическими
потребителями и в небольшом количестве - на приготовление горячей воды,
направляемой в систему теплоснабжения.
Принципиальная
тепловая схема производственной котельной с отпуском небольшого количества
теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения в закрытую
систему теплоснабжения показано на чертёжном листе.
Насос
сырой воды подаёт воду в охладитель продувочной воды, где она нагревается за
счёт теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до температуры
20-30°С в пароводяном подогревателе сырой воды и
направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в
охладитель деаэрированной воды и подогревается до определенной температуры.
Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогревателе
паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть химически очищенной воды
проходит через охладитель выпара деаэратора.
Подогрев
сетевой воды производится паром в двух последовательно включённых сетевых
подогревателях. Конденсат от всех подогревателей направляется в головку
деаэратора, в которую также поступает конденсат, возвращаемый внешними
потребителями пара.
Подогрев
воды в атмосферном деаэраторе производится паром от котлов и паром из
расширителя непрерывной продувки. Непрерывная продувка от котлов используется в
расширителе, где котловая вода сбрасывается в продувочный колодец (барботёр).
Деаэрированная
вода с температурой 105°С питательным насосом подаётся в паровые котлы.
Подпиточная вода для систем теплоснабжения забирается из того же деаэратора,
охлаждаясь в охладителе деаэрированной воды да 70°С перед
поступлением к подпиточному насосу. Использование общего деаэратора для
приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых
систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них. В котельных
с паровыми котлами, как правило, устанавливаются деаэраторы атмосферного типа.
Для
технологических потребителей, использующих пар более низкого давления по
сравнению с паром, вырабатываемым котлоагрегатами, и для подогревателей
собственных нужд в тепловых схемах котельных предусматривается редукционная
установка для снижения давления пара (РУ) или редукционно-охладительная
установка для снижения давления и температуры пара (РОУ).
Расчёт
тепловой схемы производственной котельной с паровыми котлами выполняется для
четырёх режимов: максимально-зимнего, наиболее холодного месяца, для средней
температуры и летнего.
Расчёт
тепловой схемы производится в следующей последовательности:
Заполняем
таблицу с исходными данными для расчёта тепловой схемы котельной с паровыми
котлами, работающей на закрытую систему теплоснабжения.
Таблица 3
Исходные данные для расчёта тепловой схемы
Вариант, марка
котла
|
Обозначение
|
Обоснование
|
Значение величины при
характерных режимах.
|
|
|
|
Максим. Зимн.
|
Наиболее холодного
месяца
|
Средний за отопительн.
период
|
Летний
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
Расход пара на
технологические нужды P = 1,37 МПа, t = 195 °C
|
D`t
|
Задан
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Расход пара на
технологические нужды P = 0,6 MПa , t =
158 °C
|
Dt
|
Задан
|
12
|
12
|
12
|
9,5
|
Расход теплоты на нужды
отопления, МВт.
|
Qo
|
Задан
|
12,4
|
9,3
|
5,95
|
-
|
Расход теплоты на горячие
воды, МВт.
|
Qг.в.
|
Задан
|
10
|
10
|
10
|
6,5
|
Расчетная темп. нар.
воздуха для данного города при расчете системы отопления.
|
tpo
|
СНиП
|
-40
|
-25
|
-8,8
|
18
|
Возврат конденсата
технологическим потребителем, %
|
Β
|
Задан
|
59
|
59
|
59
|
59
|
Энтальпия пара при Р =1,37
МПа t=195°С, КДж/кг
|
i`poy
|
Таблица водяных паров
|
2790
|
Энтальпия пара при Р = 0,6
МПа t=158°C, КДж/кг
|
i``poy
|
То же
|
2757
|
Температура питат. воды, 0С
|
tпв
|
Задана
|
105
|
Энтальпия питател. воды
КДж/кг
|
iпв
|
Таблица водяных паров
|
435
|
Непрерывная продувка
котлоагрегатов, %
|
Рпр
|
Принята
|
3
|
Энтальпия котловой воды,
КДж/кг
|
iкв
|
Таблица водяных паров
|
828
|
Степень сухости пара
|
x
|
Принята
|
0,98
|
Энтальпия пара из
расширителя непрерывной продувки, КДж/кг.
|
i``расш
|
Таблица водяных паров
|
2691
|
Температура подпит. воды. 0С
|
tподп
|
Принята
|
70
|
Энтальпия подпиточной,
воды, КДж/кг
|
i`
|
Таблица водяных паров
|
303
|
Энтальпия конденсата,
возвращаемого потребителем, КДж/кг.
|
ik
|
Таблица водяных паров
|
336
|
Температура конденсата,
возвращаемого потребителям, °С
|
tk
|
Задана
|
80
|
Температура воды, после
охладителя непрерывной продувки, °С
|
tпр
|
Принята
|
50
|
Энтальпия конденсата при
Р=0,6 Мпа КДж/кг
|
ipoyк
|
Таблица водяных паров
|
669
|
Температура сырой воды, 0С
|
tсв
|
Принята
|
5
|
5
|
5
|
15
|
Температура хим. Очищенной
воды перед охладителем де-аэрированной воды, °С
|
t`хов
|
Принята
|
20
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Определение коэффициента снижения расхода теплоты на
отопление
(12)
где
tвн -
температура внутри зданий, °С; (принимается равной 18 °С)
tн - температура наружного воздуха, °С; (из таблицы 3)
tро - расчётная температура наружного воздуха для данного
города при расчёте системы отопления, °С; (из таблицы 3)
Определяем
расход воды на подогреватели сетевой воды.
(13)
где
Q - расчётная тепловая нагрузка потребителей системы
теплоснабжения, МВт; (из таблицы 3 = 12,4 + 10 = 22,4 МВт)
t1 и t2 -
температура воды перед сетевыми подогревателями и после них, °С;
t1 = 150°С
t2 = 70°С
Определяем
расход пара на подогреватели сетевой воды.
(14)
где
G - расход воды на подогреватели сетевой воды, т/ч;
t1 и t2 -
температура воды перед сетевыми подогревателями и после них, °С;
i``poy - энтальпия редуцированного пара перед подогревателями сетевой воды,
КДж/м; (из таблицы 3)
iк - энтальпия конденсата возвращаемого потребителем,
КДж/м (из таблицы 3)
h - коэффициент
полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1 = 0,98)
Определяем
расход редуцированного пара внешними потребителями
(15)
где DT - расход редуцированного пара внешними технологическими потребителями,
т/ч; (из таблицы 3 = 12т/ч)
Dпсв - расход пара на подогреватели
сетевой воды, т/ч;
Определяем
суммарный расход свежего пара внешними потребителями.
(16)
где D``poy - расход редуцированного пара
внешними потребителями, т/ч;
i``poy - энтальпия редуцированного пара перед
подогревателями сетевой воды, КДж/кг; (3.14)
i`poy - энтальпия свежего пара, КДж/кг;
(из таблицы 3 = 2790 КДж/кг)
iпв - энтальпия питательной воды,
КДж/кг; (из таблицы 3 = 435 КДж/кг)
D``poy - расход пара перед РОУ, т/ч;
(17)
где
D`t - расход пара на
технологические нужды, т/ч; (из таблицы 3)
Определяем количество воды, впрыскиваемое в
редукционно-охладительную установку.
(18)
где D``poy - расход пара перед РОУ, т/ч;
iпв - энтальпия питательной воды,
КДж/кг;
i`poy - энтальпия свежего пара, КДж/кг;``poy
- энтальпия редуцированного пара перед подогревателями сетевой воды, КДж/кг;
Определяем
расход пара на собственные нужды
(19)
где
Dвн - из
17формулы.
Ксн
- расход пара на собственные нужды котельной в процентах расхода пара внешними
потребителями; рекомендуется принимать его равным 5-10%.
Определяем расход пара на покрытие потерь в котельной
(20)
где
Кп - расход пара на покрытие потерь в котельной, %; (принимаем
равным 3%)
Dвн - из 17
D`сн -
расход пара на собственные нужды котельной, т/ч;
Определяем
суммарный расход пара на собственные нужды.
(21)
где
D`сн - расход пара на собственные нужды котельной, т/ч;
Dп - расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч;
Определяем
суммарную паропроизводительность котельной
(22)
где
Dсн -
суммарный расход пара на собственные нужды котельной, т/ч;
Dвн - из 17формулы
Определяем потери конденсата в
оборудовании внешних потребителей и внутри котельной.
(23)
где b - доля кондкнсата, возвращаемого внешними
потребителями; (таблица 3 = 0,59)
Кк - потери конденсата в цикле котельной установки;
(принимаем равной 3 %)
Dт - расход пара на технологические нужды, т/ч; (из
таблицы 3 = 12 т/ч)
D`т - расход
пара на технологические нужды, т/ч; (из таблицы 3 = 0 т/ч)
D - суммарная паропроизводительность котельной, т/ч;
Определяем
расход холодной воды
(24)
где
Ктс - потери воды в теплосети, %; (принимаем равной 2%)
Gкпот - потери
конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч;
G - расход воды на подогреватели сетевой воды, т/ч;
Определяем расход сырой воды
(25)
где
Кхов - коэффициент, учитывающий расход сырой воды на собственные
нужды химво- доочистки; (принимаем равным 1,25)
Gхов - расход холодной воды, т/ч;
(26)
где rпр -непрерывная продувка котла, %; (из тиблицы 3 = 3%)
D - суммарная
паропроизводительность котельной, т/ч;
Определяем количество пара,
получаемого в расширителе непрерывной продувки
(27)
где
Gпр - количество воды, поступающей в расширитель
непрерывнеой продувки, т/ч;
iкв - энтальпия котловой воды, КДж/кг; (из таблицы 3 =
828 КДж/кг)
i``расш -
энтальпия пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, КДж/кг; (из
таблицы 3 = 2691 КДж/кг)
х
- степень сухости пара, выходящего из расширителя непрерывной продувки;
(принимаем равной 0,98)
i`расш = iпв - энтальпия питательной воды, КДж/кг; (из таблицы 3 =
435 КДж/кг)
Определяем
количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки.
(28)
где
Gпр - количество воды, поступающей в расширитель
непрерывнеой продувки, т/ч; (3.26)
Dрасш - количество
пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч; (3.27)
Определяем
температуру сырой воды после охладителя непрерывной продувки
(29)
где
Gрасш -
количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч; (3.28)
i`расш = iпв - энтальпия питательной воды, КДж/кг; (из таблицы 3 =
435 КДж/кг)
h - коэффициент полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1, =
0,98)
i``пр - 210 КДж/кг;
Gсв - расход сырой воды, т/ч;
tсв - температура холодной воды, °С; (принимаем 5 °С)
Определяем
расход пара на подогреватель сырой воды.
(30)
где Gсв - расход сырой воды, т/ч;
h - коэффициент полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1, =
0,98)
t`хов - энтальпия сырой воды после
подогревателя, определяется для температуры воды в пределах 20 - 30 °С, КДж/кг; (принимаем равной 84
КДж/кг)
i`poy - энтальпия редуцированного пара,
КДж/кг; (из таблицы 3 = 2970 КДж/кг)
i`св - энтальпия сырой воды после
охладителя непрерывной продувки, определяется по температуре t`св, КДж/кг; (из литер.1, = 39,79
КДж/кг)
iкpoy - энтальпия конденсата, КДж/кг; (из
таблицы 3 = 669 КДж/кг)
Определяем
температуру химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды.
(31)
где
G - расход воды на подогреватели сетевой воды, т/ч;
(13)
h - коэффициент
полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1, = 0,98)
t`хов -
температура химически очищенной воды перед охладителем деаэрированной воды, °С; (из таблицы 3 = 20°С)
tпв - температура питательной воды, °С; (из таблицы 3 = 105°С)
t2 - температура деаэрированной воды после охладителя, °С; (принимается равной 70°С)
Gхов - расход холодной воды, т/ч;
Определяем расход пара на подогрев химически очищенной воды в
подогревателе перед деаэратором.
(32)
где Gхов - расход холодной воды, т/ч;
h - коэффициент полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1, =
0,98)
i``poy - энтальпия редуцированного пара,
КДж/кг; (из таблицы 3 = 2757 КДж/кг)
iкpoy - энтальпия конденсата, КДж/кг; (из
таблицы 3 = 669 КДж/кг)
iк - энтальпия химически очищенной воды
после подогревателя, КДж/кг; (принимаем равной 336 КДж/кг)
i``хов - энтальпия химически очищенной воды
перед подогревателем, КДж/кг; (принимаем равной 91,1 КДж/кг)
Определяем суммарное количество воды
и пара, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора.
(33)
где Gхов - расход холодной воды, т/ч;
Dхов - расход пара на подогрев химически
очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч;
Dсв - расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч;
Dрасш - количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч;
Dпсв - расход пара на подогреватели сетевой воды, т/ч;
Dт - расход пара на технологические нужды, кг/ч;
D`т
- расход пара на технологические нужды, кг/ч; (из таблицы 3 = 0 кг/ч)
b -возврат конденсата технологическим потребителям;(из
таблицы 3= 0,59)
Определяем среднюю температуру в деаэраторе
(34)
где Gхов - расход холодной воды, т/ч;
iк - энтальпия химически очищенной воды
после подогревателя, КДж/кг; (принимаем равной 336 КДж/кг)
Dрасш - количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч;
iкpoy - энтальпия конденсата, КДж/кг; (из
таблицы 3 = 669 КДж/кг)
Dсв - расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч;
Dхов - расход пара на подогрев химически
очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч;
b - возврат конденсата
технологическим потребителям; (из таблицы 3 = 0,59)
i``расш - энтальпия пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки,
КДж/кг; (из таблицы 3 = 2691 КДж/кг)
Dпсв - расход пара на подогреватели сетевой воды, т/ч;
Gд - суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, за вычетом
греющего пара деаэратора, т/ч
(33)
Определяем
расход греющего пара на деаэратор.
(35)
где
Gд - суммарное количество воды и пара, поступающее
в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч
i`д - средняя температура в деаэраторе, °С;
i``poy - энтальпия редуцированного пара,
КДж/кг; (из таблицы 3= 2757 КДж/кг)
h - коэффициент полезного действия сетевого подогревателя, (из литер.1, =
0,98)
iпв - энтальпия питательной воды, КДж/кг; (из таблицы 3 = 435
КДж/кг)
Определяем
расход редуцированного пара на собственные нужды котельной
(36)
где Dхов - расход пара на подогрев химически
очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч;
Dсв - расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч;
Dд - расход греющего пара на деаэратор, т/ч
Определяем
расход свежего пара на собственные нужды котельной
(37)
где
Gснpoy - расход
редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч
iпв - энтальпия питательной воды, КДж/кг; (из таблицы 3 =
435 КДж/кг)
i``poy - энтальпия редуцированного пара,
КДж/кг; (из таблицы 3 = 2757 КДж/кг)
i`poy - энтальпия редуцированного пара,
КДж/кг; (из таблицы 3 = 2970 КДж/кг)
Определяем
действительную паропроизводительность котельной с учётом расход на собственные
нужды и потери пара в котельной.
(38)
где Dвн - из 3.17
Dсп - расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч;
(3.37)
Кп - процент непрерывной продувки котла, %;
(из таблицы 3.3, = 3%)
Определяем невязку с предварительно принятой
паропроизводительностью котельной.
(39)
где
Dк -
действительная паропроизводительность котельной с учётом расхода
на собственные нужды и потери пара в котельной, т/ч;
D - суммарная паропроизводительность котельной, т/ч;
Невязка
не должна превышать 3%. Если она меньше этого, то расчёт считается законченным.
Аналогично
рассчитывается оставшиеся три режима работы котельной. Данные расчётов
заносятся в таблицу.
Таблица 4
Расчет тепловой схемы котельной
Физическая величина
|
Обозн.
|
№ формулы
|
Значение величин при
характерных режимах
|
|
|
|
Максим. зимний
|
Наиболее холодный месяц
|
Средний за отопительный
период
|
Летний
|
Коэффициент снижения
расхода теплоты на отопление и вентиляцию.
|
Ка
|
2.12
|
1
|
0,75
|
0,48
|
0
|
Расход воды на
подогреватели сетевой воды, т/ч
|
G
|
2.13
|
240,8
|
207,47
|
171,46
|
69,87
|
Расход пара на
подогреватели сетевой воды, т/ч
|
Dпсв
|
2.14
|
34,1
|
29,38
|
24,28
|
9,89
|
Расход редуцированного пара
внешними потребителями, т/ч
|
D``poy
|
2.15
|
46,1
|
41,38
|
36,28
|
21,89
|
суммарный расход свежего
пара внешними потребителями, т/ч
|
Dвн
|
2.17
|
45,17
|
40,55
|
35,55
|
21,45
|
Количество впрыскиваемой
воды, т/ч
|
Gpoy
|
2.18
|
0,46
|
0,41
|
0,36
|
0,21
|
Расход пара на собственные
нужды, т/ч
|
D`сн
|
2.19
|
2,71
|
2,43
|
2,13
|
1,28
|
Расход пара на покрытие
потерь в котельной, т/ч
|
Dн
|
2.20
|
1,43
|
1,28
|
1,13
|
0,68
|
Суммарный расход пара на
собственные нужды, т/ч
|
Dсн
|
2.21
|
4,14
|
3,71
|
3,26
|
1,96
|
Суммарная
паропроизводительность котельной, т/ч
|
D
|
2.22
|
49,31
|
44,26
|
38,81
|
23,41
|
Потери конденсата у внешних
потребителей и внутри котельной, т/ч
|
Gкпот
|
2.23
|
3,39
|
6,24
|
6,08
|
5,62
|
Расход химически очищенной
воды, т/ч
|
Gхов
|
2.24
|
8,2
|
10,38
|
9,5
|
7,01
|
Расход сырой воды, т/ч
|
Gсв
|
2.25
|
10,25
|
12,97
|
11,87
|
8,76
|
Количество воды,
поступающей в расширитель непрерывной продувки, т/ч
|
Gпр
|
2.26
|
1,47
|
1,32
|
1,16
|
0,7
|
Количество пара, получаемого
в расширителе непрерывной продувки, т/ч
|
Dрасш
|
2.27
|
0,26
|
0,23
|
0,2
|
0,12
|
Количество воды на выходе
из расширителя непрерывной продувки, т/ч
|
Gрасш
|
2.28
|
1,21
|
1,09
|
0,96
|
0,58
|
Температура сырой воды
после охладителя непрерывной продувки, °С
|
t`св
|
2.29
|
11,07
|
9,32
|
9,16
|
8,41
|
Расход пара на подогрев
сырой воды, т/ч
|
Dсв
|
2.30
|
0,25
|
0,32
|
0,29
|
0,21
|
Температура химически
очищенной воды после охладителя деаэрированной воды, °С
|
t``хов
|
2.31
|
40,14
|
33,99
|
32,63
|
26,83
|
Расход пара на подогрев
химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч
|
Dхов
|
2.32
|
0,9
|
1,14
|
1,13
|
0,77
|
Суммарное количество воды и
пара, поступающее в деаэратор за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч
|
Gд
|
2.33
|
50,79
|
48,53
|
42,48
|
25,08
|
Средняя температура воды в
деаэраторе, °С
|
t`д
|
2.34
|
84,66
|
85,04
|
85,84
|
85,78
|
Расход греющего пара на
деаэратор, т/ч
|
Dд
|
2.35
|
1,77
|
1,65
|
1,39
|
0,82
|
Расход редуцированного пара
на собственные нужды, т/ч
|
Gснpoy
|
2.36
|
2,92
|
3,11
|
2,81
|
1,8
|
Расход свежего пара на
собственные нужды, т/ч
|
Dсн
|
2.37
|
2,86
|
3,04
|
2,75
|
1,76
|
Действительная
паропроизводительность котельной с учётом расхода на собственные нужды и
потери пара в котельной, т/ч
|
Dк
|
2.38
|
49,47
|
44,89
|
39,44
|
23,9
|
Невязка с предварительно
принятой паропроизводительностью, %
|
DD
|
2.39
|
0,32
|
1,4
|
1,59
|
2,05
|
По общей производительности определяем установленное
количество котлоагрегатов в котельной
(40)
где
Dк -
действительная паропроизводительность котельной с учётом расход на собственные
нужды и потери пара в котельной, т/ч (принимается при максимально зимнем
режиме); (из таблицы 4 = 50,1847 т/ч)
D -
паропроизводительность одного котлоагрегата, т/ч; (для котла ДЕ 16-14, = 16
т/ч)
паропровод паропроизводительность котлоагрегат дымосос
Задание 2
Расчет Na-катионитовых фильтров второй ступени
Рис. 5. Схема Na-катионитовой
установки
1. Na - катионитовый фильтр
2. Трубопровод умягчённой воды
3. Задвижки
4. Солерастворитель
5. Трубопровод не умягчённой воды
6. Бак для взрыхления Na - катионитового фильтра
В обеих ступенях установки принимаем однотипные конструкции фильтров по
два в каждой ступени.
Определяем диаметр фильтра. М
(35)
где
fp - площадь фильтрации, м2; Рассчитывается
по формуле:
(36)
где
Gхов -
расход холодной воды, т/ч; (13)
Wф.мах - максимальная скорость регенерации, м/ч; (равняется
15 м/ч)
Принимаем
стандартный фильтр марки ФИПаI-1,5-0,6-Na с диаметром фильтра 1500 мм,
высота 2000 мм, толщина стенки 8 мм, Бийского котельного завода, f=1,766.
Определяем
нормальную действительную скорость фильтрации. м/ч
(37)
где
Gхов -
расход холодной воды, т/ч; (13)
f - площадь
фильтрации стандартного фильтра, м2;
Определяем
количество солей жёсткости подлежащих удалению, г. экв/сут
(38)
где
Gхов -
расход холодной воды, т/ч; (13)
Определяем
число регенераций фильтра в сутки. 1/сут
(39)
где
А2 - количество солей
жёсткости подлежащих удалению, г.экв/сут; (38)
V - объём
катионита в фильтре, м3; (равняется 3,54 м3)
Определяем
межрегенерационный период работы фильтра, час
(40)
где
n - количество работающих фильтров, шт;
R2 - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (39)
Определяем
расход 100% соли на одну регенерацию фильтра второй ступени, кг/рег
(41)
где
V - объём катионита в фильтре, м3;
(равняется 3,54 м3)
Е
- рабочая объёмная способность сульфоугля, г.экв/м3; (равняется 300
г.экв/м3)
gс - удельный расход соли на одну регенерацию;
(равняется 350)
Определяем
объём 26% насыщенного раствора на одну регенерацию. м3
(42)
где
Gc - расход 100% соли на одну регенерацию фильтра второй
ступени, кг/рег; (41)
r - плотность
раствора соли при 20°С, кг/м3; (равняется 1200 кг/м3)
Определяем
расход технологической соли за сутки, кг/сут;
(43)
где
Gc - расход 100% соли на одну регенерацию фильтра второй
ступени, кг/рег; (122)
R2 - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (39)
Определяем
расход технологической соли за месяц, кг/мес;
(44)
где
Gсут2 -
расход технологической соли в сутки, кг/сут; (43)
Определяем
расход воды на регенерацию Na - катионитового фильтра, м3
(45)
где
Gвзр -
расход воды на взрыхляющую промывку фильтра, м3; Рассчитывается по
формуле:
(46)
где
f - площадь фильтрации стандартного фильтра, м2;
(36)
Gрег - расход воды на приготовление регенерационного
раствора соли, м3; Рассчитывается по формуле:
(47)
где
Gc - расход 100 % соли на одну регенерацию фильтра
второй ступени, кг/рег; (31)
Gотм - расход отмывочной воды, м3;
Рассчитывается по формуле:
(48)
где
V - объём катионита в фильтре, м3;
(равняется 3,54 м3)
Определяем
расход воды в сутки. м3/сут
(49)
где Gв - расход воды на регенерацию Na - катионитового фильтра, м3; (35)
R2 - число регенераций фильтра в сутки,
1/сут; (29)
Расчет Na-катионитовых фильтров первой ступени
Определяем скорость фильтрации, м/ч
(50)
где
Gхов -
расход холодной воды, т/ч; (13)
f - площадь
фильтрации стандартного фильтра, м2;
Определяем
количество солей жёсткости подлежащих удалению, г.экв/сут
(51)
где
Gхов -
расход холодной воды, т/ч; (13)
Определяем
число регенераций фильтра в сутки, 1/сут
(52)
где
А1 - количество солей
жёсткости подлежащих удалению, г.экв/сут; (41)
V - объём
катионита в фильтре, м3; (равняется 3,54 м3)
Е
- рабочая объёмная способность сульфоугля, г.экв/м3; (равняется
300г.экв/м3)
Определяем
число регенераций каждого фильтра за сутки. 1/сут
(53)
где
R1 - число
регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (42)
Определяем
межрегенерационный период работы фильтра, час
(54)
где
n - количество работающих фильтров, шт;
R1 - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (42)
Определяем
расход 100% соли на одну регенерацию фильтра первой ступени.кг/рег
(55)
где
V - объём катионита в фильтре, м3;
(равняется 3,54 м3)
Е
- рабочая объёмная способность сульфоугля, г.экв/м3; (равняется 300
г.экв/м3)
gс - удельный расход соли на одну регенерацию;
(равняется 350)
Определяем
объём 26 % насыщенного раствора на одну регенерацию. м3
(56)
где
Gc - расход 100% соли на одну регенерацию фильтра первой
ступени, кг/рег; (45)
r - плотность
раствора соли при 20°С, кг/м3; (равняется 1200 кг/м3)
Определяем
расход технологической соли за сутки, кг/сут
(57)
где
Gc - расход 100% соли на одну регенерацию фильтра первой
ступени, кг/рег; (136)
R1 - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (42)
Определяем
расход технологической соли за месяц, кг/мес;
(58)
где
Gсут1 -
расход технологической соли в сутки, кг/сут; (47)
Определяем
расход воды на взрыхляющую промывку фильтра и отмывку катионита первой ступени,
м3
Расход
воды на взрыхляющую промывку фильтра и отмывку катионита первой ступени
принимаем равным соответственно расходам воды на фильтр второй ступени:
Определяем
расход воды на приготовление регенерационного раствора соли, м3
(59)
где
Gc - расход 100 % соли на одну регенерацию фильтра
второй ступени, кг/рег; (45)
Определяем
расход воды на регенерацию Na - катионитового фильтра, м3
(60)
где
Gрег -
расход воды на приготовление регенерационного раствора соли, м3;
(49)
Gотм - расход отмывочной воды, м3;
Определяем
расход воды в сутки, м3/сут
(61)
где
Gрег -
расход воды на приготовление регенерационного раствора соли, м3;
(49)
R1 - число регенераций фильтра в сутки, 1/сут; (42)
Определяем
среднечасовой расход воды на собственные нужды водоподготовительной установки,
м3/ч
(62)
где
Gв1сут - расход воды в сутки Na -
катионитовых фильтров первой ступени, м3/сут; (41)
Gв2сут -
расход воды в сутки Na - катионитовых фильтров второй ступени, м3/сут;
(39)
Расход
соли за месяц, т/мес.
(63)
Задание 3
Подбор оборудования котельной
Определение высоты дымовой трубы по условиям предельно
допустимых концентраций вредных выбросов
Дымовые трубы бывают кирпичные, железобетонные и стальные.
В котельной, как правило, устанавливают одну дымовую трубу, но при
соответствующем обосновании могут устанавливать две и более.
Для автономных котельных дымовые трубы выполняют газоплотными,
изготавливают из металла и, как правило, с наружной тепловой изоляцией для
предотвращения образования конденсата и люками для осмотра и чистки.
Металлические дымовые трубы изготавливают из стальных листов толщиной
3-15 мм. Труба состоит из отдельных звеньев, соединенных между собой сварными
швами. Ствол трубы устанавливают на плите, закрепленной на фундаменте. Для
придания устойчивости на высоте, равной 2/3HТР, устанавливают растяжки из стальной проволоки диаметром 5-7
мм.
Стальные трубы сооружают высотой не более 40 м. Недостатком стальной
трубы является ее ограниченный срок службы (не более 10 лет), а при сжигании
высокосернистого топлива - сокращается до 5 лет.
Высота дымовых труб при искусственной тяге определяется в соответствии с
«Указаниями по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в
выбросах предприятий» и «Санитарными нормами проектирования промышленных
предприятий». Высота дымовых труб при естественной тяге определяется на
основании результатов аэродинамического расчета газовоздушного тракта и
проверяется по условиям рассеивания в атмосфере вредных веществ. В случае
использования в качестве резервного топлива твердого или жидкого расчет ведется
для данных видов топлива.
Минимальное расчетное значение высоты дымовой трубы, м, по условиям
предельно допустимых концентраций вредных выбросов в первом приближении определяется
согласно [11] по формуле:
, (76)
,
где
ПДК - предельная допустимая концентрация вредного вещества, мг/м3.
Значения
ПДК различных вредных веществ представлены в табл. 8.1[11];
А-коэффициент,
зависящий от метеорологических условий местности, определяющий условия
вертикального и горизонтального рассеивания вредных веществ в атмосфере (А=240
для субтропической зоны Средней Азии; А=200 для Казахстана, Кавказа, Нижнего
Поволжья, Сибири, Дальнего Востока; А=160 для районов Севера и Северо-Запада
европейской части России, Среднего Поволжья, Урала и Украины; А=120 для
Центральной европейской части России);2 - масса оксидов серы S02
и S03 (в пересчете на S02), выбрасываемых в атмосферу, г/с;
,
,
NO2 - масса оксидов азота
(в пересчете на N02), выбрасываемых в атмосферу, г/с;CO- масса оксида углерода,
выбрасываемой в атмосферу, г/с;З - масса летучей золы, г/с.объемный
расход удаляемых продуктов сгорания, м3/с;
Δt =149-30=119 (°С) - разность между температурой выбрасываемых газов и
температурой атмосферного воздуха, под которой понимается средняя температура
самого жаркого месяца в полдень, °С, по климатологическим данным;- коэффициент,
учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе (для
газообразных примесей F=1, для пыли при степени улавливания более 90 % F=2,
менее 90 % -2,5); Z-число дымовых труб
Масса
оксидов азота МNO2, г/с,
определяется, согласно [11], по следующей формуле:
, (77)
,
где
β1-безразмерный
поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива и
способа шлакозолоудаления на выход оксидов азота, принимается по табл. 8.2
[11];
r - степень
рециркуляции продуктов сгорания в процентах расхода дутьевого воздуха, при
отсутствии рециркуляции r=0;
β2 -
коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих
продуктов сгорания в зависимости от условий подачи их в топку, принимается по
табл. 8.3[11];
β3 -
коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок принимается
равным 1, для прямоточных - 0,85);
К
- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 ГДж теплоты сожженного
условного топлива, кг/ГДж, определяемый по графикам рис. 8.5 и 8.6 [11] для
различных видов топлива в зависимости от номинальной нагрузки котлов. При
нагрузках, отличающихся от номинальной, коэффициент K следует
умножить на (Qф/Qн)0,25 или на (Dф/Dн), где Qф, и Qн-
фактическая и номинальная мощность, МВт; Dф и Dн-
номинальная и фактическая паропроизводительность, т/ч;
Вр-
расход топлива всеми работающими котлами, кг/с или м3/с;
- низшая
теплота сгорания топлива, МДж/кг, МДж/м3;
q4 - потери теплоты с механическим недожогом, принимаются
для каждого конкретного топочного устройства по его паспорту или в первом
приближении можно принять: для ручных колосниковых решеток- 4,5-9%; для шахтных
топок; для сжигания дров- 1%; для сжигания торфа- 2%; для топок с шурующей
планкой- 7-9%; для топок с пневмомеханическим забрасывателем и решеткой с
поворотными колосниками- 7-10%, для топки с цепной решеткой прямого хода -
5-6%, обратного хода- 6-9%.
Диаметр
устья дымовой трубы , м, определится:
, (79)
,
где
VTP - объемный расход продуктов сгорания через трубу от
всех работающих котлов при температуре их в выходном сечении, м3/с
(охлаждение продуктов сгорания в дымовой трубе не учитывается):
, (80)
,
где
В - расход топлива одним котлом, кг/с или м3/с;
n - число
установленных котлов;
Vг - суммарный объем продуктов сгорания, м3,
получающийся при сжигании 1 кг твердого или 1 м3 газа;
tУХ - температура уходящих газов за котлами, °С;ВЫХ=20
м/с - скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы (принимается 12-20
м/с для искусственной тяги и 6-12 м/с - для естественной).
Для
вычисления уточненной высоты дымовой трубы определяем значения коэффициентов f и vM:
; (81)
;
, (82)
,
где
Δt
- разность температуры выбрасываемых
газов и температуры наружного воздуха самого жаркого месяца в полдень.
Значение
коэффициента m в зависимости от параметра f:
, (83)
.
Безразмерный
коэффициент n в зависимости от параметра vM:
при
vM < 0,3 n = 3;
при
0,3<vM<2 ; (84)
при
vM > 2 n = 1.
Минимальную
допустимую высоту дымовой трубы во втором приближении определяют:
, (85)
.
Аэродинамическое
сопротивление дымовой трубы определяют следующим образом.
Скорость
продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы wВЫХ принимают равной значению, принятому в расчете
минимально допустимой высоты трубы.
Определяют
уменьшение температуры продуктов сгорания на 1 м трубы из-за их охлаждения, °С:
для
стальных нефутерованных труб , (86)
где
D - паропроизводительность всех котлов, кг/с.
В
случае использования водогрейных котлов вместо D подставляется Q/2,5, где Q -
общая теплопроизводительность котлов, МВт.
,
.
Температура
продуктов сгорания на выходе из трубы, °С:
, (87)
,
где
tух -
температура уходящих газов за котлами, °С.
Диаметр
основания трубы согласно [11], м:
, (88)
где
i = 0,02-0,03 - конусность железобетонных и кирпичных
труб; для стальных труб i = 0; -
диаметр устья трубы, см. формулу (79).
Средний
диаметр дымовой трубы, м:
, (89)
Средняя
температура дымовых газов в трубе согласно [11], °С:
, (90)
Площадь
сечения дымовой трубы, рассчитанная по среднему диаметру согласно [11], м2:
, (91)
Средняя
скорость газов в дымовой трубе , м/с:
, (92)
,
где
VTP - объем дымовых газов на выходе за котлами, м3/с;
tCP -
температура уходящих газов за котлами, °С (90).
Принимаем
по СНиП II-35-76* «Котельные установки» стальную дымовую трубу
со следующими характеристиками: HTP=30м, DУ=1,2м.
Средняя
плотность дымовых газов в трубе согласно [11], кг/м3:
, (93)
где
ρ0 =1,34
кг/м3 - плотность дымовых газов среднего состава при нормальных
физических условиях.
Потери
давления на трение в дымовой трубе согласно [11], Па:
, (94)
,
где
λ
- значение коэффициента трения, для
кирпичных труб и каналов принимается 0,04, для железобетонных труб - 0,035, для
металлических труб - 0,02.
Потери
давления на выходе из дымовой трубы согласно [11], Па:
, (95)
Суммарные
потери давления в дымовой трубе согласно [11], равны:
, (96)
Выбор
вспомогательного оборудования
Производительностью дымососа называется объём продуктов сгорания,
перемещённых в единицу времени.
Необходимая расчетная производительность дымососа определяется с учетом
условий всасывания, т.е. избыточное давление или разряжение и температура перед
машиной и представляет собой действительные объёмы продуктов сгорания (или
воздуха который должен перемещать дымосос).
Таблица 7
Коэффициент запаса при выборе дымососа и вентилятора
Мощность парового котла МВт
|
Коэффициент запаса
|
|
По производительности
|
По напору
|
|
Дымосос
|
Вентилятор
|
Дымосос
|
Вентилятор
|
До 17,4
|
1,05
|
1,05
|
1,1
|
1,1
|
Выбор дымососа
Определяем расчетную паропризводительность дымососа, м3/ч
(55)
где
- коэффициент запаса по производительности
расход
продуктов сгорания
Определение
расчетного давления, Па
(56)
суммарное
сопротивление газового тракта
ΔНп= 20+168 = 188 Па
Нр
= 1,1*188 = 206,8 Па
По
рассчитанным данным выбираем дымосос по напорной характеристике в
справочнике типа ДН - 11,2
Таблица 7
Технические характеристики дымососа типа ДН-11,2
Характеристика
|
Ед. изм
|
Величина
|
Подача
|
м3/ч
|
27,65 ´ 10³
|
Полное давление
|
Па
|
4,82
|
Температура газа
|
°С
|
150
|
КПД
|
%
|
83
|
Марка электродвигателя
|
-
|
4А-200L4
|
Потребляемая мощность
|
кВт
|
45
|
Масса без двигателя
|
кг
|
827
|
Завод-изготовитель
|
|
Бийский котельный завод
|
Определяем мощность электродвигателя, кВт
(57)
кВт
Определяем
установленную мощность дымососа, кВт
(58)
кВт
Выбор
вентилятора
Определяем
расчетную паропроизводительность вентилятора, м3/ч
(59)
Определяем
расчетный напор вентилятора, кПа
(60)
Определяем
мощность электродвигателя вентилятора, кВт
(61)
кВт
Определяем
установленную мощность вентилятора, кВт
(62)
кВт
По
рассчитанным данным выбираем вентилятор по напорной характеристике в
справочнике типа ВДН-9
Таблица 8
Технические характеристики вентилятора типа ВДН-9
Характеристика
|
Ед. изм
|
Величина
|
Подача
|
м3/ч
|
27,65 ´ 10³
|
Полное давление
|
Па
|
4820
|
Температура газа
|
°С
|
30
|
КПД
|
%
|
83
|
Марка электродвигателя
|
-
|
4А-160S4
|
Потребляемая мощность
|
кВт
|
15
|
Масса без двигателя
|
кг
|
827
|
Завод-изготовитель
|
|
Бийский котельный завод
|
Выбор питательного насоса
Определяем расчетную производительность, м3/ч
(63)
м3/ч
Определяем
расчетный напор питательного насоса, МПа
(64)
МПа
Определяем
мощность питательного насоса, кВт
(65)
кВт
Определяем
установленную мощность питательного насоса, кВт
(66)
кВт
Таблица 9
Технические характеристики питательного насоса типа ПЭ-65-40
Характеристика
|
Ед. изм
|
Величина
|
Подача Напор Марка
электродвигателя Мощность Габариты: Длина Ширина Высота Масса агрегата Завод
изготовитель
|
м3/ч Н(м) - кВт
мм кг
|
65 440 А2-92-2 125 2669 910
828 2085 ПО «Насос энергомаш» г. Сумы
|