Реферат: Проектирование производственно–отопительной котельной для жилого района г. Смоленска

Министерство образования и науки Российской ФедерацииЮжно-Уральский государственный университетКафедра промышленной теплоэнергетикиПроектирование производственно – отопительнойкотельной

для жилогорайона г. Смоленска

 Пояснительная записка к курсовому проектупо дисциплине«Источники и системы теплоснабженияпромышленных предприятий»

Э –450.140104.2006.085.02.ПЗ

Нормоконтролер:

Руководитель:

Кириллов В.В. _________

«___»________2006г.

Автор работы:

Студентгруппы Э-450

 Давыдов И.С.__________

«___»_____2006г.

Проектзащищен

с оценкой____________

«___»________2006г.

Челябинск

2006 г.

Аннотация

Давыдов Илья Сергеевич. Расчетпроизводственно-отопительной котельной для жилого района г. Смоленска. Челябинск,ЮУрГУ, Энергетический факультет, 2006 г, 38 с, 4 рисунка, 16 таблиц, 1 листформата А1. Библиография литературы – 7 наименований.

В данном проектеприводится расчет производственно-отопительной котельной для жилого районагорода Смоленска. В основной части проекта рассчитаны тепловые нагрузки наотопление вентиляцию и горячее водоснабжение, а также расходы воды на отоплениеи вентиляцию. Выполнен гидравлический и тепловой расчет паропровода по заданнойсхеме, а также контактный теплообменник с активной насадкой. Приведенообоснование выбора основного оборудования тепловой схемы котельной, а такжеразвернутая тепловая схема производственно-отопительной котельной на листеформата А1.

Содержание

1.Расчет тепловых нагрузок отопления,вентиляции и горячего водоснабжения……………………………………………………..……………...5

1.1 Сезонная нагрузка………………………..……………………….…………..6

1.2 Круглогодичная нагрузка…………………………………………………….7

2.Расчет температур сетевойводы……………….…………………..…………10

3.Расчет расходов сетевой воды……………………………………….……….13

4.Гидравлический расчет паропровода……………………………….……….14

5.Тепловой расчетпаропровода………………………………………….……..17

6.Принципиальная тепловая схемакотельной…………………………..…….19

7.Расчет тепловой схемы котельной………………………………….………..21

7.1 Расчет тепловой схемы паровойчасти котельной………………………..21

7.2. Расчет тепловой схемы паровойчасти котельной……………………….25

8.Расчет контактного теплообменника сактивной насадкой….……………28

8.1 Тепловой расчет КТАН……………………………………………………..28

8.2 Гидравлический расчет КТАН…………………….……………………….31

9.Выбор оборудования тепловой схемы котельной…………………………..32

Заключение………………………………………………………….……………36

Список литературы…………………………………………………...………….37

Приложение…………………………………………………………….………..38

1.Расчет тепловых нагрузок отопления,вентиляции и горячего водоснабжения

В качестве потребителякоммунально-бытовой нагрузки выбран микрорайон г. Смоленска.  с жилыми домамиквартирного типа и этажностью 5 и более этажей.

Исходные данные для определения сезонной и круглогодичнойтепловых нагрузок:

1.  Расчетная температура воздухапроектирования отопления tно, оС34

2.  Средняя температура наиболеехолодного месяца tнхм, оС……..-16,9

3.  Расчетная температура воздуха внутрижилых помещений tв, оС+20

4.  Расчетная температура горячей воды уабонента tг, оС………..+55

5.  Расчетная температура холоднойводопроводной воды в летний период tх, оС…………………………………………………………………..+15

6. Расчетная температурахолодной водопроводной воды в зимний период tх, оС…………………………………………………………………..+5

7. Количество квадратныхметров жилой площади на одного жителя Fуд, м2/чел……………………………………………………………………...18

8. Количество жителей z, чел…………………………………….90000

9. Укрупненный показательмаксимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади qo, Вт/м……………….87

10. Норма среднегонедельного расхода горячей воды для жилых помещений, a, л/сут……………………………………..……………………..105

11. Норма среднегонедельного расхода горячей воды  для общественных и административных зданий, b, л/сут………………………...25

12. Коэффициент,учитывающий расход тепла на общественные здания, k1…………………………………………………………………… 0,25

13. Коэффициент,учитывающий тип застройки зданий, k2……..…..0,6

14. Продолжительностьработы системы отопления,no, сут..………218

Коэффициент учитывающийизменение средненедельного расхода тепла на ГВС в неотопительный период поотношению к отопительному, в0,8

1.1Сезонная нагрузка

Производственно-отопительнаякотельная рассчитывается для трех режимов работы, поэтому необходимо, чтобынагрузки отопления и вентиляции были определены для следующих температурнаружного воздуха:

· температура началаотопительного периода tн=+80С;

· средняятемпература наиболее холодного месяца tнхм=-16,9 0С;

· расчетнаятемпература воздуха проектирования отопления tно=-34 0С

Таблица 1 Расчет сезонныхнагрузок

Величина Единица измерения Расчет Наименование Расчетная формула или способ определения Расчетная нагрузка отопления (при tно)

/>

МВт

/>

Расчетная нагрузка вентиляции (при tнв= tно для жилых и общественных зданий)

/>

МВт

/>

Нагрузка отопления при tн= +8 0С

/>

МВт

/>

Нагрузка

вентиляции при

tн= +8 0С

/>

МВт

/>

Нагрузка отопления при tнхм = -8,6 0С

/>

МВт

/>

Нагрузка  вентиляции при

tнхм = -8,6 0С

/>

МВт

/>

1.2Круглогодичная нагрузка

Таблица 2 Расчеткруглогодичной нагрузки

Величина Единица измерения Расчет Наименование Расчетная формула или способ определения Средненедельный расход тепла на ГВС для зимнего периода

/>

МВт

/>

Средненедельный расход тепла на ГВС для летнего периода

/>

МВт

/>

Коэффициент недельной неравномерности kн (справочное) - 1,2 Коэффициент суточной неравномерности kс (справочное) - 2,0 Расчетный расход тепла на ГВС для зимнего периода

/>

МВт 1,2∙2,0∙21,823 = 52,375 Расчетный расход тепла на ГВС для летнего периода

/>

МВт 1,2∙2,0∙13,967= 33,521 Средняя температур воздуха отопительного периода

/> или по приложению 1 [1]

0С -2,7 Годовой расход тепла на отопление

/>

МВт

/>

Годовой расход тепла на вентиляцию

/>

МВт

/>

Годовой расход тепла на ГВС

/>

МВт

/>

 

Суммарный годовой расход теплоты

/>

МВт

/>

 

2. Расчеттемператур сетевой воды

Значения температурсетевой воды в зависимости от температур наружного воздуха определяются методомрегулирования тепловых нагрузок и температурным графиком теплосети. В данномслучае имеем качественное регулирование по совмещенной нагрузке в закрытойсистеме теплоснабжения при температурном графике теплосети 150/70 0С.

Таблица 3 Расчеттемператур сетевой воды

Величина Единица измерения Расчет Наименование Расчетная формула или способ определения Температура воды в подающем трубопроводе при tн=tно

/>(по условию)

°С 150 Температура воды в обратном трубопроводе при tн=tно

/>(по условию)

°С 70 Температура воды в стояке местной системы после смешения на вводе

/>

°С 95 Перепад температур воды в местной системе

/>

°С 95-70 = 25 Перепад температур тепловой сети

/>

°С 150-70 = 80 Температурный напор нагревательного прибора местной системы

/>

°С

/>

Текущие значениятемператур воды в прямом и обратном трубопроводе рассчитываем по формулам:

/>

/>,

где /> –– величинаотносительной тепловой нагрузки: />

Таблица 4 Температуры сетевой воды

tн,°С +8 -5 -10 -15 -20 -25 -26

/>

0,227 0,409 0,523 0,636 0,75 0,864 0,977 1 ф01 53,02 77,15 91,71 105,84 119,86 133,70 147,26 150 ф02 34,86 44,43 49,87 54,96 59,86 64,58 69,10 70

Независимо от методарегулирования тепловых нагрузок необходимо учитывать, что при любыхтемпературах наружного воздуха температура сетевой воды в подающем трубопроводене может опускаться ниже 65 °С.  Поэтому при определенной температуре наружноговоздуха (tни) происходит смена методарегулирования с качественного на количественное или наоборот.

Из (рис.2) в точке изломатемпературного графика определяем температуру наружного воздуха tни=+5°С.

Температуры сетевой воды /> и />должны быть рассчитаны с учетомнагрузки отопления и ГВС. />, />.

Для двух подогревателей />const. Можно рассчитать по формуле:

/>

Для расчетного режима,при котором поверхность теплообмена подогревателей будет максимальна, то естьпри tн=tни=4,8°С, находим величину:

/>

где /> величина недогреваводопроводной воды в подогревателе первой ступени П1, /> принимается в диапазоне 5…10°С.

Определим температуруводы в подогревателе первой ступени:

/>

/>.

Для любой наружнойтемпературы /> находят/> и />.

Выполним пересчет сетевойводы и результаты сведем в таблицу:

Таблица 5 Пересчеттемператур сетевой воды

tн,°С 8 5 -5 -8,6 -10 -15 -20 -25 -26 д1 20,16 20,16 16,65 12,69 11,3 8,99 5,42 1,98 д2 25,20 25,20 28,71 32,67 34,06 36,37 39,94 43,38 46,57 47,34 ф1 85,16 85,16 93,8 104,4 113,3 114,8 125,3 135,7 147,3 150 ф2 9,66 9,66 15,72 17,2 17,94 18,59 19,92 21,2 22,53 22,66

3. Расчетрасходов сетевой воды

Расход сетевой воды наабонентском вводе поддерживается постоянным и равным:

(tн≤tни)  />

При tн>tни расход сетевой воды находим по текущей тепловой нагрузке />:

/>, кг/с

Расход воды на вентиляциюопределяем так же, но по температурам сетевой воды /> и />:

(tн≤tни)      />

(tн>tни)      />,кг/с

4.Гидравлический расчет паропровода

Гидравлический расчетпаропровода выполняется от потребителей к источнику, чтобы определить параметрыпара у источника.

Исходные данные:

Схема паропроводаизображена на бланке задания (стр.2)

Технологическийтеплоноситель – сухой насыщенный водяной пар.

Результатыгидравлического расчета паропровода приводятся в таблице 6.

Таблица 6. Гидравлическийрасчет паропровода

Расчетная

величина

Обозн. Разм.

Расчетная формула или способ

определения

Номер участка

 

1 2 3

 

Расход пара на участке D кг/с По заданию 16,67 8,335 8,335

 

Длина участка L м --«---»-- 650 240 90

 

Удельное падение давления Rл Па/м Принимается по [1] 25 25 25

 

Доля местных потерь a --- --«---»-- 0,5 0,5 0,5

 

Потери давления на участке DP кПа

/>

24,375 9,0 3,375

 

Давление пара в конце участка Pкон кПа

По заданию.

Для уч.1:

/>

709,0 700 700

 

Давление пара в начале участка Pнач кПа

/>

733,38 709,0 703,38

 

Средняя плотность пара на участке

/>

кг/м3

/>

3,76 3,693 3,707

 

Абсолютная эквивалентная шероховатость паропровода kэ м По рекомендации [1] 0,0002

 

Коэффициент Аd м0,0475

По табл. 5.1 [1] или

/>

0,42

 

Расчетный диаметр паропровода d м

/>

0,511 0,398 0,398

 

 

Диаметр паропровода по стандарту d’ м Приложение 11 [1] 0,514 0,408 0,408

 

Средняя скорость пара wср м/с

/>

21,38 17,28 17,20

 

Количество нормальных задвижек на участке nз --- По заданию 2

 

Количество П-образных компенсаторов на участке nк --- Принимается по [2] 3 2 1

 

Коэффициент гидравлического сопротивления задвижки xз --- Приложение 10 [1] 0,4

 

Коэффициент гидравлического сопротивления компенсатора xк --- --«---»-- 1,7

 

Коэффициент гидравлического сопротивления тройника xтр --- --«---»-- --- 0,08 1,8

 

Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления xуч ---

/>

5,9 4,28 4,3

 

Коэффициент AR м0,25 Табл. 5.1 [1] 10,6×10-3

 

Удельное падение давления R’л Па/м

/>

25,79 22,07 21,99

 

Коэффициент Al м — 0,25 Табл. 5.1 [1] 76,4

 

Эквивалентная длина местных сопротивлений Lэкв м

/>

196,18 106,63 107,12

 

Потери давления на участке DP’ кПа

/>

21,82 7,65 2,55

 

Давление пара в конце участка Pкон кПа

По заданию.

Для уч.1:

/>

707,65 700,0 700,0

 

Давление пара в начале участка Pнач кПа

/>

729,47 707,65 702,55 Проверка погрешности в определении плотности пара

 

Средняя плотность пара на участке r’ср кг/м3

/>

3,79 3,685 3,72

 

Погрешность определения плотности d %

/>

-0,8 0,21 -0,04

 

Полученная погрешность меньше допустимой (2%).

 

/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

5.Тепловой расчет паропровода

Прокладка паропроводанадземная, поэтому расчетная температура окружающей среды соответствуеттемпературе наружного воздуха в максимально зимнем режиме tно.

Паропровод полностьюизолирован, задвижки изолированы на ѕ от площади поверхности, компенсаторыизолированы полностью.

Результаты тепловогорасчета сведены в таблицу 7.

Таблица 7 Тепловой расчетпаропровода

Расчетная

величина

Обознач. Размерн.

Расчетная формула или метод

определения

Номер участка

 

1 2 3

 

Расход пара на участке D кг/с По заданию 16,67 5,55 5,55

 

Длина участка L м --«---»-- 650 240 90

 

Удельная потеря теплоты с 1 м изолированного паропровода q

/>

Приложение 3 [2] 1,76 1,56 1,56

 

Эквивалентная длина задвижки Lзэкв м Принимается в диапазоне 4…8 4

 

Количество нормальных задвижек на участке nз --- По заданию 2

 

Эквивалентная длина опор Lопэкв м (10…15%)L 65 24 9

 

Суммарная эквивалентная длина местных тепловых потерь Lэкв м Lзэквnз+ Lопэкв 73 32 17

 

Температура пара в конце участка t2 0С Табл. II [4] 165,21 164,96 164,96

 

Температура пара в начале участка t1 0С Принимается 172 165,21 165,21

 

Средняя температура пара на участке tср 0С

/>

168,61 165,09 165,09

 

Средняя массовая теплоемкость пара на участке Ср

/>

Табл. V [4] 2,505 2,456 2,456

 

Потери тепла на участке Q кВт

/>

250,18 81,08 31,91 Температура пара в начале участка t’1 0С

/>

170,12 167,28 165,87 Погрешность определения температуры d %

/>

0,51 1,24 0,34 Полученная погрешность меньше допустимой (2%) Энтальпия пара в начале участка i

/>

По табл. III [4] 2822,3 2819,6 2819,4 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

Условные обозначения:

1 — котел паровой;

2 — редукционный клапан;

3 — сепаратор непрерывнойпродувки;

4 — водоводянойтеплообменник №1;

5 — пароводяной теплообменник№2;

6 — пароводянойтеплообменник №3;

7 — водоводянойтеплообменник №4;

8 — пароводянойтеплообменник №5;

 9 — водоводянойтеплообменник №6;

10 — водоводянойтеплообменник №7;

11 — пароводянойтеплообменник №8;

12 — конденсатоотводчик;

13 — КТАН;

14 — водоструйныйэжектор;

15 — деаэратор вакуумный;

16 — бак рабочей воды;

17 — регулятортемпературы;

18 — котел водогрейный;

19 — редукционно-охладительная установка

20 — блок ХВО;

21 — деаэраторатмосферный.

7. Расчет тепловойсхемы котельной

 

7.1 Расчеттепловой схемы паровой части котельной

Таблица 8 Исходные данныедля расчета паровой части котельной

Величина Обозн. Разм. Способ определения Значение Давление технологического пара Pтех МПа Из расчета паропровода Технологическая нагрузка Dтех кг/с По заданию 16,67 Доля возвращаемого конденсата m % --«---»-- 60 Температура возвращаемого конденсата tтех 0С --«---»-- 70 Солесодержание котловой воды Sкв мг/кг --«---»-- 5000 Солесодержание химически очищенной воды Sх мг/кг Рекомендации из [5] 360

Энтальпии пара при давлениях:

1,4 МПа

0,732 МПа

0,15 МПа

i”1.4

i”0,732

i”0,15

кДж/кг

Табл. II [/>4]

2788,4

2764,76

2693,9

Энтальпии:

    технол. конденсата

    пит. воды (90 0С)

    воды после СНП

    исходной воды

    котловой воды

               

iтех

iпв

i’0.15

iив

i’1.4

кДж/кг То же

334,92

376,94

467,13

20,95

830,1

Энтальпия конденсата после паровых подогревателей iк кДж/кг Табл. I [4] для t = 800C 334,92

На принципиальнойтепловой схеме производственно-отопительной котельной (рис. 4) представленапаровая часть, результаты расчета которой приводятся в таблице 9.

Таблица 9 Расчет паровойчасти котельной

Расчетная

величина

Обозн. Разм.

Расчетная формула или

способ определения

Расчетный режим tно = -260С Расход технологического конденсата с производства Gтех кг/с

/>

/>

Потери технологического конденсата Gптех кг/с

/>

16,67-10,0=6,67 Потери пара в тепловой схеме Dпот кг/с

/>

0,03∙16,67=0,50 Расход пара на собственные нужды Dсн кг/с

/>

0,1∙16,67=1,667 Производительность котельной по пару после РОУ Dк0,732 кг/с

/>

16,67+0,50+1,667=

=18,837

Сумма потерь пара и конденсата Gпот кг/с

/>

6,67+0,50=7,17 Доля потерь теплоносителя Пх ---

/>

/>

Процент продувки Pп %

/>∙100%

/>

Расход питательной воды на РОУ GРОУ кг/с

/>

/>

Производительность по пару Р = 1,4 МПа Dк1.4 кг/с

/>

18,837-0,185=18,652 Расход продувочной воды Gпр кг/с

/>

/>

Расход пара из сепаратора продувки Dc0.15 кг/с

/>

/>

Расход воды из сепаратора продувки GСНП кг/с

/>

0,526-0,086=0,44 Расход воды из деаэратора питательной воды Gд кг/с

/>

18,837+0,526=19,362 Расход выпара из деаэратора питательной воды Dвып кг/с

/>

0,002∙19,362=0,039 Суммарные потери сетевой воды, пара и конденсата Gпот кг/с

/>

6,67+0,50+0,44+0,039=

7,649

Расход химобработанной воды Gхво кг/с

/>

7,649 Расход исходной воды Gисх кг/с

/>

1,15∙7,649=8,796 Энтальпия конденсата после охладителя продувочной воды (Т№1) i’к кДж/кг Табл. II [4] для tк = 450C 188,55 Энтальпия исходной воды после охладителя продувочной воды (Т№1) i12 0С

/>

/>

Энтальпия химочищенной воды на выходе из Т№3 i42 кДж/кг

Табл. I [4]

для t32 = 800C

334,92 Энтальпия воды на входе в охладитель деаэрированной воды (Т№3) i41 0С

/>

/>

Расход пара на Т№2 D2 кг/с

/>, t″КТАН=14,50С

/>

Расход пара на Т№3 D3 кг/с

/>

/>

Энтальпия ХОВ после охладителя выпара питательного деаэратора i52 0С

/>

/>

Расход пара на деаэратор питательной воды

Dд кг/с

/>

/>

Расчетный расход пара на собственные нужды Dснр кг/с

/>+ D3

0,85+0,159+0,316 = =1,325 Расчетная паропроизводительность Dкр0,732 кг/с

/>

16,67+1,225+0,50 =

= 18,495

Ошибка расчета D %

/>

/>

Полученная погрешность меньше допустимой (2%)

Выбор паровых котельных агрегатов будим производить израсчета обеспечения покрытия тепловой нагрузки.

Выбираю паровой котельный агрегат Е-35-14. Для покрытиянагрузки ставим два таких котла. Его краткая характеристика:

· номинальнаяпаропроизводительность, кг/с: 9,72

· абсолютноедавление пара, МПа: 1,4

· температурапитательной воды, 0С: 100

7.2 Расчеттепловой схемы водогрейной части котельной

Таблица 10 Исходныеданные для расчета водогрейной части котельной

Наименование параметра tно=-26°С tнхм=-8,6°С tни=+5°С

tн=+8°С

летний

Тепловая нагрузка на ГВС, МВт 52,375 33,521 Тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт 103,447 67,114 30,564

Температура в подающем трубопроводе, />, °С

150 113,3 85,16

Температура воды в обратном трубопроводе, />, °С

22,66 17,94 9,66

Таблица 11 Расчетводогрейной части котельной

Наименование расчетного параметра

Метод

определения

tно= -26°С tнхм = -8,6°С tни = +5°С tн = +8°С Производительность котельной, МВт

/>

155,822 119,489 82,939 33,521 Расход тепла на собственные нужды, МВт Принимается до 3% от Q 4,675 3,585 2,488 1,006 Суммарная производительность котельной, МВт

/>

160,497 123,074 85,427 34,527 Расход сетевой воды, кг/с

/>

464,863 105,963 Расход на подпитку и потери в тепловой схеме воды, кг/с

/>

9,297 2,183 Расход воды через котельные агрегаты, кг/с

/>

478,810 109,143

Температура воды на выходе из котельного агрегата, 0C при t’к=700C=const

/>

150 131,346 112,581 87,210

 

Расход воды на собственные нужды, кг/с, при t’к=700C=const

/>

8,762 8,391 7,865 3,180

 

Расход воды на линии рециркуляции, кг/с

/>

81,522 97,341 119,952 48,481

 

Расход воды на перемычке, кг/с

/>

0,0 77,55 121,132 48,957

 

Расход исходной воды, кг/с

/>, при />

11,156 2,620

 

Расход греющей воды на теплообменник химочищенной воды Т№2, кг/с

/>

где t”хво=650С, t’хво=250С, t21=t”к, t22=700C

4,649 6,062 8,733 2,537

 

Температура исходной воды, °С По заданию 5 5 5 15

 

Температура греющей воды после теплообменника исходной воды Т№1

/>

22,0 33,19 44,45 59,67

 

Расход выпара из деаэратора, кг/с

/>

0,019 0,004

 

Расход греющей воды на деаэрацию, кг/с

/>

0,581 0,758 1,092 0,634

 

Расход воды на собственные нужды, кг/с

/>

5,230 6,820 9,825 3,171

 

Расход воды через котельный агрегат, кг/с

/>

471,454 473,437 469,568 107,315

 

Относительная погрешность, %

/>

-1,56 -1,13 -1,9 -1,67

 

/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

Полученная погрешностьменьше допустимой (2%)

Выбор водогрейных котельных агрегатов будим производить израсчета обеспечения покрытия нагрузки отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Выбираю три водогрейных котельных агрегата КВГМ-50

Краткая характеристика КВГМ-50:

· номинальная теплопроизводительность,МВт: 58

· расчетный расходводы, кг/с: 172

· расчетныетемпературы, 0С:

— на входе      70

— на выходе   150

· вид топлива: газили мазут

· поверхностьнагрева, м2:  1468

8. Расчетконтактного теплообменника с активной насадкой

 

8.1Тепловой расчет КТАНа

Таблица 12.Характеристика топлива, сжигаемого в котельныхагрегатах

CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 N2 CO2 Qнр rт % МДж/м3 кг/м3 85,8 4,1 1,3 1,1 0,2 7,1 0,4 42,30 0,736

Таблица 13 Тепловой расчет КТАНа

Расчетная

величина

Обозн. Разм.

Расчетная формула или

способ определения

Резуль-тат

расчета

Расход воды через КТАН GКТАН кг/с Gисх 8,796 Теоретический объем воздуха для сжигания газа

/>

м3/м3

/>

2,78 Теоретический объем соединений RO2 в продуктах сгорания топлива

/>

м3/м3

/>

1,017 Теоретический объем соединений R2 в продуктах сгорания топлива

/>

м3/м3

/>

7,631 Теоретический объем водяных паров в продуктах сгорания топлива

/>

м3/м3

/>

2,154 Коэффициент избытка воздуха a --- Принимается 1,15 Объем азота в продуктах сгорания

/>

м3/м3

/>

8,630 Объем водяных паров в продуктах сгорания

/>

м3/м3

/>

2,210 Объем кислорода в продуктах сгорания

/>

м3/м3

/>

0,33 Массовый расход сухих газов Gсг кг/м3

/>

11,315 Расход топлива на котел В кг/с

/>

1,056 Температура дымовых газов на входе в КТАН t’г 0С Характеристика котла 130 Температура дымовых газов на выходе из КТАНа t”г 0С Принимается [3] 64 Падение энтальпии дымовых газов в КТАНе DI кДж/кг Приложение10 [2] 65 Температура воды на входе в КТАН t’в 0С Из расчета паровой части котельной 8,33 Температура воды на выходе из КТАНа t”в 0С

/>

14,76 Скорость газов wг м/с Принимается [2] 7 Скорость воды в трубках wв м/с Принимается [2] 1,5 Коэффициент А1

/>

Пункт 4.3 [2], так как б<1,3 100 Коэффициент теплоотдачи со стороны дымовых газов a1

/>

/>

546,65 Толщина стенки трубок насадки d м Пункт 4.3 [2] 0,002 Внутренний диаметр трубок насадки dвн м --«---»-- 0,018 Средняя температура воды в насадке tcp 0С

/>

11,55 Коэффициент А2

/>

/>

1187,43 Коэффициент теплоотдачи со стороны воды a2

/>

/>

5069,16 Коэффициент теплопроводности материала трубок насадки l

/>

Справочник 55 Коэффициент теплопередачи k

/>

/>

455,90 Среднелогарифмический температурный напор Dtср 0С

/>

82,52 Площадь насадки F м2

/>

5,6 Количество трубок n шт.

/>

18 Общая длина трубок lобщ м

/>

81,07 Длина одной трубки l м

/>

4,5 Количество секций в змеевике z шт. Принимается 4 Длина одной секции l’ м

/>

0,99 Высота насадки h м

/>

0,396 Средняя температура газов tсрг °С

/>

97 Проходное сечение для газов Fк м2

/>

2,31 Расстояние между трубками y м

/>

0,354 Шаг труб a м

/>

0,376 Ширина насадки b м

/>

7,144 Расход орошающей воды Gор м3/ч

/>

30,54 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

8.2Гидравлический расчет КТАНа

Таблица 14 Гидравлическийрасчет КТАНа

Расчетная

величина

Обозн. Разм.

Расчетная формула или

способ определения

Резуль-тат

расчета

Местные потери давления на входе из подводящей трубы в коллектор

/>

кПа

/>

0,254 Местные потери давления на входе из коллектора в трубки пакета

/>

кПа

/>

0,135 Местные потери давления при повороте потока на 180° в трубках

/>

кПа

/>

0,451 Местные потери давления на выходе из трубок пакета в коллектор

/>

кПа

/>

1,015 Местные потери давления на выходе из коллектора в отводящую трубу

/>

кПа

/>

0,154 Линейные потери давления на трение в трубках пакета

/>

кПа

/>

68,24 Общее гидравлическое сопротивление КТАН H кПа

/>

70,249

9. Выбороборудования тепловой схемы котельной

Для удаления агрессивных газов и деаэрации воды устанавливаемдва деаэратора:

В паровой части котельной:

Деаэратор атмосферный ДА-100/25

— расход воды 100 т/ч;

— рабочее давление 1,2 кгс/см2.

В водогрейной частикотельной:

Вакуумный деаэратор ДВ –25

— расход воды 25 т/ч;

— рабочее давление 0,3кгс/см2.

Комплектуется охладителемОВВ-8.

Таблица 15 Расчеттеплообменного оборудования (производственная часть)

Расчетная

величина

Обоз. Размерн. Расчетная формула или метод опре-деления Номер теплообменного аппарата Паровая (производственная) часть 1 2 3 4 5 Тепловая нагрузка Q кВт

/>

80,9 259,67 516,21 686,3 67,84 Наибольшая разность температур теплоносителей DtБ 0С

/>

110,7 155,34 141,89 54,5 21 Наименьшая разность температур теплоносителей DtМ 0С

/>

35,6 44 21,4 10 19,4 Среднелога-рифмический температурный напор Dt 0С

/>

64,35 87,21 64,57 26,64 20,1 Коэффициент теплопередачи k

/>

По [7] 800 1500 800 Поверхность теплообмена F м2

/>

1,57 2,95 5,74 33,8 4,56 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

Выбираю следующиетеплообменные аппараты:

Т№1: Водо-водяной 07 ОСТ34-588-68 7-114х2000 ПВ-z-07

Площадь поверхностинагрева: 1,76 м2

Число трубок: 12

Т№2: Пароводяной ПП2-4-2-II

Площадь поверхностинагрева: 4,07 м2;

Число трубок: 19

Т№3: Пароводяной ПП2-6-2-II

Площадь поверхностинагрева: 6,08 м2;

Число трубок: 68

Т№4: Водо-водяной 18 ОСТ34-588-68 18-377х4000 ПВ-z-18

Площадь поверхностинагрева: 40,1 м2

Число трубок: 283

Т№5: Водо-водяной 11 ОСТ34-588-68 11-219х2000 ПВ-z-11

Площадь поверхностинагрева: 5,89 м2

Число трубок: 37

Таблица 16 Расчеттеплообменного оборудования (отопительная часть)

Расчетная

величина

Обоз. Размерн. Расчетная формула или метод опре-деления Номер теплообменного аппарата Водогрейная (отопительная) часть 6 7 8 Тепловая нагрузка Q кВт

/>

579,54 965,77 27,54 Наибольшая разность температур теплоносителей DtБ 0С

/>

65 85 5 Наименьшая разность температур теплоносителей DtМ 0С

/> 

4 46 4,05 Среднелога-рифмический температурный напор Dt 0С

/>

19,81 62,96 4,65 Коэффициент теплопередачи k

/>

По [7] 800 Поверхность теплообмена F м2

/>

37,2 19,2 7,87

Выбираю следующиетеплообменные аппараты:

Т№6: Водо-водяной 18 ОСТ34-588-68 18-377х4000 ПВ-z-18

Площадь поверхностинагрева: 40,1 м2

Число трубок: 283

Т№7 Водо-водяной 17 ОСТ34-588-68 17-377х2000 ПВ-z-17

Площадь поверхностинагрева: 19,8 м2

Число трубок: 212

Т№8 Водо-водяной 13 ОСТ34-588-68 13-273х2000 ПВ-z-17

Площадь поверхностинагрева: 10,0 м2

Число трубок: 64

Заключение

В результате расчетаданного проекта мы рассчитали сезонную и круглогодичную тепловую нагрузкукотельной, а также рассчитали расходы воды на отопление и вентиляцию (см. рис1,2).

Выполнили гидравлическийи тепловой расчет паропровода и получили следующие данные:

· требуемое давлениепара у источника (Pк = 0,729 МПа)для обеспечения потребителям заданного давления Раб = 0,70 МПа.

· потери теплачерез изоляцию на трех участках (см. табл. 7)

Разработалипринципиальную тепловую схему котельной (см. рис. 4).

Прозводственно-отопительнаякотельная была разбита на две части производственную и отопительную.

По результатам расчетапаровой части котельной для обеспечения требуемой технологической нагрузки быливыбраны два паровых котельных агрегата Е-35-14

Водогрейная частькотельной была рассчитана на четыре режима работы в зависимости от температурынаружного воздуха.

Для обеспечения отопительнойнагрузки были выбраны три водогрейных котла марки КВГМ-50.

Проведен тепловой игидравлический расчет КТАНа.

Выбрано теплообменноеоборудование для котельной.

Приведена развернутаятепловая схема производственно-отопительной котельной на листе формата А1.