МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА Профессиональный модуль ПМ 01.01 Эксплуатация теплотехнического оборудования и систем тепло- и топливоснабжения МДК 01.01 Эксплуатация теплотехнического оборудования и систем тепло- и топливоснабжения для студентов заочного отделения 3 курса специальности 13.02.02 Теплоснабжение и теплотехническое оборудование (базовый уровень)
МУ Тс31з-16 КУ КП.docx
Чебоксарский техникум строительства и
городского хозяйства Минобразования
Чувашии (ГАПОУ ЧР «ЧТСГХ»)
02/0206
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
Профессиональный модуль ПМ 01.01 Эксплуатация теплотехнического
оборудования и систем тепло и топливоснабжения
МДК 01.01 Эксплуатация теплотехнического оборудования и систем тепло и
топливоснабжения
для студентов заочного отделения
3 курса
специальности
13.02.02 Теплоснабжение и теплотехническое
оборудование (базовый уровень)
РАССМОТРЕНО
на заседании цикловой комиссии
Архитектуры и комплексных
градостроительных решений
Протокол № 01
от « 30 » августа
Председатель
2018 года
Тихонова В.Г.
СОГЛАСОВАНО
Методист
СОСТАВИЛ
Преподаватель
Тихонова В.Г.
РЕЦЕНЗЕНТ 2018 г. Пояснительная записка
Профессиональный модуль ПМ01 Эксплуатация теплотехнического
оборудования и систем тепло и топливоснабжения МДК 01.01 Эксплуатация
теплотехнического оборудования и систем тепло и топливоснабжения является
частью основной профессиональной образовательной программы в соответствии с
ФГОС по специальности 13.02.02 Теплоснабжение и теплотехническое
оборудование в части освоения основного вида профессиональной деятельности
(ВПД):
Эксплуатация теплотехнического оборудования и систем тепло и
топливоснабжения и соответствующих профессиональных компетенций:
ПК 1.1. Осуществлять пуск и останов теплотехнического оборудования и систем
тепло и топливоснабжения.
ПК 1.2. Управлять режимами работы теплотехнического оборудования и систем
тепло и топливоснабжения
ПК 1.3. Осуществлять мероприятия по предупреждению, локализации и
ликвидации аварий теплотехнического оборудования и систем тепло и
топливоснабжения.
С целью овладения указанным видом профессиональной деятельности и
соответствующими профессиональными компетенциями обучающийся в ходе
освоения профессионального модуля должен:
иметь практический опыт:
безопасной эксплуатации:
теплотехнического оборудования и систем тепло и топливоснабжения;
систем автоматики, управления, сигнализации и защиты теплотехнического
оборудования и систем тепло и топливоснабжения;
приборов для измерения и учета тепловой энергии и энергоресурсов;
контроля и управления:
режимами работы теплотехнического оборудования и систем тепло и
топливоснабжения;
системами автоматического регулирования процесса производства, транспорта
и распределения тепловой энергии;
организации процессов:
бесперебойного теплоснабжения и контроля над гидравлическим и тепловым
режимами тепловых сетей;
выполнения работ по повышению энергоэффективности теплотехнического
оборудования и систем тепло и топливоснабжения;
внедрения энергосберегающих технологий в процессы производства передачи и
распределения тепловой энергии.
чтения, составления и расчёта принципиальных тепловых схем ТЭС, котельных и
систем тепло и топливоснабжения;
оформления технической документации в процессе эксплуатации
теплотехнического оборудования и систем тепло и топливоснабжения; эксплуатации
техническую документацию процесса
уметь:
выполнять:
безопасный пуск, останов и обслуживание во время работы теплотехнического
оборудования и систем тепло и топливоснабжения;
техническое освидетельствование теплотехнического оборудования и систем
тепло и топливоснабжения;
автоматическое и ручное регулирование процесса производства, транспорта и
распределения тепловой энергии;
тепловой и аэродинамический расчёты котельных установок, гидравлический и
механический расчёты газопроводов и тепловых сетей, тепловой расчет тепловых
сетей;
расчет принципиальных тепловых схем ТЭС и котельных, систем тепло и
топливоснабжения, выбирать по данным расчётов основное и вспомогательное
оборудование.
составлять
принципиальные тепловые схемы тепловых пунктов, котельных и ТЭС;
схемы тепловых сетей и систем топливоснабжения.
оформлять
теплотехнического оборудования и систем тепло и топливоснабжения;
знать:
устройство, принцип действия и характеристики:
основного и вспомогательного теплотехнического оборудования и систем
тепло и топливоснабжения;
гидравлических машин;
тепловых двигателей;
систем автоматического регулирования,
теплотехнического оборудования и систем тепло и топливоснабжения;
приборов измерения параметров рабочих тел, расхода и учета энергоресурсов и
тепловой энергии;
правила:
устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов,
трубопроводов пара и горячей воды, сосудов работающих под давлением;
технической эксплуатации тепловых энергоустановок;
безопасности систем газораспределения и газопотребления;
ведения технической документации в процессе эксплуатации теплотехнического
оборудования и систем тепло и топливоснабжения.
методики:
теплового и аэродинамического расчёта котельных установок, гидравлического
и механического расчета тепловых сетей и газопроводов, теплового расчёта
тепловых сетей;
разработки и расчёта принципиальных тепловых схем ТЭС и котельных, систем
тепло и топливоснабжения;
сигнализации и защиты ГОСТ,
СП),
предъявляемые к
выбора по данным расчёта основного и вспомогательного оборудования ТЭС и
котельных, систем тепло и топливоснабжения;
проведения гидравлических испытаний теплотехнического оборудования и
систем тепло и топливоснабжения;
основные положения:
федерального закона «Об энергосбережении»;
федерального закона «О промышленной безопасности опасных
производственных объектов»;
нормативных документов (СНиП,
теплотехническому оборудованию, системам тепло и топливоснабжения;
основные направления:
развития энергосберегающих технологий;
повышения энергоэффективности при производстве,
распределении тепловой энергии;
Методические указания по выполнению курсового проекта ПМ01 Эксплуатация
теплотехнического оборудования и систем тепло и топливоснабжения МДК 01.01
Эксплуатация теплотехнического оборудования и систем тепло и
топливоснабжения разработаны на основе рабочей программы ПМ01 Эксплуатация
теплотехнического оборудования и систем тепло и топливоснабжения
в
соответствии с основной профессиональной образовательной программой по
специальности 13.02.02 Теплоснабжение и теплотехническое оборудование
(базовый уровень).
Учебным планом предусмотрено выполнение одного курсового проекта.
Исходные данные для выполнения курсового проекта составлены
применительно к действующей рабочей программе ПМ01 Эксплуатация
теплотехнического оборудования и систем тепло и топливоснабжения.
Выполнение курсового проекта определяет степень усвоения студентами
изученного материала и умения применять полученные знания на практике.
Выполнение курсового проекта по ПМ01 Эксплуатация теплотехнического
оборудования и систем тепло и топливоснабжения МДК 01.01 Эксплуатация
теплотехнического оборудования и систем тепло и топливоснабжения позволяет
развить в студенте:
транспорте и
– готовность к самостоятельной, индивидуальной работе, принятию решений в
рамках своей профессиональной компетенции;
– способность проводить расчеты по типовым методикам и проектировать
отдельные детали и узлы с использованием стандартных средств автоматизации
проектирования в соответствии с техническим заданием.
До начала расчётов принципиальной тепловой схемы котельной студенту
необходимо внимательно ознакомится с заданием и подобрать все необходимые
материалы.
Следует изучить все узлы тепловой схемы, познакомиться с конструкцией
редукционноохладительной установки, деаэратора, подогревателей и т.д. Следует помнить, что в тепловых схемах приняты деаэраторы атмосферного
типа. Для упрощения тепловых расчётов можно пренебречь потерями воды,
проходящей через подогреватели, а также потерями тепла в деаэраторе.
При расчёте каждого узла тепловой схемы необходимо составить
принципиальную тепловую схему с указанием всех параметров.
Перечень обозначений к расчёту тепловой схемы.
Р1 – давление пара на выходе из котлоагрегата, МПа;
Р2 – давление пара после РОУ, МПа;
t1
/ – температура воды на выходе из сетевых подогревателей, 0С;
t2
/ – температура воды в обратной линии теплосети, 0C;
tк – температура конденсата, возвращаемого с производства, 0С;
tкб – температура конденсата на выходе из бойлера, 0С;
ti
кб – температура конденсата после iго подогревателя, 0С;
tcв – температура сырой воды, 0С;
tхво – температура воды на входе и выходе из химводоочистки, 0С;
tn1 – температура питательной воды перед экономайзером, 0С;
tn2 – температура питательной воды за экономайзером, 0С;
tсм – температура смеси на выходе из конденсатного бака, 0С;
tух1 – температура продуктов горения перед экономайзером, 0С;
tух2 – температура продуктов горения за экономайзером, 0С;
tкв – температура холодного воздуха, подаваемого в топку (tкв=30 0С);
ri – теплота парообразования при давлении Pi, кДж/кг;
х1 – степень сухости пара на выходе из котлоагрегата;
х2 – степень сухости пара на выходе из расширителя непрерывной продувки;
1 – энтальпия кипящей воды в котлоагрегате, кДж/кг;
h/
2 – энтальпия кипящей воды в расширителе непрерывной продувки (при давлении Рг) кДж/кг;
h/
hх
1 – энтальпия влажного пара на входе из котлоагрегата, кДж/кг;
2 – энтальпия влажного пара на входе из расширителя непрерывной продувки, кДж/кг;
hх
h//
1 – энтальпия сухого насыщенного пара при давлении Р1, кДж/кг;
hпв1 – энтальпия питательной воды перед экономайзером, кДж/кг;
hпв1=h/
hпв2 – энтальпия питательной воды после экономайзера, кДж/кг;
h//
hсв – энтальпия сырой воды, кДж/кг;
hхво – энтальпия воды перед и после химводоочистки, кДж/кг;
Dcvh – паропроизводительность котельной, кг/с;
Dк – паропроизводительность одного котлоагрегата, кг/с;
DТ – расход пара на технологические нужды, кг/с;
Dб – расход пара в подогревателе сетевой воды (бойлеры), кг/с;
Dр – количество пара, выделяющегося в расширителе из продувочной воды, кг/с;
Dд – расход пара на деаэрацию, кг/с;
Dcв – расход пара на подогрев сырой воды перед химводоочисткой, кг/с;
2 – энтальпия сухого насыщенного пара при давлении Р2, кДж/кг;
г; D1 – расход острого пара, поступающего в РОУ, кг/с;
Dред – количество редуцированного пара, кг/с;
Dвып – количество выпара из деаэратора, кг/с;
Dут – потери пара внутри котельной, кг/с;
dут – потери пара внутри котельной в процентах от Dcvh;
Wпр – расход котловой воды на непрерывную продувку, кг/с;
dпр – расход котловой воды на продувку в процентах от Dcvh;
Wki – возврат конденсата от потребителя, кг/с;
mi – возврат конденсата от потребителя в процентах от Dcvh;
W1 – расход увлажняющей воды, поступающего в РОУ, кг/с;
Wn0 – расход питательной воды, поступающей в котлоагрегат;
Wб – расход воды через сетевой подогреватель (бойлер), кг/с;
Wтс – потери воды в теплосети, кг/с;
dтс – потери воды в теплосети в процентах от Wб;
Wхво – расход воды через химводоочистку, кг/с;
Wд – расход деаэрированной воды на выходе из деаэратора, кг/с;
Wр – расход воды из расширителя непрерывной продувки, кг/с;
Qб – расход тепла на подогрев сетевой воды, кДж/с;
Qт – расход тепла на технологические нужды, кДж/с.
Компоновка предусматривает правильное размещение котельных агрегатов и
вспомогательного оборудования в помещении котельной.
В зависимости от климатической зоны котельные строят закрытыми (tн < 30 оС),
полуоткрытыми (tн = 20…30 оС) и открытыми (tн > 20 оС). В закрытых котельных
все оборудование размещают внутри здания; в полуоткрытых часть оборудования,
не требующего постоянного наблюдения, выносят из здания; в открытых защищают
только фронт котлов, насосы и щиты управления.
Оборудование котельной компонуют таким образом, чтобы здание ее можно было
построить из унифицированных сборных конструкций. Одна торцевая стена
должна быть свободной на случай расширения котельной. В котельных площадью
более 200 м2 предусматриваются два выхода, находящихся в противоположных
сторонах помещения, с дверьми, открывающимися наружу. Одна из дверей по
размерам должна обеспечивать возможность переноса оборудования котельной
(хотя бы в разобранном виде). При размещении оборудования необходимо
соблюдать следующие требования.
Условные обозначения принятые в схемах.
–
–
–
–
– пар
деаэрированная вода
сырая вода
химочищенная вода
конденсат –
–
продувочная вода
вторичный пар
Все исходные данные для расчёта тепловой схемы выбираются из табл. 2 в
соответствии с номером варианта исходных данных. Содержание курсового проекта
2
Введение
3
Исходные данные
4
1 Определение параметров воды и пара
2 Расчет подогревателей сетевой воды (бойлеров)
6
3 Определение расхода пара на подогрев сетевой воды и на технологические нужды 7
8
4 Определение общего расхода свежего (острого) пара
5. Расчет первого приближения
8
8
5.1 Расчет редукционноохладительной установки
9
5.2 Расчет расширителя – сепаратора непрерывной продувки
5.3 Расчет расхода химически очищенной воды
10
11
5.4 Расчёт водяного подогревателя сырой воды
12
5.5 Расчет парового подогревателя сырой воды
12
5.6 Расчет конденсатного бака
5.7 Расчёт охладителя выпара
13
14
5.8 Расчет деаэратора
15
5.9 Проверка точности расчета первого приближения
6. Расчет второго приближения
16
16
6.1 Уточненный расчет РОУ (II приближение)
16
6.2 Уточненный расчет тепловой схемы (II приближение)
17
6.3 Проверка точности расчета второго приближения
7 Определение полной нагрузки на котельную
18
18
8 Расчет теплового баланса котельной
21
9 Определение количества котлоагрегатов котельной
10 Расчет объемов продуктов сгорания
22
23
11 Определение энтальпий продуктов сгорания и воздуха
23
11.1 Вариант “С” – с установкой экономайзера
24
11.2 Вариант “Б” – без установки экономайзера
12 Расчет теплового баланса котлоагрегата
25
25
12.1 Вариант “С” – с установкой экономайзера
26
12.2 Вариант “Б” – без установки экономайзера
13 Расчет годового расхода и экономии топлива
27
28
14 Тепловой и конструктивный расчет экономайзера
28
14.1 Тепловой расчет экономайзера
14.2 Конструктивный расчет экономайзера
29
31
Заключение
Список использованной литературы
32 Перечень рекомендуемых учебных изданий,
дополнительной литературы
Интернетресурсов,
Основные источники:
1. СНиП 35066. Указания по проектированию котельных установок. М.:
Госстройиздат, 1967.
2. СП 89.13330.2012 «СНиП II3576 Котельные установки»
3. Вукалович М.П. Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара/
М.П. Вукалович. М.: Энергия, 1965.
4. Ненишев А.С., Максимов В.В. Расчет тепловой схемы и отдельных элементов
производственной котельной: учебное пособие. Омск: СибАДИ, 2010. 100 с.
5. Н.В. Кузнецов, В.В. Митор, И.Е. Дубовицкий и др. Тепловой расчет котельных
агрегатов: нормативный метод/ ред.: М.: Энергия, 1973.
Дополнительные источники:
1. Бузников Е.Ф. Производственные и отопительные котельные/ Е.Ф. Бузников,
К.Ф. Роддатис, Э.Я. Берзиньш. М.: Энергия, 1974.
2. Ицкович А.М. Котельные установки малой мощности/ А.М. Ицкович. М.:
Машгиз, 1958.
3. Соловьев Ю.П. Проектирование крупных центральных котельных для комплекса
тепловых потребителей / Ю.П. Соловьев. М.: Энергия, 1976. Методические указания по выполнению курсового проекта
Введение.
Объект разработки – промышленноотопительная котельная заданной тепловой
схемы.
Цель курсового проекта – выполнение теплового расчета тепловой схемы
котельной, расчет водяного экономайзера.
Выполняется итерационный расчет тепловой схемы и составляется тепловой
баланс котельной. Должны быть выбраны тип и количество котлоагрегатов, составлен
тепловой баланс котлоагрегата.
При выполнении расчета тепловой схемы студент получает следующие данные:
объемы продуктов сгорания заданного топлива (антрацита);
энтальпии продуктов сгорания заданного топлива (антрацита);
годовой расход топлива при наличии экономайзера в котлоагрегате;
экономия топлива при наличии экономайзера в котлоагрегате.
Проводится тепловой и конструктивный расчет водяного экономайзера
котлоагрегата.
1 Определение параметров воды и пара
Для сухого пара и воды в состоянии насыщения
Температура насыщения при р1:
t1=ts (p1) = ts ( p1
min ) +
max)−ts(p1
ts(p1
min
max−p1
p1
min)
∙ ( p1
max p1
min ) °C,
Энтальпия сухого насыщенного пара при р1:
min)
max)−h(p1
h(p1
min
max−p1
p1
h1
``=h``(p1)= h`` ( p1
min ) +
∙ ( p1
max p1
min ) кДж/кг
Энтальпия кипящей(насыщенной) воды в котлоагрегате
h1`=h` (p1) = h` ( p1
max)−h(p1
h(p1
min
max−p1
p1
Теплота парообразования при p1
min ) +
min)
∙ ( p1
max p1
min ) кДж/кг r1=r (p1) = r ( p1
min ) +
max)−r(p1
r(p1
min
max−p1
p1
min)
Температура насыщения при р2:
∙ ( p1
max p1
min ) кДж/кг
t2=ts (p2) = ts ( p2
min ) +
max)−ts(p2
ts(p2
min
max−p2
p2
min)
max
∙ ( p2
p2
min ) °C,
Энтальпия сухого насыщенного пара при р2:
min)
max)−h(p2
h(p2
min
max−p2
p2
h2
``=h``(p2)= h`` ( p2
min ) +
∙ ( p2
max−p2
min ) кДж/кг
Энтальпия кипящей(насыщенной) воды в котлоагрегате
h2`=h` (p2) = h` ( p2
max)−h(p2
h(p2
min
max−p2
p2
Теплота парообразования при p1
min ) +
min)
∙ ( p2
max−p2
min ) кДж/кг
r2=r (p2) = r ( p2
min ) +
max)−r(p2
r(p2
min
max−p2
p2
min)
∙ ( p2
max−p2
min ) кДж/кг
Энтальпия острого (свежего) пара, выходящего из котлоагрегата (парового
котла) во влажном насыщенном состоянии, равна:
h1
x=h`1+r1∙x1 кДж/кг,
Энтальпия вторичного пара во влажном насыщенном состоянии, выходящего из
расширителя непрерывной продувки (РНП), равна:
h2x= h`2+r2*x2 кДж/кг
Энтальпия нагретой воды при температуре ниже 100 С с достаточной для
практических расчетов точностью может быть определена по формуле:
,где
h
В
с
В
t
В
сВ
4,19
кДж(кг
К)
удельная теплоемкость воды;
температура воды или конденсата, С.
Вt
2 Расчет подогревателей сетевой воды (бойлеров) Расход сетевой воды через сетевые подогреватели (паровые бойлеры Б)
находится из заданного расхода тепла Qб,кДж/с(кВт) и уравнения их теплового
баланса:
сWQ
)t
2
Б
Б
t(
1
В
,
где
сВ
4,19
кДж(кг
К)
удельная теплоемкость воды.
Потери сетевой воды в теплосети, полностью восполняемые подпиточным
насосом ППН, равны:
WТС=
dТС
100 *Wб кг/c.
ППН подает в тепловую сеть, перед сетевым насосом СН, деаэрированную воду из
деаэратора Д, с энтальпией h2`,кДж/кг, в количестве
. Энтальпия “обратной”
ТСW
сетевой воды, поступающей из обратной линии теплосети в котельную, при
температуре
2t
o
45 C
, соответственно равна
ТС
h
2В
2с
4,19 45 188,55кДж/кг
t
кДж/кг. Поэтому, требуемое
для подогрева сетевой воды в бойлерах количество теплоты уменьшится на величину:
Qб=WТС*(h2
ТС) кДж/с
’h2
Считая, что в бойлеры поступает редуцированный пар после РОУ в сухом
насыщенном состоянии при давлении р2 и с энтальпией h2
на подогрев сетевой воды определяется из уравнения:
``, необходимый расход пара
Q
ДЕЙСТ.
Б
QΔQ
Б
D (h"
Б
Б
) ηh
КБ
2
П
,
кДж/кг энтальпия конденсата греющего редуцированного пара
где
h
КБ
с
В
t
КБ
4,1980 335,2кДж/кг
после бойлеров.
Откуда: Dб=
(Qб−Qб)
(h2’’−hкб)·ηп
кг/c 3 Определение расхода пара на подогрев сетевой воды и на технологические
нужды
Расход теплоты на технологические нужды
определяется, исходя из
ТQ
заданного расхода пара Dт кг/с технологическим потребителям,
Q
Т
D (h
Т
X
1
)h
КО
,
средневзвешенная энтальпия возвращающегося обратно конденсата
где
КОh
технологического пара с учетом энтальпии сырой воды, подаваемой в котельную для
восполнения потерь конденсата у технологических потребителей:
h
КО
m
1
h
К1
m
2
h
К2
(1 m m )
2
1
,
h
СВ
где
h
К1
с
В
t
К1
4,19 70 293,3кДж/кг
кДж/кг энтальпия первого потока;
кДж/кг энтальпия второго потока;
h
К2
с
В
t
К2
4,19 50 209,5кДж/кг
кДж/кг энтальпия сырой добавочной воды
h
СВ
с
В
t
СВ
4,1911 46,06кДж/кг
При отсутствии возврата конденсата технологического пара
. Расход
h
КО
h
СВ
тепла на технологические нужды:
Q
Т
D (h
Т
X
1
h
КО
) 1,42(2749,685 239,83) 3564,521кДж/с 3,565МВт
МВт Суммарный расход теплоты на подогрев сетевой воды и на технологические
нужды составит:
ДЕЙСТ.
Б
Q Q
Q
22,148МВт
Т
QΔQ Q 18880 296,253 3564,521 221448,268кДж
Б
Б
Т
МВт
/с
Необходимый общий расход
0D
свежего пара на подогрев сетевой воды и на
технологические нужды:
Dо=
Q
х−h2
h1
, кг/c
4 Определение общего расхода свежего (острого) пара
Дополнительный расход острого пара
на подогрев сырой воды перед
2D
химводоочисткой и на деаэрацию воды в деаэраторе обычно равен 3…11 % от
.
0D
Примем, что
кг/c.
D 0,03 D 0,039,595 0,288кг/с
2
0
Соответственно, ориентировочный суммарный расход свежего пара котельной
в первом приближении равен:
кг/c.
D
СУМ
D D 9,595 0,288 9,463кг/с
0
2
Данное количество пара должно вырабатываться всеми котлоагрегатами
(паровыми котлами) котельной.
5. Расчет первого приближения
5.1 Расчет редукционноохладительной установки
Расход редуцированного пара
с параметрами
РЕДD
и расход
p ,t ,h"
2
2
2
охлаждающей воды
D
1
X
h
1
1W
W ' D
2РЕД
h
1
определяем из уравнения теплового баланса РОУ:
"
h
2 и из уравнения материального баланса РОУ:
.
D
РЕД
WD
1
1
Решая совместно эти уравнения, получим:
W
1
1
D (h
"
h
2
X
1
" ) D (h
2
1
h
'
h
2
,
h
" )
2
X
1
r
2
где
1D
расход поступающего в РОУ острого пара с параметрами
;
,x,p
1
1
кг/с
энтальпия влажного острого пара, кДж/кг;
энтальпия охлаждающей воды, поступающей в РОУ, кДж/кг;
X
1h
2'h
теплота парообразования при давлении
2r
, кДж/кг.
2p
Расход острого пара, поступающего в РОУ,
кг/c.
D D
1СУМ
Т
D
9,883 1,42 8,463кг/с
Расход охлаждающей воды:
W1=
D1·(h1
x−h2’’)
(h2’’−h2’)
кг/c.
Расход редуцированного пара:
D
РЕД
D W 8,463 0,246 8,709кг/с
1
1
кг/c.
5.2 Расчет расширителя – сепаратора непрерывной продувки Расход продувочной воды из котлоагрегата определяется по заданному
значению
ПРd
в процентах от
:
СУМD
W D
ПР
СУМ
d
ПР
100
9,883
6
100
0,593кг/с
кг/с
Количество пара, выделяющееся в РНП из продувочной воды, определяется из
уравнения теплового баланса:
W
ПР
h
' D
1
Р
X
h
2
W '
h
2
Р
и массового баланса:
WDW
Р
ПР
Р
.
Выражая расход вторичного пара
, получаем:
РD
Dр=
'−h2
')
Wпр·(h1
'
x−h2
h2
кг/c
Расход продувочной воды удаляемой из расширителя:
Wp= Wпр – Dp кг/с
5.3 Расчет расхода химически очищенной воды
Общее количество дополнительной воды, которую необходимо добавлять в
схему из блока химводоочистки (ХВО) для восполнения потерь рабочей среды в
котельной, равно сумме потерь воды и пара в котельной, у технологических
потребителей и в тепловой сети.
1) Потери от утечек свежего пара внутри котельной: кг/с.
D
УТ
d
УТ
100
D
СУМ
6,7
100
9,883 0,662кг/с
2) Потери с продувочной водой:
Wp,кг/с
3) Потери пара с выпаром из деаэратора могут быть определены только при
расчете деаэратора. Предварительно примем
.
ВЫПD
0,07кг/с
4) Потери сетевой воды в теплосети:
WТС, кг/c.
5) Потери конденсата пара у технологических потребителей:
W2 = 100−
❑
m1−¿m2
100 ·DT
¿
кг/c
Общее количество необходимой в схеме добавочной химически очищенной
воды равно:
W
ХВО
W W D W D
2
УТ
ТС
Р
ВЫП
0,213 0,485 0,662 1,172 0,07 2,602кг/с
кг/с
Для определения требуемого расхода сырой воды, поступающей в блок
химводоочистки, необходимо учесть дополнительное количество воды на взрыхление
катионита, его регенерацию, отмывку и прочие нужды водоподготовки. Эту
дополнительную воду обычно учитывают коэффициентом К=1,10…1,25. Примем
К=1,20.
Получаем, что необходимый расход сырой добавочной воды равен:
кг/с.
WК W
СВ
1,20 2,602 3,122 кг/с
ХВО
Расход удаляемой из блока химводоочистки промывочной воды равен:
W W W
ХО
ХВО
СВ
3,122 2,602 0,52кг/с
кг/с. 5.4 Расчёт водяного подогревателя сырой воды
Уравнение теплового баланса подогревателя:
(
W h
2
p
`
h
)
pП
(
W h
св
св
h
св
1
)
,
где
h
П
C t
в
р
4,19 38 159,22
кДж/кг.
Энтальпия сырой воды на выходе из подогревателя
Wо(h2
❑)·ηп
+hсм кДж/кг
'−h0
Wсм
❑
hсв1 =
Температура сырой воды на выходе из ВПСВ
tсв =
hсв1
св
оС
5.5 Расчет парового подогревателя сырой воды
Уравнение теплового баланса парового водоподогревателя:
D (h"
2
СВ
ηh
)
П
К1
П
W (h
СВ
ХВО
)
h
СВ
,
где
h
ХВО
с
В
t
ХВО
4,19 29 121,51кДж/кг
кДж/кг энтальпия воды для ХВО;
кДж/кг энтальпия удаляемого из ППСВ
h
КП
с
В
t
КП
4,1983 347,77кДж/кг
конденсата греющего пара.
Необходимый расход редуцированного пара в подогреватель сырой воды:
} - {h} rsub {к1} rsup {п} )· {η} rsub {п}}
h2
¿
¿
❑ −hсв
Wсв·(hхво
❑ )
¿
Dсв=
кг/c 5.6 Расчет конденсатного бака
Найдем суммарный расход смеси
СМW
, которая поступает в конденсатный бак.
В бак подается два потока конденсата от технологических потребителей:
кг/с;
кг/с;
W
К1
m
1
100
D
Т
65
100
1,42 0,923кг/с
W
К2
m
2
100
D
Т
20
100
1,42 0,284кг/с
W
СМ
W W 0,923 0,284 1,207кг/с
К1
К2
кг/с.
Температура смеси потоков конденсата:
tсв =
Wк1·tк1+Wк2·tк2
Wсм
оС
чему соответствует
h
СМ
с
В
t
СМ
4,19 65,294
273,582кДж/кг
кДж/кг энтальпия смеси.
5.7 Расчёт охладителя выпара Произведем уточнение ранее принятого расхода
. Суммарный расход
ВЫПD
деаэрируемой воды и количество выпара равны:
W W D
Σхво
СВ
D
Б
3,965 0,127 8,345 12,437кг/с
, кг/с;
ВЫПΣD
0,003 W 0,00312,437 0,0373кг/с
, кг/с.
Уравнение теплового баланса охладителя выпара имеет вид:
D h
(
вып
2
``
h
кв
П
)
(
W h
см
1
см
h
см
)
,
где
h
кв
4,1985 356,15
C tкДж кг
в
кв
/
.
кДж/кг энтальпия конденсата выпара
Энтальпия смеси после охладителя равна:
hсм1
=
} - {h} rsub {кв} rsup )· {η} rsub {п}} over {{W} rsub {см} rsup } + {h} rsub {см}
¿
h2
Dвып¿
¿
, кДж/кг
tсм1 =
hсм1
св
, оС
Уравнение теплового баланса деаэратора:
5.8 Расчет деаэратора D
Д
h
" W
2
СМ
h
СМ1
D
СВ
П
h
К1
D
Б
h
КБ
D
Р
х
h W t
2
хво
хво
Уравнение массового баланса деаэратора:
W ' D
h
Д
2
ВЫП
h
"
2
D
Д
D
СВ
D W D
СМ
Р
хвоW
Б
W D
Д
ВЫП
Из последнего уравнения находим:
Д
1, 207 0, 048 8, 327 0,108 2, 602 W 12, 259
D W D
хвоW
W D
D D
ВЫП
Д
Р
Б
СМ
СВ
Д
W 0, 032
Д
Подставляя, полученное значение в уравнение теплового баланса и решая его
относительно
ДW
, находим расход деаэрированной воды.
Соответственно, расход греющего редуцированного пара
, кг/с.
DW12,25913,01312,2590,754кг/с
Д
Д
5.9 Проверка точности расчета первого приближения
Из уравнения массового баланса для линии редуцированного пара определяем
значение расхода пара на деаэрацию
:
ДD
D
D
Д
РЕД
D D
Б
СВ
8,709 8,327 0,048 0,334кг/с
, кг/с.
При расчете деаэратора получено значение
кг/с.
ДD
0,334кг/с
Допустимое расхождение 3 %. Следовательно, необходим уточненный расчет
тепловой схемы во втором приближении. 6. Расчет второго приближения
6.1 Уточненный расчет РОУ (II приближение)
Уточненный расход редуцированного пара, исходя из вычисленного более
точного расхода пара на деаэрацию, равен:
D
РЕД
D
Д
D
СВ
D
Б
0,754 0,048 8,327 9,129кг/с
, кг/с.
(D
РЕД
W )
1
X
h
1
W ' D
h
1
2
.
"
h
2
РЕД
Уточненный расчет охлаждающей воды:
W1=
x−h2’’)
Dред·(h1
(h2❑
х−h2’)
, кг/c.
Уточненный расход острого пара:
, кг/с.
D D
1РЕД
1
W 9,129 0,258 8,871кг/с
Уточненный общий расход острого пара:
, кг/с.
D D D
1Т
0
8,871 1,42 10,291кг/с
6.2 Уточненный расчет тепловой схемы (II приближение)
Расширитель – сепаратор непрерывной продувки:
Wпр= Dо*
dпр
100 , кг/c
Dр=
'−h2
')
Wпр∗(h1
'
x−h2
h2
, кг/c
, кг/с.
W W D
Р
ПР
Р
0,617 0,112 0,505кг/с
Расход химочищенной воды:
кг/с;
D
УТ
d
УТ
100
D
0
6,7
100
10,291 0,689кг/с
W
ХВО
W W D W D
2
УТ
ТС
Р
ВЫП
0,213 0,505 0,689 1,172 0,032
, кг/с
2,611кг/с , кг/с.
WК W
СВ
1,20 2,611 3,133кг/с
ХВО
W
ХО
W W
СВ
ХВО
3,133 2,611 0,522кг/с
, кг/с
Водяной подогреватель сырой воды:
Wр(h2
❑)·ηп
+hсв , кДж/кг
'−hр
Wсв
❑
hсв1 =
Паровой подогреватель сырой воды:
} ’ - {h} rsub {к1} rsup {п} )· {η} rsub {п}} ,
кг/c
h2
¿
¿
¿
Wсв·(hхво−hсв)
Dсв=
Охладитель выпара:
W W D
см
св
Dкг c
б
1,207 0,048 8,327 9,582
, кг/с
/
, кг/с
выпD
0,003
0,003 9,582 0,029
Wкг c
/
hсм1
=
} - {h} rsub {кв} rsup )· {η} rsub {п}} over {{W} rsub {см} rsup } + {h} rsub {см}
¿
h2
Dвып¿
¿
, кДж/кг
Деаэратор:
D W D
Д
Д
Д
W 0, 029 1, 207 0, 048 8, 327 0,112 2, 611 W 12, 276
ВЫП
XВО
СМ
Б
Р
Д
W D
D D W
СВ
6.3 Проверка точности расчета второго приближения
Для редуцированного пара находим:
D
D
Д
РЕД
D D
Б
СВ
9,129 0,048 8,327 0,754кг/с
, кг/с.
Расхождение составляет меньше 3 %, и, поэтому, дальнейших приближений не
требуется. 7 Определение полной нагрузки на котельную
Суммарная (полная) нагрузка котельной (номинальная расчетная
паропроизводительность всех котлов) по формуле баланса свежего пара:
D
СУМ
D D D
1
Т
УТ
8,871 1,42 0,689 10,98кг/с
, кг/с.
В то же время полная нагрузка котельной по балансу преобразуемой в свежий
пар в паровых котлах деаэрированной воды равна:
D
СУМ
W W W W 13,016 0,258 1,172 0,617 10,969кг/с
Д
ТС
ПР
1
, кг/с.
За расчетное берется среднее значение полной нагрузки:
, кг/c
D
СУМ
D
СУМ
D
СУМ
2
10,98 10,969
2
=10,975кг/с
Суммарный расчетный расход питательной воды поступающей во все
котлоагрегаты котельной:
W D
ПВ
СУМ
W 10,975 0,617 11,592кг/с
ПР
, кг/с,
W W W W 13,016 1,172 0,258 11,586кг/с
ПВ
ТС
Д
1
, кг/с.
Среднее значение:
W
ПВ
2
W W 11,592 11,586
ПВ
ПВ
2
кг/c
,
11,582кг/с
8 Расчет теплового баланса котельной
Поступление теплоты в котельную происходит в котлоагрегаты в виде той
части теплоты сгорания топлива, которая используется на парообразование и нагрев продувочной воды
ПОQ
и в виде теплоты
СВQ
, поступающей в схему с сырой
добавочной водой. Суммарное поступление теплоты в схему:
Q
СУМ
Q
ПО
Q
СВ
,
где
Q
ПО
(D
X
h
СУМ 1
W
ПР
h
' ) W
1
ПВ
'
h
2
теплота сгорания топлива, кДж/с;
теплота поступающей в схему сырой воды, кДж/с.
Q
СВ
W h
СВ
СВ
Подставляя, получаем для котельной:
Q
' ) W
h
h
ПВ
СВ
СУМ
1
25721,664кВт.
11,582 441,326] 3,133 46,06
' ] W
h
2
W
X
h
СУМ 1
[(D
СВ
ПР
[(10,975 2749,685 0,617 833,06)
, кВт
Найдем величину полезно использованной теплоты. Количество теплоты
, полезно использованной с острым паром на технологические нужды
кДж/с
,QТ
(производственная нагрузка) с учетом возврата части конденсата на котельную:
Q
УХ
Q
Т
Q
ПР
Т
X
h
1
W
h
К2
)
Т
1, 42 2749, 685 (0,923 293, 3 0, 284 209, 5) 3574, 664кВт.
К2
К1
Т
D
(W
h
К1
, кВт
Процент (доля) расхода теплоты на производственные нужды:
,
.
3574,339
25721,664
100 13,896%
q
Т
Т
100
Q
Q
СУМ
Количество теплоты
,QТС
кДж/с
, полезно использованной в водяной тепловой
сети (отопительная нагрузка) с учетом потерь сетевой воды, равно:
Q W
ТС
Б
ТС
h
1
(W W )
Б
ТС
ТС
h
2
90,119 398,05 (90,119 1,172)188,55 19100,911кВт,
кВт
где
ТС
h
1В
1с
4,1995 398,05кДж/кг
t
кДж/кг энтальпия “прямой” сетевой воды, подаваемой из
бойлеров котельной в подающую линию тепловой сети.
Аналогично, процент (доля) расхода теплоты на отопительные нужды: ,
.
19100,911
25721,664
100 74,26%
q
ТС
ТС
100
Q
Q
СУМ
Полезно использованная у потребителей доля суммарно поступившей в
котельную теплоты, т.е. К.П.Д. схемы равен:
, %.
η
СХ
q
q
Т
ТС
13,896 74,26 88,156%
Соответственно, доля суммарных потерь теплоты в схеме:
100
η
q
ПОТ
СХ
100 88,156 11,844%
, %.
Рассмотрим основные составляющие потерь теплоты в схеме.
1) Потери от утечек свежего пара в котельной:
, кВт
1
Q
ПОТ
D
УТ
X
h
1
0,689 2749,685 1894,533кВт;
1
q
ПОТ
1
Q
ПОТ
Q
СУМ
100
1894,533
25721,664
100 7,366%
.
,
2) Потери теплоты в окружающую среду в бойлерах котельной:
Q
2
ПОТ
D (h"
Б
2
h
КБ
η
) (1
) 8,327 (2684,52 335,2) (1 0,95) 963,
П
, кВт
151кВт;
,
.
963,151
25721,664
100 3,745%
q
2
ПОТ
2
ПОТ
100
Q
Q
СУМ
Не основные тепловые потери в котельной составляют:
q
НО
ПОТ
q
ПОТ
q
1
ПОТ
q
2
ПОТ
11,844 7,366 3,745 0,733% 1,5%
, % 1,5%˂
3) Потери теплоты с водой, удаляемой из блока химводоочистки:
Q
3
ПОТ
(W W )
СВ
ХВО
h
ХВО
(3,133 2,611) 121,51 63,428кВт;
, кВт
.
,
63,428
25721,664
100 0,247%
q
3
ПОТ
3
ПОТ
100
Q
Q
СУМ
4) Потери теплоты со сбрасываемой в барботер продувочной водой: , кВт
.
,
Q
4
ПОТ
W
Р
рh
0,505159,22 80,406кВт;
q
4
ПОТ
4
ПОТ
100
Q
Q
СУМ
80,406
25721,664
100 0,313%
5) Потери теплоты в окружающую среду в паровом подогревателе сырой воды
(ППСВ):
Q
5П
ПОТ
D (h"
СВ
2
h
К1
η
) (1
) 0,048 (2684,52 347,77) (1 0,95) 5,6
П
, кВт
08кВт;
,
.
5,608
25721,664
100 0,022%
q
5
ПОТ
5
ПОТ
100
Q
Q
СУМ
6) Потери теплоты конденсата выпара, сливаемом в бак – барботер:
, кВт
.
,
Q
6
ПОТ
D
ВЫП
квh
0,029 356,15 10,328кВт;
q
6
ПОТ
6
ПОТ
100
Q
Q
СУМ
10,328
25721,664
100 0,04%
7) Потери теплоты в окружающую среду в водяном подогревателе сырой воды
ВПСВ :
Q
7
ПОТ
W
p
(h'
2
h
Р
η
) (1
) 0,505 (441,326 159,22) (1 0,95) 7,12
П
, кВт
3кВт;
,
.
7,123
25721,664
100 0,028%
q
7
ПОТ
7
ПОТ
100
Q
Q
СУМ
8) Потери теплоты в окружающую среду в охладителе выпара ОВ :
Q
8П
ПОТ
D
Вып
(h"
2
h
К1
η
) (1
) 0,029 (2684,52 347,77) (1 0,95) 3,3
П
, кВт
88кВт;
q
8
ПОТ
8
Q
ПОТ
Q
СУМ
100
3,388
25721,664
100 0,013%
.
,
Суммарные не основные потери составляют: , %
q
i
ПОТ
0,248 0,313 0,022 0,04 0,028 0,013 0,664%
q
НО
ПОТ
8
i 3
Проверяем тепловой баланс расчета схемы котельной установки:
η
СХ
q
ПОТ
(q
Т
q )
ТС
q
i
ПОТ
8
i 1
13,896 74,26 7,366 3,745 0,664 99,931%
, %
9 Определение количества котлоагрегатов котельной
Марка котла
DКА, кг/с
КЕ2,513
0,695
КЕ4,013
1,11
КЕ6,513
1,80
КЕ1023
2,78
Количество котлоагрегатов Z в котельной определяется по их суммарной
паропроизводительности:
Zj=lnt(Dсум
Dkj)+1
10 Расчет объемов продуктов сгорания
Котлоагрегаты котельной работают на буром угле известного состава:
S
ро
O
p
р
1,6 %
8 %
W
C
p
p
p
13 %
50,6 %
р
нQМдж кг
20,3
A
p
H
p
19,6 %
3, 7 %
p
p
S
k
N
2, 4 %
1,1 %
/
.
Теоретически необходимое количество воздуха:
Р
Р
ОР
0,375 (S
0,0889 [C
Р
О
Р
S )] 0,265 H 0,0333 O
V
В
К
3
0,265 3,7 0,0333 8 5,346м /кг
Объем трехатомных газов:
Р
0,0889 [50,6 0,375 (1,6 2, 4)]
Р
3
S )] 0,01866 [50,6 0,375 (1,6 2,4)] 0,972м /кг
.
V
ROОР
2
Р
0,01866 [C
К
Р
0,375 (S
Объем азота:
NВV
2
О
0,79 V 0,008 N
Р
3
0,79 5,346 0,008 1,1 4,232м / кг
.
Теоретический объем водяных паров: 3
Р
О
0,111 H 0,0124 W 0,0161 V
OР
V
H OВ
2
0,654м /кг
Коэффициент избытка воздуха на выходе из топочной камеры дан в задании:
0,11 3,7 0,0124 13 0,0161 5,346
α
Т
1,55
. Величина присосов воздуха в газоходе экономайзера
.
α
ЭΔ
0,1
Далее расчет выполняется для двух вариантов: с экономайзером и без него.
Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах:
α
α
α
ЭΔ
Т
С
УХ
Действительный объем водяных паров:
1,55 0,1 1,65;
Б
УХ
Т
1,55.
α
α
V
OH
2
O
V
OH
2
0,0161
(α
УХ
О
;V1)
В
Действительный объем продуктов сгорания:
VV
Г
RO
V
N
2
2
V
OH
2
(α
УХ
О
;V1)
В
11 Определение энтальпий продуктов сгорания и воздуха
Расчет энтальпий произведем отдельно для вариантов с экономайзером и без
него
11.1 Вариант “С” – с установкой экономайзера
Температура уходящих из котлоагрегата дымовых газов по заданию:
t
УХ
t
УХ2
o
155С
. Используя таблицу значений энтальпии газов и влажного воздуха в
зависимости от их температуры, методом линейной интерполяции находимэнтальпии
продуктов сгорания.
Энтальпии теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания:
I
ОС
В
О
V (c t)
В
С
В
5,346 206,25 1102,613кДж/кг;
2
2
V
RO
С
RO
(c t)
С
V (c t)
N
0, 972 270, 65 4, 232 201, 5 0, 654 235, 7 1269,968к Дж/кг.
ОС
I
Г
Энтальпия действительных объемов продуктов сгорания при температуре
O
(c t)
ОС
V
H O
2
С
H
N
2
2
2
:
t
УХ2 I
С
Г
I
ОС
Г
α
(
С
УХ
1) I
ОС
В
1269,968 (1,65 1)1102,613 1986,666
.
кДж/кг
11.2 Вариант “Б” – без установки экономайзера
В этом случае температура уходящих из котлоагрегата дымовых газов по
заданию:
t
УХ
t
УХ1
o
310С
. Используя таблицу значений энтальпии газов и влажного
воздуха в зависимости от их температуры, методом линейной интерполяции находим
энтальпий продуктов сгорания и воздуха.
Энтальпии теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания:
I
Б
В
О
V (c t)
В
5,346 416,9
2228,747кДж/кг;
ОБ
В
Расчетный расход твердого топлива с учетом неполноты его сгорания:
.
B
С
Р
q
100
С
B
100
4
0,221
0
100
100
0,221
кг/с
2
2
2
V
RO
Б
(c t)
RO
0, 972 581,3 4, 232 405, 5 0, 654 479, 4 2594, 627кД ж/кг.
ОБ
I
Г
Энтальпия действительных объемов продуктов сгорания при температуре
Б
V (c t)
N
Б
H O
ОС
V
H O
(c t)
N
2
2
2
:
t
УХ1
I
Б
Г
ОБ
I
Г
α
(
Б
УХ
1) I
ОБ
В
2594,627 (1,55 1) 2228,747 3820,438
.
кДж/кг
12 Расчет теплового баланса котлоагрегата
Используемое топливо (каменный уголь) имеет по заданию низшую теплоту
сгорания
Р
НQ
20,3МДж/кг
. Принимаем, что
.
Q
Р
Р Q
Р
Н
Из таблицы характеристик тепловых потерь для угля, сжигаемого в камерной
топке, находим потери от химической неполноты сгорания
и потери от
3q
1 % механической неполноты сгорания
. Температура холодного воздуха
4q
6 %
t
ХВ
t
ХВО
o
29С
.
Энтальпия теоретически необходимого объема холодного воздуха:
I
О
ХВ
О
V c
В
ХВ
t
ХВ
5,3461,3 29 201,544кДж/кг
.
Составление теплового баланса котлоагрегата выполним отдельно для двух
вариантов конструкции.
12.1 Вариант “С” – с установкой экономайзера
Потери теплоты с уходящими газами:
Q
С
2Г
α
(I
С
УХ
О
)
С
I
ХВ
100 q
100
(1986,666 1,65 201,544)
4
100 6
100
1554,871
кДж/к
г
;
.
q
С
2
С
Q
2
Р
Q
Р
100
1554,861
20300
100 7,66%
Из таблицы потерь тепла котлоагрегатами КЕ в окружающую среду для
выбранного котлоагрегата находим
1,3%
С
5q
и вычисляем К.П.Д. “брутто” котла с
экономайзером:
η
БР.С.
КА
100 (q
С
2
q
3
q
4
q
С
5
q ) 100 (7,66 1 6 1,3 0) 84,04%
6
.
Из расчета тепловой схемы котельной находим: D , кг/с; h2' , кДж/кг; h2
х ,
кДж/кг; h1' , кДж/кг; dпр , %.
Расход топлива, подаваемого в топку:
(h1
x−h2
')+
')
'−h2
dпр
100·(h1
¿
DKA¿
Вс=¿
Расчетный расход твердого топлива с учетом неполноты его сгорания: Вс
р=Вс·
100−q4
100 ,кг/с .
12.2 Вариант “Б” – без установки экономайзера
Потери теплоты с уходящими газами:
Q
Б
2Г
α
Б
(I
УХ
О
)
Б
I
ХВ
100 q
100
(3820,438 1,55 201,544)
4
100 6
100
3297,562
кДж/к
;
г;
.
q
Б
2
Q
Q
Б
2
Р
Р
100
3297,562
20300
100 16,24%
Так как экономайзер в котлах располагается в виде отдельного агрегата, то его
отсутствие уменьшает тепловые потери в окружающую среду. Из таблицы потерь
тепла котлоагрегатами КЕ в окружающую среду для котлоагрегата
находим
0,5%
Б
5q
и вычисляем К.П.Д. “брутто” котла без экономайзера:
η
БР.Б
КА
100 (q
Б
2
q
3
q
4
q
Б
5
q ) 100 (16,24+1+6+0,5) 76,26%
6
.
Расход топлива, подаваемого в топку, изменится только за счет изменения
К.П.Д. котла
. Поэтому:
БР.
КАη
(h1
x−h2
')+
')
'−h2
dпр
100·(h1
¿
DKA¿
Вб=¿
Расчетный расход твердого топлива с учетом неполноты его сгорания:
Вб
р=Вб·
100−q4
100 ,кг/с .
13 Расчет годового расхода и экономии топлива
Годовой расход пара, вырабатываемого одним котлом:
Dгод=DKA·6600·3600, кг/год. Приращение энтальпии рабочей среды в котлоагрегате:
Δh
КА
X
h
1
h
'
2
2749,685 441,326 2308,359кДж/кг
, кДж/кг
Годовой расход теплоты:
Q
ГОД
DΔh
ГОД
10
КА
6
66,052810 2308,35910
6
, ГДж/кг
5
6
1,52510ГДж/год
Годовой расход топлива для двух вариантов:
Вс
год=
бр.с·106,т/год .
Qр
Qгод
р·ƞКА
Qгод
р·ƞКА
Вб
год=
бр.б·106,т/год .
Qр
Годовая экономия топлива на одном котлоагрегате вследствие использования
экономайзера для подогрева питательной воды равна:
ΔB
ЭК
ГОД
B
Б
ГОД
B
С
ГОД
9851 8939 912т/год.
, т/год .
14 Тепловой и конструктивный расчет экономайзера
14.1 Тепловой расчет экономайзера
Исходные данные:
tпв = t2 ,оС
t
tС t
2
105,274
о
;
С t
УХ1
о
310
;
С
о
155
ПВ1
Коэффициент сохранения тепла газового потока:
УХ2
1
q
q
С
5
Б
2
Б
q
5
C
q
2
1
1,3 0,5
16,24 7,66
0,907 90,7%.
Тепловосприятие экономайзера:
Q
Э
α
С
I )Δ
Г
(I
Б
Г
I
Э
О
ХВ
(3820,438 1986,666) 0,1201,544 0,90
7 1681,511кДж/кг.
Энтальпия воды на выходе из экономайзера:
hпв1 = h2`, кДж/кг
hпв2 = hпв1+
QЭ·Вс
р
dпр
DKA·(1+
100)
,кДж/кг
.
Сделать вывод по типу экономайзера в зависимости полученных данных ( кипящий
или не кипящий экономайзер). Температура питательной воды на выходе из
экономайзера условно определяется по ее энтальпии:
tпв2 =
hпв2
св
о
, С❑
.
Наибольший температурный напор:
, оС.
t
Δt
Б
УХ1
t
ПВ2
o
310 122,76 187,24 C
Наименьший температурный напор:
, оС.
t
УХ2
ПВ1
t
Δt
М
o
155 105,274 49,726 C
Δtэ=
Средний температурный напор теплопередачи в экономайзере:
Δtб−Δtм
Δtб
ln
Δtм
о
, С❑
.
Площадь
2
Э м,F
, теплопередающей поверхности экономайзера с учетом
0,0185кВт/(м К)
2
равна:
заданного коэффициента теплопередачи
ЭK
.
F
Э
Q B
Э
KΔt
Э
С
Р
Э
1681,511 0,128
0,0185 103,717
2
112,173м
Fэ=
QЭ·Вс
р
,м2 .
Кэ·Δtэ
14.2 Конструктивный расчет экономайзера Выбираем для экономайзера трубы наружным диаметром
с толщиной
dНАР
30
мм
стенок
ΔСТ
3,0
мм
и относительные шаги расположения труб в пучке и абсолютные шаги
размещения труб:
и
302,472мм,
s
S
d
1НАР
1
d
S
2
НАР
45
s
30
1,5
2
мм.
Для котлоагрегата по таблицам определяем ширину газохода
, и глубину
.
A
852
мм
B
1900
мм
Число труб в одном ряду:
.
Int(
Z
1
)
Int(
852
72
A
S
1
Int(11,8) 12
)
Площадь живого сечения для прохода газов:
(AF
dZ
1
НАР
(852
B)
12
30)
1900
10
6
2
0,935
м
.
Средняя температура уходящих газов:
.
t
СР
УХ
t
УХ2
t
УХ1
2
310 155
2
o
232,5С
Объемный расход уходящих дымовых газов (продуктов сгорания):
м3/с
V
ГЭ
С
С
B V
Р
Г
СР
УХ
273 t
273
0,1283 9,389
273 232,5
273
3
2,225м /с
Скорость дымовых газов:
м/с.
ω
Г
V
ГЭ
F
2,225
0,935
2,38
м/с
Расход питательной воды через экономайзер:
Wпвк=DKA·(1+
100),кг/с .
dпр
Внутренний диаметр труб:
d
ВН
d
НАР
СТ
Δ2
3,0
24
30
2
.
мм
Выбирается экономайзер
Скорость воды в трубах:
ωгод=
Wгод·υв
0,785·dвн
Длина одной петли:
2 ·Z0
❑ ·106,м/с .
d2Bl
НАР
1900
302
1840
мм
.
Количество петель на одном змеевике равно:
n=
❑·106,шт .
Fэ
❑ ·l·Z2
π·dнар
Высота экономайзера:
(n 0,5) 2S
h
2
(27 0,5) 2 45 2475мм 2,475м
, м
Коллектор по высоте следует разбить на шесть пакетов высотой по
h
6
,м−высотаодногопакета .
Диаметр коллекторов экономайзера:
D
КОЛ
(0,7
d
1,0)
Z
0
ВН
24
1,0
12
83,2
мм
.
Выбираются коллекторы с внутренним диаметром.
Заключение
В данном курсовом проекте был проведен проектировочный расчет тепловой
схемы производственно – отопительной котельной. Для данного варианта тепловой
схемы, требований технологических и тепловых потребителей необходима установка
паровых котлов с номинальной паропроизводительностью
кг/с , работающих на
78,2
кг
/
с
DКА
топливе – Каменный уголь. Было также установлено, что наиболее экономичной (в
плане годового расхода топлива) является эксплуатация котлов с установленным в
нем экономайзером.
Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной: 1 Параметры острого (свежего) пара из котла:
Давление острого (свежего) пара – выбрать из таблицы по своему варианту из
приложения
Степень сухости острого (свежего) пара выбрать из таблицы по своему варианту из
приложения
2 Расход острого пара для технологических нужд выбрать из таблицы по своему
варианту из приложения
3 Температура поступающей в котельную сырой воды:
.
11С o
СВt
4 Давление редуцированного пара после РОУ выбрать из таблицы по своему
варианту из приложения
5 Степень сухости вторичного пара, выходящего из расширителя–сепаратора
непрерывной продувки (РНП) выбрать из таблицы по своему варианту из
приложения
6 Потери от утечек пара в котельной в процентах от
7 Расход котловой воды на продувку в процентах от
.
D :d
СУМ
УТ
6,7 %
.
D :d
СУМ
ПР
6 %
8 Потери воды в тепловой сети:
.
ТСd
1,3 %
9 Расход тепла на подогрев сетевой воды выбрать из таблицы по своему варианту из
приложения
10 Температура сетевой воды, выходящей из бойлера в теплосеть:
.
C95
t1
11 Температура сетевой воды из обратной линии тепловой сети:
.
2t
o
45 C
12 Температура сырой воды перед ХВО и химочищенной воды:
.
t
ХВО
o
29С
13 Возврат конденсата от потребителя производится двумя потоками:
14 первый поток – в количестве
1m 65 %
с температурой
;
o
70С
К1t 15 второй поток – в количестве
2m 20 %
с температурой
.
o
50С
К2t
16 Температура конденсата на выходе из бойлера:
.
o
80С
КБt
17 Температура конденсата после подогревателя сырой воды:
.
КПt
o
83 C
18 Топливо для котлоагрегатов: Каменный уголь.
19 Низшая теплота сгорания используемого топлива:
Р
НQ
20,3МДж/кг
.
20 Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки:
,
α
Т
1,55
Т
0,1
21 Температура газов перед экономайзером:
.
t
УХ1
o
310С
22 Температура газов после экономайзера:
.
t
УХ2
o
155С
23 Коэффициент теплопередачи в экономайзере:
ЭK
0,0185кВт/(м К)
2 Исходные данные для выполнения курсового проекта
Приложение 1
:
д
ж
у
н
я
л
д
а
р
а
п
о
г
о
р
т
с
о
д
о
х
с
а
Р
с
/
г
к
х
и
к
с
е
ч
и
г
,
о
т
л
о
н
х
е
т
D
в
е
р
г
о
д
о
п
а
н
а
л
п
е
т
д
о
х
с
а
Р
,
б
Q
:
ы
д
о
в
й
о
в
е
т
е
с
)
т
В
к
(
с
/
ж
Д
к
5,45
5,55
5,65
5,75
5,85
5,95
6,05
6,15
6,25
6,35
6,45
6,55
6,65
6,75
6,85
6,95
7,05
7,15
7,25
6,45
6,55
6,65
6,75
6,85
6,95
7,05
6,45
6,55
6,65
6,75
11,05
11,15
11,25
11,35
11,45
11,55
11,75
11,85
12,05
12,25
12,55
12,75
12,95
13,15
13,35
13,55
13,75
13,95
14,15
14,45
14,65
14,85
15,05
15,15
15,25
15,35
15,45
15,55
15,65
15,75
а
т
н
а
и
р
а
в
№
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
29.
30.
)
о
г
е
ж
е
в
с
(
о
г
о
р
т
с
о
е
и
н
е
л
в
а
Д
а
П
М
,
1
p
а
р
а
п
1,405
1,410
1,415
1,420
1,425
1,435
1,445
1,455
1,465
1,475
1,495
1,430
1,440
1,450
1,460
1,470
1,480
1,490
1,425
1,430
1,435
1,445
1,430
1,440
1,450
1,460
1,470
1,480
1,490
1,430
о
г
о
р
т
с
о
и
т
с
о
х
у
с
ь
н
е
п
е
т
С
%
,
1
х
а
р
а
п
)
о
г
е
ж
е
в
с
(
96
95
98
97
96
95
98
97
96
95
98
97
96
95
98
97
96
95
98
97
96
95
98
97
96
95
98
97
96
95
о
г
о
н
н
а
в
о
р
и
ц
у
д
е
р
е
и
н
е
л
в
а
Д
а
П
М
,
2
p
:
У
О
Р
е
л
с
о
п
а
р
а
п
0,112
0,113
0,114
0,115
0,116
0,117
0,118
0,119
0,112
0,113
0,114
0,115
0,116
0,117
0,118
0,119
0,112
0,113
0,114
0,115
0,116
0,117
0,118
0,119
0,112
0,113
0,114
0,115
0,116
0,117
о
г
о
н
ч
и
р
о
т
в
и
т
с
о
х
у
с
ь
н
е
п
е
т
С
з
и
о
г
е
щ
я
д
о
х
ы
в
,
а
р
а
п
а
р
о
т
а
р
а
п
е
с
–
я
л
е
т
и
р
и
ш
с
а
р
и
к
в
у
д
о
р
п
й
о
н
в
ы
р
е
р
п
е
н
.
%
,
2
х
:
)
П
Н
Р
(
94
96
97
95
94
96
97
95
94
96
97
95
94
96
97
95
94
96
97
95
94
96
97
95
94
96
97
95
94
96
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
Материалы на данной страницы взяты из открытых истончиков либо размещены пользователем в соответствии с договором-офертой сайта. Вы можете сообщить о нарушении.
20.02.2019
Посмотрите также:
© ООО «Знанио»
С вами с 2009 года.
О портале
