Реферат: Определение колличества потребителей теплоты

Содержание


Введение

Общая часть

Характеристика обьекта

Климатологические данные

Определение колличества потребителей теплоты. График годового расхода теплоты

Система и принципиальная схема теплоснабжения

Расчет тепловой схемы котельной

Подбор и размещение основного и вспомагательного оборудования

Тепловой расчет котлоагрегата

Аэродинамический расчет теплодутьевого тракта

Спецчасть.

Разработка блочеой системы подогревателей.

2.1 Исходные данные водоснабжения

2.2 Выбор схемы приготовления воды

2.3 Расчет оборудования водоподогревательной установки

2.4 Расчет сетевой установки

Технико-экономическая часть

3.1 Исходные данные

3.2 Расчет договорной стоимости строительно-монтажных работ

3.3 Определение годовых эксплуатационных расходов

3.4 Определение годового экономического эффекта

4. ТМЗР

Монтаж секционных водонагревателей

5. Автоматика

Автоматическое регулирование и теплотехнический контроль котлоагрегата КЕ-25-14с

6. Охрана труда в строительстве

6.1 Охрана труда при монтаже энергетического и технологического оборудования в котельной

6.2 Анализ и предотвращение появления потенциальных опасностей

6.3 Расчет стропов

7. Организация, планирование и управление строительством

7.1 Монтаж котлоагрегатов

7.2 Условия начала производства работ

7.3 Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы

7.4 Расчет параметров календарного плана

7.5 Организация стройгенплана

7.6 Расчет технико-экономических показателей

8. Организация эксплуатации и энергоресурсосбережения

Список литературы


Введение.

В наше сложное время, с больной кризисной экономикой строительство новых промышленных объектов сопряжено с большими трудностями, если вообще строительство возможно. Но в любое время , при любой экономической ситуации существует целый ряд отраслей промышленности без развития которых невозможно нормальное функционирование народного хозяйства, невозможно обеспечение необходимых санитарно-гигиенических условий населения. К таким отраслям и относится энергетика, которая обеспечивает комфортные условия жизнедеятельности населения как в быту так и на производстве.

Последние исследования показали экономическую целесообразность сохранения значительной доли участия крупных отопительных котельных установок в покрытии общего потребления тепловой энергии.

Наряду с крупными производственными, производственно-отопительными котельными мощностью в сотни тонн пара в час или сотни МВт тепловой нагрузки установлены большое количество котельных агрегатами до 1 мвт и работающих почти на всех видах топлива.

Однако как раз с топливом и существует самая большая проблема. За жидкое и газообразное топливо, которое поставляется на Украину в основном из России у потребителей часто не хватает средств расплатиться. Поэтому и необходимо использовать местные ресурсы.

В данном дипломном проекте разрабатывается реконструкция производственно-отопительной котельной поселка шахты "Кочегарка", которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. В перспективе предусматривается перевод котлоагрегатов на сжигание газа от дегазации газовых выбросов шахты, которая находится на территории обогатительной фабрики. В существующей котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ 25 14, служившие для снабжения паром предприятия шахты кочегарка, и водогрейные котлы ТВГ-8 (2 котла) для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения административно-бытовых зданий и жилого поселка.

В связи с сокращением добычи угля снизились производственные мощности угледобывающего предприятия, что привело к сокращению в потребности пара. Это 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 горячее водоснабжение в специальных теплообменниках.


^ 1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА


Проектируемая котельная находится в городе Горловке Донецкой области на территории шахты “Кочегарка”.

Планировка, размещение зданий и сооружений на промплощадке обогатительной фабрики выполнены в соответствии с требованиями СНиП.

Размер территории промплощадки в границах ограждений - 12,66 га, площадь застройки 52194 м2.

Транспортная сеть района строительства представлена железными дорогами общего пользования и автодорогами местного значения.

Рельеф местности равнинный, с небольшими подъемами , в почве преобладает суглинок.

Источником водоснабжения является фильтровальная станция и канал Северский Донец-Донбасс. Предусмотрено дублирование водовода.


^ 1.2. КЛИМАТОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ И ГРУНТОВЫЕ УСЛОВИЯ

Для данного района строительства расчетная зимняя температура наружного воздуха для проектирования отопления и вентиляции tзр=-23°С; =88%. Расчетная летняя температура tлр=27,6°С; р =44%. Средняя температура за отопительный период tоср=-1,8°С Продолжительность отопительного периода составляет 83 дня. [1]


Таблица 1.1.

Продолжительность стояния температур наружного воздуха в течение отопительного периода.

Температура наружного воздуха, °С

-29,9  -25

-24,9  -20

-19,9  -15

-14,9  -10

-9,9 

-5

-4,9 

0

0,1  0

+5,1  +8

Время стояния температур, ч.

8

53

161

382

665

1038

1340

673

Всего, ч.

8

61

222

604

1269

2307

3647

4320



Снеговая нормативная нагрузка - 50кг/м2.

Ветровая нормативная нагрузка - 45 кг/м2 .

Глубина промерзания грунта по естественной поверхности земли - 1 м.

Основанием для фундаментов служат суглинки. Условное расчетное давление на суглинок - 0,24МПа - (2,4кгс/см2 ). Грунтовые воды встречаются на глубине 2,5  7,5 м от поверхности земли.


^ 1.3. Определение количества потребилетей теплоты. График годового расхода теплоты.


Расчетные расходы теплоты промышленными предприятиями определяются по удельным нормам теплопотребления на единицу выпускаемой продукции или на одного работающего по вида.м теплоносителя (вода, пар). Расходы теплоты на отопление, вентиляцию и технологические нужды приведены в таблице 1.2. тепловых нагрузок.

Годовой график расхода теплоты строится в зависимости от продолжительности стояния наружных температур, которая отражена в таблице 1.2. данного дипломного проекта.

Максимальная ордината годового графика расхода теплоты соответствует расходу тепла при наружной температуре воздуха –23 С.

Площадь, ограниченная кривой и осями ординат, дает суммарный расход теплоты за отопительныф период, а прямоугольник в правой части графика - расход теплоты на горячее водоснабжение в летнее время.

На основании данных таблицы 1.2. расчитываем расходы теплоты по потребителям для 4-х режимов: максимально-зимний (tр. о. =-23C;); при средней температуре наружного воздуха за отопительный период; при температуре наружного воздуха +8C; в летний период.


Расчет ведем в таблице 1.3. по формулам:

- тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт

QОВ=QРОВ*(tвн-tн)/(tвн-tр.о.)

- тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период, МВт

QЛГВ=QРГВ*(tг-tхл)/(tг-tхз)*


где: QРОВ- расчетная зимняя тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования системы отопления. Принимаем по табл. 1.2.

tВН - внутренняя температура воздуха в отапливаемом помещении, tВН =18С

QРГВ - расчетная зимняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение ( табл. 1.2);

tн- текущая температура наружного воздуха ,°С;

tр.о.- расчетно отопительная температура наружного воздуха,

tг- температура горячей водя в системе горячего водоснабжения,tг=65°С

tхл , tхз - температура холодной воды летом и зимой,tхл =15°С,tхз =5°С;

 - поправочный коэффициент на летний период, =0,85


Таблица 1.2

Тепловые нагрузки

Вид тепловой

Расход тепловой нагрузки, МВт

Характеристика

Нагрузки

Зимой

Летом

Теплоносителя

1.Отопление

и вентиляция

15,86

-

Вода 150/70 С

Пар Р=1,4 МПа

2.Горячее водоснабжение

1,36

По расчету




3.Технологические нужды

11,69

1,24

Пар Р=1,44МПа

ВСЕГО

28,91

1,24

-



Таблица 1.3.

Расчет годовых тепловых нагрузок

№ п/п

Вид нагрузки

Обозначение

Значение тепловой нагрузки при температуре МВт










tр.о=-23 С

tсро.п.=-1,8С

tр.о=8С

Летний

1.

Отопление и вентиляция

QОВ

15,86

7,66

3,87

-

2.

Горячее водоснабжение

QГВ

1,36

1,36

1,36

0,963

3.

Итого

QОВ+ГВ

17,22

9,02

5,23

0,963

4.

Технология

QТЕХ

11,69

11,69

1,24

1,24

5.

Всего

Q

28,91

20,71

6,47

2,203



По данным табл. 1.1. и 1.3. строим график годовых расходов тепловой нагрузки, представленный на рис .1.1.


^ 1.4. СИСТЕМА И ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ


Источником теплоснабжения является реконструируемая котельная шахты. Теплоноситель - пар и перегретая вода. Питьевая вода используется только для систем горячего водоснабжения. Для технологических нужд используется пар Р=0,6МПа. Для приготовления перегретой воды с температурой 150-70С предусматривается сетевая установка, для приготовления воды с t=65°С - установка горячего водоснабжения.

Система теплоснабжения - закрытая. Вследствии отсутствия непосредственного водоразбора и незначительной утечки теплоносителя через неплотности соединений труб и оборудования закрытые системы отличаются высоким постоянством количества и качества циркулируемой в ней сетевой воды.

В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей.

На промплощадке трубопроводы теплоснабжения прокладываются по мостам и галереям и частично в непроходных лотковых каналах типа Кл. Трубопроводы прокладывают с устройством компенсации за счет углов поворотов трассы и П-образных компенсаторов.

Трубопроводы приняты из стальных электросварных труб с устройством теплоизоляции.

На листе 1 графической части дипломного проекта показан генплан промплощадкп с разводкой тепловых сетей к объектам потребления .


^ 1.5. РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ

Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования энергии и использования в установке теплоты рабочего тела. Она представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединенного линиями трубопроводов рабочего тела в соответствии с последовательностью его движения в установке.

Основной целью расчета тепловой схемы котельной является:

- определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расходов тепла на собственные нужды, и распределением этих нагрузок между водогрейной и паровой частями котельной для обоснования выбора основного оборудования;

- определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для выбора вспомогательного оборудования и определения диаметров трубопроводов и арматуры;

- определение исходных данных для дальнейших технико-экономических расчетов (годовых выработок тепла, годовых расходов топлива и др.).

Расчет тепловой схемы позволяет определить суммарную теплопроизводительность котельной установки при нескольких режимах ее работы.

Тепловая схема котельной приведена на листе 2 графической части дипломного проекта.

Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной приведены в таблице 1.4, а сам расчет тепловой схемы приведен в таблице 1.5.

Таблица 1.4

Исходные данные для расчета тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп

Наименование

Обоз-

Ед.

Расчетные режимы

Примечание

позиц. исход. данных

величин

начение

изм.

Максимально зимний

При средней температуре наиболее холодного периода

При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика

Летний




1

2

3

4

5

6

7

8

9

01

Температура наружного воздуха

tн

C

-24

-10

-

-

I

02

Температура воздуха внутри отапливаемых зданий

tвн

C

18

18

18

18




03

Максимальная температура прямой сетевой воды

t1макс

C

150

-

-

-




04

Минимальная температура прямой сетевой воды в точке излома температурного графика

t1.изл

C

-

-

70

-




05

Максимальная температура обратной сетевой воды

t2макс

C

70

-

-

-




06

Температура деаэрированной воды после деаэратора

Tд

C

104,8

104,8

104,8

104,8




07

Энтальпия деаэрированной воды

iд

КДж/кг

439,4

439,4

439,4

439,4

Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 1.2Мпа

08

Температура сырой воды на входе в котельную

T1

C

5

5

5

15




09

Температура сырой воды перед химводоочисткой

TЗ

C

25

25

25

25




10

Удельный объем воды в системе тепловодоснабжения в т. на 1 МВт суммарного отпуска тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

qсист

Т/ МВт

30,1

30,1

30,1

30,1

Для промышленных предприятий




Параметры пара, вырабатываемого котлами (до редукционной установки)






















11

Давление

P1

МПа

1,4

1,4

1,4

1,4

Из таблиц насы-

12

Температура

1

C

195

195

195

195

щенного пара и

13

Энтальпия

i1

КДж/кг

2788,4

2788,4

2788,4

2788,4

воды при давлении 1,4 МПа




Параметры пара после редукционной установки:






















14

Давление

P2

МПа

0,7

0,7

0,7

0,7

Из таблиц насы-

15

Температура

2

C

165

165

165

165

щенного пара и

16

Энтальпия

i2

КДж/кг

2763

2763

2763

2763

воды при давлении 0,7 МПа




Параметры пара, образующегося в сепараторе непрерывной продукции:






















17

Давление

P3

МПа

0,17

0,17

0,17

0,17

Из таблиц насы-

18

Температура

3

C

115,2

115,2

115,2

115,2

щенного пара и

19

Энтальпия

i3

КДж/кг

2700

2700

2700

2700

воды при давлении 0,17 Мпа




Параметры пара, поступающего в охладитель выпара из деаэратора:






















20

Давление

P4

МПа

0,12

0,12

0,12

0,12

Из таблиц насы-

21

Температура

4

C

104,8

104,8

104,8

104,8

щенного пара и

22

Энтальпия

i4

КДж/кг

2684

2684

2684

2684

воды при давлении 0,12 Мпа




Параметры конденсатора после охладителя выпара:






















23

Давление

P4

МПа

0,12

0,12

0,12

0,12

Из таблиц насы-

24

Температура

4

C

104,8

104,8

104,8

104,8

щенного пара и

25

Энтальпия

i5

КДж/кг

439,4

439,4

439,4

439,4

воды при давлении 0,12 Мпа




Параметры продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки:






















26

Давление

P1

Мпа

1,4

1,4

1,4

1,4

Из таблиц насы-

27

Температура

1

C

195

195

195

195

щенного пара и

28

Энтальпия

i7

КДж/кг

830,1

830,1

830,1

830,1

воды при давлении 1,4 Мпа




Параметры продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки:






















29

Давление

P3

Мпа

0,17

0,17

0,17

0,17

Из таблиц насы-

30

Температура

3

C

115,2

115,2

115,2

115,2

щенного пара и

31

Энтальпия

i8

КДж/кг

483,2

483,2

483,2

483,2

воды при давлении 0,17 Мпа

32

Температура продувочной воды после охлаждения продувочной воды

tпр

C

40

40

40

40




33

Температура конденсата от блока подогревателей сетевой воды

tкб

C

80

80

80

80

Принимается

34

Температура конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды

t2

C

165

165

165

165

Принимается

35

Энтальпия конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды

i6

КДж/кг

697,1

697,1

697,1

697,1

Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,7 Мпа

36

Температура конденсата, возвращаемого с производства

tкп

C

80

80

80

80




37

Величина непрерывной продувки

П

%

4,6

4,6

4,6

4,6

Принимается из расчета химводоочистки

38

Удельные потери пара с выпаром из деаэратора питательной воды в т на 1т деаэрированной воды

dвып

т/т

0,002

0,002

0,002

0,002

Принимается по рекомендациям ЦКТИ

39

Коэффициент собственных нужд химводоочистки

Кснхво

-

1,2

1,2

1,2

1,2




40

Коэффициент внутрикотельных потерь пара

Кпот

-

0,02

0,02

0,02

0,02

Принимается

41

Расчетный отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию

Qмаксов

МВт

15,86

-

-

-

Табл. 1.2.

42

Расчетный отпуск тепла на горячее водоснабжение за сутки наибольшего водопотребления

Qсргв

МВт

1,36

-

-

-

Табл. 1.2.

43

Отпуск тепла производственным потребителям в виде пара

Дотр

кг/с

4,98

4,98

4,98

0,53




44

Возврат конденсата от производственных потребителей (80%)

Gпотр

=кг/с

3,98

3,98

3,98

0,42

=0,8

Таблица 1.5

Расчет тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп

Наименование

Обоз-

Ед.

Расчетная

Расчетные режимы

позиц. исход. данных

величин

начение

изм.

формула

Максимально зимний

При средней температуре наиболее холодного периода

При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды.

Летний

Р01

Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды

tн.изл

C

tвн-0,354(tвн- tр.о.)

-

-

18-0,354* *(18+24)= =3,486

-

Р02

Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха

Ков

-

(tвн- t'н)/ (tвн- tр.о)

1

(18-(-10))/(18-(-23))=0,67

(18-0,486)/ /(18-(-24))= =0,354

-























































Р03

Расчетный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию

Qов

МВт

Qмаксов*Ков

15,86

15,86*0,67= 10,62

5,61

-

Р04

Значение коэффициента Ков в степени 0,8

К0.8ов

-




1

0,73

0,436

-

Р05

Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной

tI

C

18+64,5* *К0.8ов+64,5*Ков

150 (см 03)

18+64,5*0,73+67,5*0,67= 110,3

70 (см 04)

70

Р06

Температура обратной сетевой воды

t2

C

t1-80*Ков

70

56,7

54,7

42,7

Р07

Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зимних режимах

Qов+гв

МВт

Qов+ Qсргв

17,22

11,98

6,97

0,936

Р08

Расчетный расход сетевой воды в зимних режимах

Gсет

кг/с

Qов+гв*103/(t1-t2)*C

51.37

94.13

65.56

-

Р09

Отпуск теплоты на горячее водоснабжение в летнем режиме

Qлгв

МВт




-

-

-

0,963























































Р10

Расчетный расход сетевой воды в летнем режиме

Gлсет

кг/ч

Qлгв*103/(t1-t2)*C

-

-

-

9,2

Р11

Объем сетевой воды в системе водоснабжения

Gсист

Т

qсис*Qдmax

519,53

519,53

519,53

519,53

Р12

Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети

Gут

кг/с

0,005*Gсист*1/3,60

0,72

0,72

0,72

0,72

Р13

Количество обратной сетевой воды

Gсет.обр.

кг/с

Gсет- Gут

21,24

92,21

60,08

7,64

Р14

Температура обратной сетевой воды перед сетевыми насосами

tз

C

t2*Gсет.обр+Т*Gут/ Gсет

70,5

56,7

42,2

43,1

Р15

Расход пара на подогреватели сетевой воды

Дб

кг/с

Gсет*(t1-t3)/ (i2/4,19-tкб)* 0,98

7,14

9,13

2,93

0,48

Р16

Количество конденсата от подогревателей сетевой воды

Gб

кг/с

Дб

7,14

9,13

2,93

0,43






































































































1.7. Тепловой расчет котлоагрегата

Котел KЕ-25-14c предназначен для производства насыщенного пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Топочная камера котла шириной 272 мм полностью экранирована (степень экранирования Нл/ ст =0,8) трубами d=51х2,5мм. Трубы всех экранов приварены к верхним и нижним камерам d219x8мм. Топочная камера по глубине разделена на два объемных блока. Каждый из боковых экранов (правый и левый) переднего и заднего топочных блоков образует самостоятельный циркуляционный контур. Верхние камеры боковых экранов в целях увеличения проходного сечения на входе в пучок расположены ассиметрично отпосительно оси котла. Шаг труб боковых и фронтового экранов – 55 мм, шаг труб заднего экрана – 100 мм, трубы заднего экрана выделяют из топочного объма камеру догорания, на наклонном участке труб уложен слой огнеупорного кирпича толщиной 65мм. Объем топочной камеры -61,67 м3.

Для улучшения циркуляционных характеристик фронтового экрана на нем устанавливаются три рециркуляцинные трубы d89х4мм. Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева - 92,10м2.


Третьим блоком котла является блок конвективного пучка с двумя барабанами (верхним и нижним) внутренним диаметром 1000мм. Длина верхнего барабана 7000мм, нижнего – 5500мм. Толщина стенки барабана котла - 13мм, материал - сталь 16ГС. Ширина конвективного пучка по осям крайних труб 2320мм. В таком пучке отсутствуют пазухи для размещения пароперегревателя, что существенно улучшает омывание конвективного пучка.

Конвективный пучок выполнен из труб d51x2,5мм. Поперечный шаг в пучке составляет 110 мм, продольный - 90мм. Площадь поверхности нагрева конвективного пучка равна 417,8м2. Первые три ряда труб на входе в пучок имеют шахматное расположение с поперечным шагом S =220мм. Удвоение величины шага по сравнению с остальными рядами позволяет увеличить проходное сечение на входе в пучок, частично перекрытое потолком потолочной камеры.


Хвостовые поверхности состоят из одноходового по воздуху воздухоподогревателя с поверхностью нагрева 228 м2, обеспечивающего нагрев воздуха до 180 0С и установленного следом за ним по ходу газов чугунного экономайзера с поверхностью нагрева 646 м2.

Для сжигания каменных и бурых углей под котлом устанавливается механическая топка ТЧЗ-2,7/5.6. Активная площадь зеркала горения равна 13,4 м2. Решетка приводится в движение при. Помощи привода ПТ-1200, обеспечивающего 8 ступеней регулирования скорости движения в приделах 2,8 - 17,6 м/ч. Дутьевой короб под решеткой разделен на четыре воздушные зоны. Подача воздуха регулируется при помощи поворотных заслонок на воздуховодах. Котельная установка оборудована системой возврата уноса и острого дутья. Выпадающий в конвективном пучке унос оседает в четырех зольниках и возвращается в топочную камеру для дожигания при помощи воздушных эжекторов по прямым трубкам d76мм через заднюю стенку, восемь сопл острого дутья d2 мм расположены в задней стенке топки на высоте 1400мм от решетки.


1.7.1. Исходные данные и выбор коэффициента избытка воздуха

Ведем расчет котлоагрегата применительно к условиям проектируемого объекта: уголь марки ГР со следующими характеристиками

СР=55,2%, НР=3,8%, ОР=5,8%, WР=1,0%, SР=3,2%, АР=23%, NP=8%, QPH=22040КДж/кг, VГ=40%,

Величины коэффициента избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева определяем последовательно

n=i+ (1.3)

где i - коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода

 - нормативный присос воздуха


Таблица 1.6

Коэффициенты избытка воздуха

№ п/п

Газоход

Коэффициент избытка воздуха за топкой.





n

1

Топка

1,35

0,1

1,35

2

Конвективный пучок




0,1

1,45

3

Воздухоподогреватель




0,08

1,53

4

Водяной экономайзер




0,1

1,63



1.7.2. Расчет обьемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания


Расчет теоретического объема воздуха

V0=0,0889*(Ср+0,375*Sрогр+к)+0,265*Нр-0,0333*Ор

V0=0,0889*(55,2+0,375*3,2)+0,265*3,8-0,0333*5*8=5,83 м3/кг

Расчет теоретических обьемов продуктов сгорания при =1 м3/кг

VORO2=1,866*(CP+0,375Sрогр+к)/100=1,866*(55,2+0,375*3,2)/100=1,0524

VONO2=0,79*V+0,08*Np=0,79*5,83+0,008*1=4,612

VOH2O=0,111НР+0,0124WР+0,0161V0=0,111*3,8+0,0124*8+0,0161*5,83=0,6148


Таблица 1.7

Характеристики продуктов сгорания

№

Величина

Ед. изм.

Газоходы

1




3

4

5

6

7

1

Коэффициент избытка воздуха за топкой

Т

1,35










2

Нормативный присос



0,1

0,1

0,08

0,1

3

Коэффициент избытка воздуха за газоходом

n

1,35

1,45

1,53

1,63

4

Объем трехатомных газов. VRO2=V0RO2

м3/кг

1,0524

1,0524

1,0524

1,0524

5

Объем двухатомных газов. VN2=V0N2+0.0161*V0

-“-

6,943

7,526

8,109

8,285

6

Объем водяных паров VH2O=V0H2O+0,0161(- -1)* V0

-“-

0,652

0,662

0,671

0,674

7

Суммарный объем дымовых газов

VГ=VRO2+VN2+VH2O

-“-

8,647

9,24

9,832

10,0114

8

Объемная доля трехатомных газов

rRO=VRO2/VГ

-“-

0,122

0,114

0,107

0,105

9

Объемная доля водяных паров rH2O=VH20/VГ

-“-

0,197

0,186

0,176

0,077

10

Концентрация золы в дымовых газах, =Ар*ун/100*Vг

-“-

3,99

3,73

3,51

3,29



Таблица 1.8

Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, КДж/кг

, С

I0=(ctв)*V0

I0RO2=(c)RO2* *V0RO2

I0N2=(c)N2*V0N2

I0H2O=(c)H2O* *V0H2O

I0

1

2

3

4

5

6

30

39*5,83=227,2













100

132*5,83=769,3

169*0,054= 187,13

4,62*130= 600,6

151*0,616= 92,87

871,596

200

286*5,83=1550,3

357*1,05= 376,3

260*4,62= 1201,2

304*0,615= 186,96

1764,44

300

403* …=2348,68

559* … 589,10

392*…1811,04

463*…284,75

2674

400

542*…=3158,76

772*…=813,69

527*…=2434,74

626*…=384,99

3633,42

500

664*…=3986,35

996*…=1049,78

664*…=3067,68

794*…=488,31

4605,89

600

830*…=4837,24

1222*…= 1287,99

804*…=3714,48

967*…=594,71

5597,18

700

979*…=5705,61

1461*…= 1539,89

946*…=4370,52

1147*…=705,41

6615,82

800

1130*…=6585,64

1704*…= 1796,02

1093*…= 5049,66

1335*…=821,03

766,71

900

1281*…=7465,67

1951*…= 2056,35

1243*…= 5742,66

1524*…=937,26

8736,27

1000

1436*…=8369,01

2202*…= 2320,91

1394*…= 6440,26

1725*…= 1060,86

9822,05

1200

1754*…=10222,31

2717*…= 2863,72

1695*…= 7890,9

2131*…= 1310,57

12005,19

1400

2076*…=12098,9

3240*…= 3414,96

2009*…= 9281,58

2558*…= 1573,17

14269,71

1600

2403*…=14004,66

3767*…= 3970,42

2323*…= 10792,28

3001*…= 1845,62

16548,3

1800

2729*…=15904,61

4303*…= 4535,36

2648*…= 12206,04

3458*…= 2126,67

18868,07

2000

3064*…=17856,9

4843*…= 5104,52

2964*…= 13963,68

3926*…= 8414,49

21212,69

Таблица 1.9

Энтальпия продуктов сгорания в газоходах

, С

I0в,

КДж/кг

I0г,

КДж/кг

Газоходы и коэф-ты избытка воздуха

Т=1,35

kr=1,45

эк=1,53

вп=1,63

Iг

Iг

Iг

Iг

1

2

3

4

5

6

7

30

227,2
















100




871,596







1007,9

1015

200




1764,44







1900,76

1964

300




2674,98







2811,3

2870

400




3633,42




3747,02

3754




500




4605,89




4719,49







600




5597,18




5710,49







700




6615,82




6729,42







800




7666,71




7780,31







900




8736,37




8849,87







1000




9822,05

9912,93

9935,65







1200




12005,19

12096,07










1400




14289,71

14360,59










1600




16548,3

16639,18










1800




18868,07

18958,95










2000




21212,69

21303,57










2200




23557,3

23648












Расчет теплового балнса котлоагрегата выполнен в табл. 1.10, а поверочный расчет поверхностей нагрева котлоагрегата приведен в табл. 1.11.

На основе результатов табл. 1.9 построена I-d- диаграмма продуктов сгорания, которая представлена на рис. 1.2.


Таблица 1.10

Расчет теплового баланса теплового агрегата

Наименование

Обозначения

Расчетная ф-ла, способ

опр.

Единицы измерения

Расчет

1

2

3

4

5

Распологаемая теплота

Qpp

Qpp=Qpн

КДж/Кг

22040

Потеря теплоты от мех. неполн. сгорания

q3

по табл. 4.4 [4]

%

0,8

Потеря теплоты от мех. неполноты сгорания

q4

по табл. 4.4 [4]

%

5

Т-ра уходящих газов

ух

исх.данные

oC

135

Энтальпия уходящих газов

Iух

по табл. 1.9

КДж/Кг

1320

Т-ра воздуха в котельной

tхв

по выбору

oC

30

Энтальпия воздуха в котельной

I0хв

по табл. 1.8

КДж/Кг

227,2

Потеря теплоты с уход. газами

q2




%

(1320-1,63x227)*

*(100-5)/(22040)=

=6,25

Потеря теплоты от нар. охлажден.

q5

по рис 3.1 [4]

%

3,8

Потеря с физ. теплом шлаков

q6

ашл*Iз*Ар/Qрн

%

0,15*1206*

*23/22040=0,19

Сумма тепл. Потерь

q




%

6,25+0,8+5+3,8+

+0,19=16,04

КПД катлоагрегата



100-Q

%

100-16,04=83,96

Коэф. Сохранения теплоты



1-q5/(+ q5)




1-3,8/(83,96+3,8)=

=0,957

Производительность агрегата по пару

D

по заданию

Кг/с

25/3,6=6,94

Давление раб. тела

P

по заданию

МПа

1,4

Т-ра рабочего тела

tнп

по заданию

oC

195

Т-ра питательн. воды

tпв

по заданию

oC

104

Удельная энтальпия р.т.

iнп

по табл.vi-7[4]

КДж/Кг

2788,4

Удельная энт. питат. воды

iпв

по табл.vi-7[4]

КДж/Кг

439,4

Значение продувки

n

по задан.

%

4,8

Полезно исп. теплота вагрегате

Q1

D*(iнп-iпв)+n*

*D(Iкв-Iнп)

кВт

Q=6,94*(2788,4-439,4)+0,048*6,94*(830-439,4)=

=16432,3

Полный расход топлива

В

Q1/Qрр

Кг/с

16432,3/0,8396* *22040=0,88

Расчетный расход

Вр

В*(1-q4/100)

Кг/с

0,88*(1-5/100)=

=0,836

Таблица 1.11

Тепловой расчет котлоагрегата КЕ-25-14с


№

Наименование

Обозначение

Расчетная формула или способ определения

Ед. изм.

Расчет

1

2

3

4

5

6




Поверочный теплообмен в топке













1.

Температура холодного воздуха

tв




oC

30

2.

Энтальпия холодного воздуха

Iхв

табл. 1.10

КДж/Кг

227,2

3.

Температура воздуха после воздухоподогревателя

tгв

принимается

oC

120

4.

Энтальпия воздуха после воздухоподо