Расчет теплоэнергетического оборудования котельных, Курсовой проект

метки: Расчет, Теплов, Оборудование, Расход, Котельная, Таблица, Насос, Сетевой

Федеральное агентство по образованию Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет Институт экологии Кафедра энергосбережения и теплотехники Курсовой проект Расчет теплоэнергетического оборудования котельных Выполнил: ст.гр. ТГВ-3−10

Медведев А.В.

Проверил: Фокин В.М.

Волгоград 2014 г.

1. Определение тепловых нагрузок и расхода топлива

2. Расчет тепловой схемы производственно-отопительной котельной

3. Подбор котлов

4. Теплообменники

5. Баки и емкости

6. Трубопроводы и арматура

7. Насосы

8. Оборудование водоподготовки

9. Тягодутьевые машины

10. Дымовые трубы

11. Топливное хозяйство

12. Технико-экономические показатели Библиографический список топливо котельная тепловой дымовой

1. Определение тепловых нагрузок и расхода топлива Тепловые нагрузки для расчета и выбора оборудования котельных должны определяться для трех характерных режимов при коэффициенте обеспеченности: максимального зимнего — при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку; зимнего или наиболее холодного месяца — при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодный месяц; летнего — при средней расчетной температуре наружного воздуха тёплого периода.

Потребители тепла — промышленные предприятия и объекты жилищно-коммунального хозяйства — вначале распределяются на группы в зависимости от вида теплоносителя и его параметров, а затем подсчитывается суммарная тепловая нагрузка с определением максимальных расчетных расходов теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды.

Принципиальная схема пароснабжения и теплоснабжения потребителей от котельной с указанием длины участков (в метрах) приведена на схеме.

Схема пароснабжения и теплоснабжения потребителей А, Б, В, Г от котельной К.

Потребители, А и Б (завод и промышленный цех) расходуют на технологические нужды сухой насыщенный пар соответственно и (причем = 0,5 ) при рабочем давлении = =. Доля возврата конденсата от технологии составляет? 60%, а его температура? 50 °C. Потребитель Вобщественные здания, где расходуется горячая вода на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Потребитель Г относится к жилищно-коммунальному сектору и расходует горячую воду на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Прокладка паропроводов до потребителей, А и Б — надземная, а трубопроводов теплосети до потребителей В и Г производится в проходных каналах. Для компенсации температурного удлинения трубопроводов предусмотрены неподвижные и скользящие опоры, а также П-образные компенсаторы.

61 стр., 30472 слов

Проект реконструкции котельной

... расчитываем расходы теплоты по потребителям для 4-х режимов: максимально-зимний (t р. о. =-23C; ; при средней температуре наружного воздуха за отопительный период; при температуре наружного воздуха +8C; в ... вызвало реконструкцию котельной, которая заключается в использовании паровых котлов КЕ-25 не только для производственных целей, но и для производства горячей воды на отопление, вентиляцию и ...

Система теплоснабжения закрытая двухтрубная.

Исходные данные для расчета приведены в табл. 1 и 2.

Для расчета любой принципиальной схемы парои теплоснабжения от котельной до жилых, общественных, промышленных зданий и сооружений выбирается объект, требующий наибольшего давления пара и максимальной технологической нагрузки (на схеме это потребитель А).

Таблица 1

Исходные данные потребителей, А и Б.


Последняя цифра шифра	Давление пара, МПа	Расход пара, кг/с

	0,9	1,2	0,9

Таблица 2

Исходные данные потребителей А, Б, В, Г.


Предпоследняя цифра шифра	Город	Число жителей, тыс. чел	Объем здания, мі
	Ростов-на-Дону

Вид топлива: газ (Брянск-Москва).

Рассмотрим параметры, необходимые для составления сводных таблиц, характеризующих количество потребляемой теплоты и режим потребления.

1. Технологические нагрузки потребителей, , МВт

=(-200)

10і

=1,2 (2773−200)

10і=3,0876

=(-200)

10і

=0,9 (2773−200)

10і=2,3157

2. Потери теплоты от наружного охлаждения изолированного газопровода максимального диаметра, МВт

=3,14 (-)

··; =+2д+2S

3. Максимальный расход теплоты на отопление жилых зданий —, общественных — и промышленных, МВт

(20-)
=0,49·55·10і(20-(-22))
=1,1319

=0,25

=0,25·1,1319=0,283

=0,6

(16-)·=0,6·4000·(16-(-22))
=0,0912

4. Максимальный расход теплоты на отопление жилых зданий —, общественных — и промышленных, МВт

=0,1

=0,1·1,1319=0,1132

=0,4

=0,4·0,283=0,1132

=0,233

(16-)·=0,233·4000·(16-(-22))
=0,0354

5. Максимальный зимний расход теплоты на горячее водоснабжение жилых зданий —, общественных — и промышленных, МВт

=0,32

·=0,32·1000·=0,32

=0,2

=0,2·0,32=0,064

=0,21

=0,21·0,32=0,0672

6. Годовые расходы теплоты жилыми, общественными и промышленными зданиями, ГДж/год:

На отопление: =86,4

·=86,4·171·1,5061=22 251,7238

вентиляцию: =64,8

·=64,8·171·0,2618=2900,9534

гор. водоснабжение:=[86,4

+70,8(350-)]=0,4512[86,4·171·70,8(350−171)]=12 384,3571

технолог. нужды: =

·10і=5,8215·12·10і=69 858

7. Годовой расход натурального топлива: газа, тыс.

мі/год

/(·)=·107 395,0343/(37 310·90)=3198,2797

8. Годовой расход условного топлива, т/год

/29 308=3198,2797·37 310/29308=4071,51

Таблица 3

Расчет падения давления от котельной К до потребителя А.


Показатель и размерность	Расчетная формула	Участки
		К-Б	Б-А
1. Давление технологического пара, МПа	Максимальное	0,9	0,9
2. Расход технологического пара, кг/с	По заданию	1,2+0,9=2,1	1,2
3. Энтальпия пара, кДж/кг	Табл 3.1 [1]
4. Удельный объем пара, мі/кг	То же	0,219	0,219
5. Скорость пара, м/с	щ=25:35
6. Внутренний диаметр паропровода, м	=()	=0,1398	=0,1056
7. Диаметр паропровода, принятый по ГОСТ, м	из табл.4.5,4.6 [1] =+2д	139,8+2 4,5=148,8 По ГОСТ =0,152	105,6+2 4=148,8 По ГОСТ =0,114
8.Действительная скорость пара в паропроводе, м/с	щ=1,274 ·/	1,274 2,1·0,219/0,143І =28,6524	1,274 1,2·0,219/0,106І =29,7977
9. Коэффициент сопротивления трения	=0,11	0,11 =0,0213	0,11 =0,0229
10. Удельные потери на трение, Па/м	Д=(·)/(2··)	=279,1846	=437,9464
11. Длина участка, м	См. схему пароснабжения
12. Коэффициент ?	Для паровых сетей? = 0,5	0,5	0,5
13.Эквивалентная длина, м	= ?·	0,5 300=150	0,5 100=50
14. Приведенная длина, м	=+	300+150=450	100+50=150
15. Потери давления в паропроводе, МПа	Д=Д ·	Д=279,1846 450 =0,1256	Д=437,9464 150 =0,0657
16. Потери давления в котельной, МПа	Д?0,05	0,05	0,05
17. Суммарное сопротивление пара в паропроводах, МПа	Д= Д+ Д+ Д	0,1256+0,0657+0,05 =0,2413	0,1256+0,0657+0,05 =0,2413
18. Давление пара в котельной после РОУ, МПа	=+ Д	0,9+0,2413=1,1413	0,9+0,2413=1,1413

Таблица 4 Расчет расхода теплоты при


Показатель и размерность	Расчетная формула	Потребители
		А	Б	В	Г
1. Расчетная температура наружного воздуха, °C	табл. 3.1 [3]	— 22	— 22	— 22	— 22
2. Продолжительность отопительного периода, сут	табл. 3.1 [3]
3. Число жителей, чел	По заданию
4. Объем зданий, мі	То же или нормативы			12 1000=12 000	55 1000=55 000
5. Технологическая нагрузка, МВт	; ф-ла (1)	3,0876	2,3157
6. Максимальный расход теплоты на отопление, МВт	,; ф-ла (3)	0,0456	0,0456	0,0456	0,0456
7. Максимальный расход теплоты на вентиляцию	,; ф-ла (4)	0,0177	0,0177	0,1132	0,1132
8. Максимальный зимний расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт	,; ф-ла (5)	0,0336	0,0336	0,064	0,32
9. Потери теплоты от наружного охлаждения паропровода, МВт	; ф-ла (2)	=3,14(-) ·· =3,14(50-(-22) 10·300 0,472·=0,3201 =3,14(50-(-22) 10·100 0,434·=0,0981 =+ =0,3201+0,0981=0,4182
10. Общая тепловая нагрузка на технологические нужды	=++	=3,0876+2,3157+0,4182 =5,8215
11. Максимальная зимняя часовая нагрузка на отопление, МВт	=++	=1,1319+0,283+2 0,0456 =1,5061
12. Максимальная зимняя тепловая нагрузка на вентиляцию, МВт	=++	=0,1132+0,1132+2 0,0177 =0,2618
13. Общая максимальная (зимняя) тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт	=+	=1,5061+0,2618=1,7679
14. Максимальная зимняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение	=++	=0,32+0,064+2 0,0336 =0,4512
15. Общая (максимальная зимняя) тепловая нагрузка котельной, МВт	=++	=5,8215+1,7679+0,4512 =8,0406
16. Годовые расходы теплоты, ГДж/год	,; ф-ла (6)	=22 251,7238; =2900,9534; =12 384,3571; =69 858
17. Общий годовой расход теплоты, ГДж/год	=+++	=22 251,7238+2900,9534 +12 384,3571+39 858 =107 395,0343
18. Расчетный расход топлива, мі/с	= /·	=8,0406 /37 310·90 =0,2395
19. Годовой расход натурального и условного топлива, тыс. мі/год; т/год	; ф-лы (7), (8)	=3198,2797 =4071,51

2. Расчет тепловой схемы производственно-отопительной котельной Таблица 5.


№п/п	Параметры и размерность	Расчетная формула	Расчет	Режим
				макс. зим	зимний	летний
Исходные данные
	Технологическая нагрузка, МВт		;	5,8215	5,2394	4,6572
	Давление технологического пара, МПа		;	0,9	0,9	0,9
	Доля возврата конденсата от технологии, %	м	;
	Расчетная температура наружного воздуха, °C	=-22;	;	— 22	— 3,6	+8
	Нагрузка на отопление и вентиляцию (расчетная), МВт	=·	1,7679·	1,7679	0,9547	;
	Нагрузка на горячее водоснабжение, МВт	(зима)		0,4512	0,4512	;
		=0,82 (лето)	=0,82 0,4512			0,37
	Сухой остаток исходной воды, мг/кг		;
	Солесодержание воды после ХВО, мг/кг	=	;
	Солесодержание котловой воды, мг/кг		;
	Энтальпия пара, кДж/кг, при давлении в Мпа:
	1,4		;
	0,8		;
	0,15		;
	0,12		;
	Температура °C, и энтальпия, кДж/кг:
	котловой и продувочной воды при =0,15 МПа	==194; =	;
	конденсата от технологии	=50; =4,19 50	4,19 50
	воды из СНП при =0,15 МПа	=110;	;
	конденсата от мазутного хозяйства	=40; =4,19·	4,19 40
	продувочной воды от теплообменника Т1	=60; =4,19·	4,19 60
	конденсата от теплообменников Т2, Т3 и Т6	===80 ===4.19·	4.19 80
	исходной воды		;
		=4,19·	4,19 5
	воды на ХВО	=30; =4,19·	4,19 30
	умягченной воды, поступающей в деаэратор после Т4	=85; =4,19·	4,19 85
	воды в деаэраторе	=102; =4,19·	4,19 102
	питательной воды перед экономайзером	=90; =4,19·	4,19 90
	сетевой воды в трубопроводе:	по температурному графику
	— подающем		;
		=4,19·	4,19 150
	— обратном		;
		=4,19·	4,19 70
Результаты расчета
	Расход пара на технологию (производство), кг/с	= 10і		2,2758	2,0482	1,8206
	Расход конденсата от производства, кг/с	=0,01 м	0,01 60·2,2758	1,3655	1,2289	1,0936
	Потери технологического конденсата, кг/с	=;	2,2758−1,3655	0,9103	0,8193	0,727
	Общая нагрузка отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, МВт	=+	1,7679+0,4512	2,2191	1,4059	0,37
	Расход пара на сетевые подогреватели Т5 и Т6, кг/с	= 10і		0,9121	0,5778	0,1521
	Общий расход пара на внешние потребители, кг/с	=+	2,2758+0,9121	3,1879	2,626	1,9727
	Расход пара на собственные нужды котельной, кг/с	=0,1·	0,1 3,1879	0,3188	0,2626	0,1973
	Потери пара в тепловой схеме, кг/с	=0,03·	0,03 3,1879	0,0956	0,0788	0,0592
	Расход сетевой воды, кг/с:
	для отопления и вентиляции	= 10і		5,2616	4,2243	;
	для горячего водоснабжения	= 10і		1,3429	1,9965	2,7611
	Общий расход сетевой воды, кг/с	=+	5,2616+1,3429	6,6045	6,2208	2,7611
	Расход воды на подпитку тепловой сети, кг/с	=0,02·	0,02 6,6045	0,1321	0,1244	0,0552
	Паропроизводительность котельной при =0,8МПа, кг/с	=+++	2,2758+0,9121+0,3188+0,0956	3,6023	2,9674	2,2292
	Сумма потерь пара, конденсата и сетевой воды, кг/с	=++	0,9103+0,0956+0,1321	1,138	1,0225	0,8414
	Доля потерь теплоносителя	=/	1,138/3,6023	0,316	0,3446	0,3774
	Процент продувки, %	Пр=		0,0328	0,0271	0,0203
	Расход питательной воды после РОУ, кг/с	=		0,0328	0,0271	0,0203
	Паропроизводительность котельной при =1,4МПа, кг/с	=;	3,6023−0,0328	3,5695	2,9403	2,2089
	Расход продувочной воды, кг/с	=0,01 ·Пр	0,01 3,5695·3,2631	0,1165	0,1049	0,0866
	Расход пара из СНП, кг/с, при =0,15 МПа	=		0,0189	0,017	0,014
	Расход воды из СНП, кг/с	=;	0,1165−0,0189	0,0976	0,0879	0,0726
	Расход воды из деаэратора, кг/с	=++	3,6023+0,1165+0,1321	3,8509	3,1967	2,371
	Расход выпара из деаэратора, кг/с	=·	0,002 3,8509	0,0077	0,0064	0,0047
	Расход пара на мазутное хозяйство, кг/с	=0,01·	0,01 3,1879	0,0319	0,0263	0,0197
	Расход конденсата от мазутного хозяйства, кг/с	=0,6·	0,6 0,0319	0,0191	0,0158	0,0118
	Потери пара при распыливании мазута, кг/с	=0,4·	0,4 0,0319	0,0128	0,0105	0,0079
	Суммарные потери пара и конденсата (уточненные), кг/с	=+++++	0,9103+0,0956+0,1321 +0,0976+0,0077+0,0128	1,2561	1,1273	0,9266
	Расход воды после ХВО, кг/с	=	;	1,2561	1,1273	0,9266
	Расход исходной воды, кг/с	=1,15·	1,15 1,2561	1,4445	1,2964	1,0656
	Температура исходной воды после Т1, °C	=+		8,4509	8,463	18,4797
	Расход пара на подогреватель исходной воды Т2, кг/с	=		0,0536	0,0481	0,0211
	Температура воды после ХВО, с учетом охлаждения, °C	=-3	30−3
	Температура воды на входе Т4 или на выходе Т3, °C (=)	=-(-)	85- (102−90)	48,2109	50,9714	54,2942
	Расход пара на подогреватель Т3, кг/с	=		0,0459	0,0465	0,0436
	Расход пара на деаэрацию, кг/с	=[( +·) -( +·+·)-(++)]	=[(3,8509 427+0,0077 2683)-(1,2561·356+1,3655·210 +0,0191 168)-(0,0536+0,0459 +0,9121) 335)]	0,2128	0,1783	0,1412
	Расчетный расход пара на собственные нужды, кг/с	=+++	0,2128+0,0319+0,0536+0,0459	0,3442	0,2997	0,2256
		по п.18	;	0,3188	0,2626	0,1973
	Расчетная паропроизводительность котельной, кг/с	=+++	2,2758+0,2442+0,0956+0,9121	3,6277	3,0045	2,2575
		по п.23	;	3,6023	2,9674	2,2292
	Невязка расчета, %	Д= 100 < 2		0,7	1,23	1,25

3. Подбор котлов При давлении в котельной =1,4 МПа ее наибольшая паропроизводительность в максимальном зимнем режиме =3,5695 кг/с=12,85 т/ч. Исходя из этого подбираем два котла ДКВР-6,5−13.

4. Теплообменники В котельных применяются рекуперативные теплообменники поверхностного типа, где передача теплоты от греющей среды к нагреваемой происходит через стенки труб, расположенных внутри корпуса теплообменника. В зависимости от расположения трубной системы теплообменники разделяются на вертикальные и горизонтальные. Вертикальные теплообменники применяются в крупных паровых котельных для подогрева сетевой воды, и их установка требует меньшей площади, но высота помещений должна обеспечивать возможность выема трубной системы. Горизонтальные теплообменники устанавливаются в производственно-отопительных и отопительных котельных с паровыми и водогрейными котлами (ДКВР, ДЕ, ТС, Е 1/9, ПТВМ, КВ-ГМ и др.) для подогрева сетевой, умягченной, исходной и другой воды. В качестве теплоносителя в теплообменниках используется пар или горячая вода. Выбор теплообменников после составления тепловой схемы на основании расчета тепловой схемы котельной. В производственно-отопительных котельных с паровыми котлами следует рассчитать и подобрать паровые и водо-водяные теплообменники.

Теплообменнки Т5 и Т6

На основании максимального расхода сетевой воды =6,6045 кг/с = 23,7762 т/ч подбираем два паровых водоподогревателя ПП-1−9-7-IV с номинальным расходом 16,1 т/ч и давлением греющего пара о, 7 МПа. Вторая ступень не устанавливается.

Теплообменник Т3

Согласно расчету тепловой схемы котельной умягченная вода с расходом =1,2561 кг/с нагревается от =27°C до =48,21°C сухим насыщенным паром с давлением 0,8 МПа, расходом =0,0465 кг/с, температура насыщения пара =169,6°C. Тогда:

= (-) = 0,0465(2768−335) = 113,1345 кВт Д = = = 131,71°C

= = = 0,35 мІ

Из табл. 3.5 подбираем паровой водоподогреватель 01 (типа МВН-2494) с поверхностью нагрева 0,625 мІ. Аналогично подбираются другие паровые подогреватели воды.

Теплообменник Т4

Умягченная вода с расходом =1,2561 кг/с нагревается от 48,21°C до 85 °C, а питательная вода с расходом =3,8509 кг/с охлаждается от 102 °C до 90 °C. Тогда:

(85−48,21) = 1,2561
4,19·36,79 = 193,6279 кВт Д = 90−48,21 = 41,79°C

Д = 102−85 = 17°C

Д = = = 27,56°C

= = = 3,58 мІ

По табл. 3.7 подбираем водо-водяной подогреватель (ГОСТ 27 590) с поверхностью нагрева 5,75 мІ.

5. Баки и емкости

1. Питательный бак-деаэратор атмосферного давления (ДА или ДСА) подбирают по расходу воды из деаэратора =3,8509 кг/с=13,8632 т/ч, выбираем деаэратор ДА-15.

2. Объем расширителя (сепаратора) непрерывной продувки (СНП) определяют исходя из допустимого напряжения — 1000 мі образующегося пара в 1 ч на 1 мі полезного объема. Расход пара из СНП составляет =0,0189 кг/с при давлении 0,15 МПа. Удельный объем пара =1,18 мі/кг при давлении 0,15 МПа (табл. 3.1 [2]).

Тогда часовой расход из СНП составит

= 3600

—

= 3600
0.0189·1.18 = 80 мі/ч Полезный объем СНП в этом случае должен быть не менее =0,08 мі.

Обычно устанавливают один расширитель для всех паровых котлов котельной.

3. Для охлаждения подшипников механизмов котельной (вентилятора, дымососа и др.) на отметке 10…12 м устанавливают бак технической воды, емкость которого выбирают из расчета покрытия получасового расхода воды.

6. Трубопроводы и арматура Система трубопроводов в котельной предназначена для соединения между собой всего действующего оборудования: котельных агрегатов, насосов, деаэратора, теплообменников и т. д. Арматура предназначена для регулирования количества транспортируемого теплоносителя и изменения его направления. При курсовом проектировании рассчитывают диаметры и подбирают основные магистральные трубопроводы (https:// , 19).

1. Паропроводы от котельных агрегатов:

= / = 3,5695/2 = 1,785 кг/с

= = 0,096 м

= 96+2

4 = 104 по ГОСТ принимаем 108 мм

= 108−2

4 = 100 мм

2. Общий паропровод котельной:

= = 0,137 м

= 137+2

4,5 = 146 по ГОСТ принимаем 150 мм

= 150−2

4,5 = 141 мм

3. Питательный трубопровод от деаэратора:

= = 0,047 м

= 47+2

3 = 53 по ГОСТ принимаем 53 мм

= 47 мм

4. Подпиточный от деаэратора:

= = 0,011 м

= 11+2

1,6 = 14,2 по ГОСТ принимаем 16 мм

= 16−2

1,6 = 14,4 мм

5. Подающий и обратный теплосети:

= = 0,065 м

= 65+2

3,5 = 72 по ГОСТ принимаем 73 мм

= 73−2

3,5 = 66 мм Для трубопроводов котельных применяют бесшовные (холднотянутые и горячекатанные), электросварные и водогазопроводные трубы.

Итоговая таблица подбора трубопроводов.


1.Паропровод от котельного агрегата	2.Общий паропровод котельной, мм	3.Питательный трубопровод от деаэратора, мм	4.Подпиточный трубопровод от деаэратора, мм	5.Трубопровод подающей и обратной теплосети, мм
ГОСТ 8734–75* стальные бесшовные = 108 = 100	ГОСТ 8734–75* стальные бесшовные = 150 = 141	ГОСТ 8734–75* стальные бесшовные = 53 = 47	ГОСТ 10 704–76 стальные электросварные = 16 = 14,4	ГОСТ 8734–75* стальные бесшовные = 73 = 66

7. Насосы Насосы — машины, предназначенные для перемещения жидкостей и сообщения им энергии. В котельных применяют лопастные (центробежные, вихревые, осевые) и струйные (эжекторы, инжекторы) насосы. Приводным двигателем к насосу служат электродвигатели, которые обычно соединяются с помощью муфты.

1. Питательные насосы.

В котельных с паровыми котлами устанавливаются питательные насосы, которые могут быть центробежными и поршневыми (с электрическим или паровым приводом).

Число их должно быть не менее двух с независимыми приводами, а один насос (или более) должен быть с паровым приводом.

Производительность одного насоса с электроприводом, кг/с

= 1,1(++) = 1,1(3,5695+0,1165+0,0328) = 4,09

Напор, создаваемый питательным насосом, МПа

= 1,15(-)+ = 1,15(1,4−0,15)+0,2 = 1,64

Подбираем насос 2,5ЦВ-1,3 с производительностью 15 мі/ч по табл. 3.8. Производительность питательного насоса (резервного) с паровым приводом должна быть не менее 50% номинальной производительности всех котлов, т. е

= 0,5

= 0,5
4,09 = 2,05 кг/с = 7,38 мі/ч

Подбираем поршневой насос ПНП-3 с подачей 7,5 мі/ч по табл. 3.9.

2. Сетевые насосы.

Предназначены для создания циркуляции и устанавливаются на обратной линии тепловых сетей, где температура воды не превышает 70 °C. Производительность сетевого насоса определяют по общему расходу сетевой воды

= 1,1

= 1,1
6,6045 = 7,26 кг/с = 26,14 мі/ч Подбираем два сетевых насоса К45/55 с подачей 20−65 мі/ч по табл.

3.10. Напор сетевого (циркуляционного) насоса, МПа: =0,6…1

3. Подпиточные насосы.

Служат для восполнения утечки воды из системы теплоснабжения. Производительность подпиточного насоса выбирают вдвое большей для возможности аварийной подпитки сетей, т. е

= 2

= 2
0,1321 = 0,26 кг/с Необходимый напор подпиточного насоса определяется давлением воды в обратной магистрали теплосети и сопротивлением трубопроводов и арматуры на линии подпитки. Ориентировочно

? 0,2

= 0,2
0,6 = 0,12 МПа Подбираем подпиточный насос К 8/18 с производительностью 6−16 мі/ч по табл.

3.10.

Результаты подбора всех насосов сводят в итоговую таблицу.


Назначение насоса	Марка	Производительность, мі/ч	Напор Н, м.вод.ст	КПД	Мощность, кВт	Число оборотов	Эл. Двигатель, кВт
Питательный насос	2,5ЦВ-1,3
Резервный	ПНП-3	7,5
Сетевой	К45/55	20−65	45−30	0,66
Подпиточный	К8/18	6−16	20,3−14	0,53	1,5		1,5

8. Оборудование водоподготовки Расчет оборудования ХВО Таблица 6


Параметры и размерность	Метод определения	I ступень	II ступень

1. Общая жесткость воды, поступающей на фильтр, мг-экв/кг	Табл. 12.1 [1]	=5,1	=0,1
2. Скорость фильтрования, м/ч	=15…20, =25…30	=18	=27
3. Расход воды после 1-й и 2-й ступеней ХВО, кг/с	Из расчета тепловой схемы	=1,2561	=1,2561
4. Необходимая площадь фильтрования, мІ	=3,6 / =3,6 1,2561/18	=0,2512	=0,1675
5. Количество фильтров,	Принимается	=2	=1
6. Диаметр фильтров, м	=1,13(/ =1,13(0,2512/2	=0,40	=0,46
7. Внутренний диаметр корпуса стандартного фильтра и высота фильтрующей загрузки, м	Подбирается по табл. 12.14, 12.17 с округлением в сторону увеличения	=0,7 =3,32	=0,7 =3,055
8. Фактическая скорость фильтрования, м/ч	=4,59 / =4,59 1,2561/0,7	=8,24	=5,77
9. Фактическая площадь сечения фильтра, мІ	=0,785· =0,785 0,7І	=0,38	=0,785
10. Рабочая обменная способность катионита, г-экв/мі	Для сульфоугля: ?300; ?100	?300	?100
11. Количество регенераций фильтра в сутки, рег/сут	= =	=0,73	=0,045
12. Межрегенерационный период (продолжительность фильтро-цикла), ч	=(24/)-1,5 =(24/0,73)-1,5	=31,4	=531,8
13. Удельный расход поваренной соли NaCl, кг/г-экв	Для сульфоугля	=0,2	=0,4
14. Расход поваренной соли на одну регенерацию фильтров, кг/рег	=86,4 ·· =86,4 1,2561·5,1·0,2	=110,7	=4,34
15. Суточный расход NaCl, кг	=· =110,7 0,73	=80,81	=0,2
16. Суточный расход технической соли, кг	=1,08· =1,08 80,81	=87,27	=0,216
17. Суточный расход воды на приготовление регенерационного раствора, мі	?0,01· ?0,01 87,27	=0,87	=0,002
18. Суточный расход воды на отмывку фильтров, мі	?4,5 ··· ?4,5 0,38·3,32·0,73·2	=8,29	=0,49
19. Суточный расход воды на взрыхление фильтра, мі	?2,5 ·· ?2,5 0,38·0,73·2	=1,39	=0,09
20. Общий суточный расход технической соли, кг	=+ =87,27+0,216	=87,486
21. Расход технической соли в месяц, кг	= 30 =87,486 30	=2624,58

9. Тягодутьевые машины Для первичного выбора тягодутьевых машин паровых и водогрейных котлов следует пользоваться утвержденным указанием по комплектации (табл. 8.22, 8.33 [1]).

Для котлов ДКВР-6,5−13 в комплектации: дымосос Д-10 с электродвигателем АО72−8 (10 кВт), вентилятор ВД-8 с электродвигателем А02−51−6 (5,5 кВт).

Для регулирования производительности вентилятора и дымососа устанавливают направляющие аппараты, которые закручивают поток в направлении вращения колеса. при работе водогрейных котлов во всех режимах более рационально осуществлять комбинированный способ регулирования работы тягодутьевых машин, а именно ступенчатое регулирование частоты вращения ротора машины при помощи многоскоростного электродвигателя и плавное регулирование направляющим аппаратом.

10. Дымовые трубы Дымовые трубы котельных установок предназначены для удаления топочных дымовых газов и рассеивания вредных соединений, содержащихся в продуктах сгорания, атмосферном воздухе, с целью снижения их концентрации в атмосфере на уровне дыхания до необходимого уровня. Дымовая труба создает естественную тягу, и движение газов происходит вследствие разности плотностей окружающего холодного воздуха и горячих продуктов сгорания. Для надежной и экономичной работы котельной целесообразно использовать искусственную тягу с установкой тягодутьевых машин (вентилятора и дымососа), которые должны обеспечивать не только подачу необходимого для горения воздуха в топку, но и удаления продуктов его сгорания в атмосферу через дымовую трубу, поддерживая при этом заданное разряжение и давление в топке.

Дымовые трубы работают в сложных условиях: при перепадах температуры, давления, влажности, агрессивном воздействии дымовых газов, ветровых нагрузках от собственного веса. Для котельной проектируется обычно одна общая для всех котлов дымовая труба. Дымовые трубы сооружаются по типовым проектам из железобетона и металла.

Из дымовых труб котельных в атмосферу выбрасываются продукты сгорания, которые содержат токсичные вещества, оказывающие вредное воздействие на биосферу (оксиды углерода, серы, азота и др.).

Содержание вредных веществ в воздухе определяется их концентрацией — количеством вещества, мг, находящегося в мі воздуха (мг/мі).

Максимальная концентрация вредных веществ, не оказывающих вредного влияния на человека, называется предельно допустимой концентрацией (ПДК).

Количество основных вредных веществ, г/с, выбрасываемых в атмосферу с продуктами сгорания, рассчитывают на основании имеющихся рекомендаций и санитарных норм следующим образом:

1.Оксиды серы:

= 20

·() = 20
0,2395·0,01 = 0,0479

2. Оксиды углерода:

—

= 0,5
0, 5
37,31·0,2395 = 2,2339

2. Оксиды углерода:

··= 0,9
0,1·0,2395·37,31 = 0,8042

Минздравом РФ

= = 15,83

разность между температурой выбрасываемых (уходящих) дымовых газов (=155°C) и окружающего атмосферного воздуха, равная максимальной температуре наружного воздуха наиболее жаркого месяца года (29,1°C).

Полный объемный расход дымовых топочных газов, мі/с, удаляемых в атмосферу через трубу (охлаждение продуктов сгорания в дымовой трубе не учитывается) определяется по формуле:

= [+(-1)]

= 0,2395[10,47+(1,35−1)9,32] = 4,7125

Задаваясь скоростью продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы =20 м/с и имея значение, определяют диаметр устья дымовой трубы, м, а также коэффициенты, по формулам:

= = = 0,55 м

= 1000 = 1000 = 6,97

= 0,65[(·)/ = 0,65[(4,7125

125,9)/15,83 = 2,18

= [0,67+0,1+0,34

= [0,67+0,1(6,97+0,34 = 0,63

В зависимости от параметра находят безразмерный коэффициент: при >2, =1.

Далее рассчитывают минимальную высоту дымовой трубы, м, во втором приближении:

= 15,830,63
1 = 12,56
100 = 20,7%

Если разница между и больше 5%, выполняют второй уточняющий расчет, который производится по формулам:

= 12,56(= 11,95 м

= 1000 = 11,08

= 0,65[(4,7125

125,9)/12,56 = 2,35

= [0,67+0,1(11,08+0,34(11,08 = 0,57

= 1

При высоте дымовой трубы определяют максимальную приземную концентрацию каждого из вредных веществ по формулам:

= = = 0,2122

= = = 0,0046

= = = 0,0764

Проверяют условие, при котором безразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1, т. е.

+ +? 1

+ + = 0,98 < 1

11. Топливное хозяйство Мазут используют в качестве основного топлива или резервного. Когда основным топливом является природный газ, то мазут применяют только в зимние месяцы. Он может также использоваться в качестве аварийного топлива при непродолжительном прекращении подачи газа и растопочного, когда основным является твердое топливо.

Объем мазутохранилища, мі:

= = = 66,68

12. Технико-экономические показатели Таблица 7


Параметры и размерность	Расчетная формула и способ определения	Расчет
1. Общая максимальная теплопроизводительность котельной, МВт	из табл. 3.4 [3]	8,0406
2. Годовая выработка тепла, ГДж/год	из табл. 3.4 [3]	107 395,0343
3. Годовой расход натурального топлива, тыс. мі/год	из табл. 3.4 [3]	3198,2797
4. Расход исходной воды, кг/с	из расчета схемы	1,4445
5. Удельный расход электрической мощности на собственные нужды котельной, кВт/МВт	из табл. 3.12 [3]
6. Удельные капиталовложения, тыс. р/МВт	из табл. 3.12 [3]
7. Штатный коэффициент, чел/МВт	из табл. 3.12 [3]	3,3
8. Стоимость топлива, р/тыс.мі	по прейскуранту	1322,11
9. Стоимость воды, р/т	по прейскуранту	5,85
10. Стоимость электроэнергии р/кВт ч	по прейскуранту	1,44
11. Среднегодовая заработная плата одного человека, р/чел год	по прейскуранту
12. Годовое число использования установленной теплопроизводительности котельной, ч/год	=/(3,6·)	= 3710,1652
13. Расходы на топливо, р/год	=1,05 ·	1,05 3198,2797·1322,11 =4 439 901,45
14. Расходы на электроэнергию, р/год	=0,7 ···	0,7 38·8,0406·3710,1652·1,44 =1 142 683,18
15. Расходы на используемую воду, р/год	=3,6 ··	3,6 1,4445·3710,1652·5,85 =112 867,57
16. Расходы на заработную плату, р/год	= ·	3,3 8,0406·88 000=2334990,24
17. Сметная стоимость строительства, р	? ·10і (или смета)	200 8,0406·10і=1 608 120,00
18. Расходы на амортизацию, р/год	=0,067·	0,067 1 608 120=107744,04
19. Расходы на текущий ремонт, р/год	=0,2·	0,2 107 744,04=21 548,81
20. Прочие расходы, р/год	=0,3(++)	0,3(2 334 990,24+107 744,04 +21 548,81)=739 284,93
21. Годовые эксплуатационные расходы, р/год	=++++ ++	4 439 901,45+1 142 683,18 +112 867,57+2 334 990,24 +107 744,04+21 548,81 +739 284,93=8 899 020,22
22. Себестоимость отпускаемой теплоты, р/ГДж	=/	8 899 020,22/107 395,0343=82,86
23. Приведенные затраты, р	=+0,12·	8 899 020,22+0,12 1 608 120 =9 091 994,62

Библиографический список.

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovoy/raschet-teplovogo-oborudovaniya/

Роддатис К. Ф.

2. СНиП II—. Котельные установки. — М.: Стройиздат, 1977. — 48 с.

В. М. Тепловые, В. М. Тепловой

Примеры похожих учебных работ

Выбор оборудования для котельной

... и пенополиуретана; рассчитать когенерацию ДЭС; подобрать оборудования котельной; рассчитать стоимость оборудования; определить сроки окупаемости проекта Практическая значимость: Рассмотрены режимы работы надстроек ДЭС с полной утилизацией тепловой ...

Тема работы Модернизация котельных установок путем замены котла на котлы нового поколения

... в свою очередь способствует повышению тарифов на теплоэнергию. Комплексные работы по модернизации котельных позволят не только увеличить производительность, но избежать выхода оборудования из строя и ...

Проект реконструкции котельной

... местные ресурсы. В данном дипломном проекте разрабатывается реконструкция производственно-отопительной котельной завода РКК «Энергия», которая ... Монтаж котлоагрегатов 7.2 Условия начала производства работ 7.3 Производственная калькуляция затрат труда и ...

Современные дизельные, судовые и тяжелые моторные топлива

Основные эксплуатационные показатели дизельного топлива: цетановое число, фракционный состав, вязкость и плотность, низкотемпературные свойства, степень чистоты, температура вспышки, наличие сернистых соединений, непредельных углеводородов и метал ...

Автоматизация котельной установки

... горения дает до 10% экономии топлива, становится ясным повышенный интерес к комплексной автоматизации котельных. Комплексная автоматизация котельных может быть наиболее успешно осуществлена лишь при наличии недорогих высоконадежных, по ...