Вданном курсовом проекте была разработана компоновка производственной котельной с водогрейными котлами кв-тс-30-150П, поверочный расчет которых был проведен в первом курсовом проекте по дисциплине “ Теплогенерирующие установки”.

Содержание

Реферат 1

Введение 3

1.Расчет тепловой схемы ТГУ. 4

2.Подбор основного оборудования 14

2.1.Подбор насосов. 14

2.2.Подбор деаэратора 14

2.3.Подбор ХВО 16

3.Расчет системы ХВО 17

4.Предварительный расчет дымососа и вентилятора 20

5.Определение требуемых площадей для оборудования.

Компоновка главного корпуса котельной 21

6.Аэродинамический расчет газовоздушного тракта 21

6.1.Разработка расчетной аксонометрической схемы 21

6.2.Аэродинамический расчет котла 22

6.3.Аэродинамический расчет воздухоподогревателя. 24

7.Аэродинамический расчет газовоздушного тракта 24

7.1.Определение сечений воздуховодов и газоходов 24

7.2.Определение сопротивлений газовоздушного тракта 25

8.Расчет и подбор золоуловителя 27

9.Рсчет вредных выбросов в атмосферу 28

9.1.Определение высоты дымовой трубы 28

10.Окончательный подбор дымососа и вентилятора 31

10.1.Окончательный подбор дымососа 31

10.2. Окончательный подбор вентилятора 31

11.Краткое описание основных решений по топливо подготовке. 31

12.Расчет себестоимости вырабатываемой тепловой энергии. 32

13.Основные технико-экономические показатели проекта. 34

Заключение. 36

Список используемых источников. 37

Реферат

В данном курсовом проекте была разработана компоновка производственной котельной с водогрейными котлами КВ-ТС-30-150П, поверочный расчет которых был проведен в первом курсовом проекте по дисциплине “ Теплогенерирующие установки”. Котельная расположена в г. Симферополе топливом является уголь Чульмаканского месторождения. Котельная снабжает горячей водой технологических потребителей, а также работает на закрытую систему теплоснабжения

Целью данного проекта является закрепление теоретических знаний, полученных в процессе изучения курса “Теплогенерирующие установки”.

Количество листов -38

Количество таблиц -5 Количество рисунков -2 Количество используемых

литературных источников - 4

Введение.

Компоновкой котельной называется взаимное расположение основного и вспомогательного оборудования, установленного в здании. Котельная может состоять из следующих помещений: помещения для установки котла, насосной, химводоочистки, экономайзерно-дымососной, склада топлива, служебно-бытовых помещений. В зависимости от тепловой производительности котельного агрегата вспомогательное оборудование, хвостовые поверхности нагрева , тягодутьевые установки и оборудование для очистки продуктов сгорания могут быть групповыми или индивидуальными.

Котлы располагаются на первом этаже. Здесь же размещаются экономайзеры, воздухоподогреватели, питательные, подпиточные, рециркуляционные и сетевые насосы, оборудование для химической обработки воды.

Компоновка оборудования должна обеспечивать удобство работы и безопасность эксплуатационного и ремонтного персонала, минимальную протяженность трубопроводов, газоходов и воздуховодов, минимальные затраты на сооружение котельной, сокращение численности эксплуатационного персонала, автоматизацию технологический процессов, механизацию ремонтных работ, возможность расширения котельной при установке нового оборудования.

Все решения , применяемые при компоновке оборудования, должны отвечать требованиям строительных норм и правил, правил техники безопасности, санитарных и противопожарных норм.

Таблица 1.1. Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной, работающей на закрытую систему теплоснабжения.

Наименование	Обо­зна­чение	Обоснование	Значение величины при характерных режимах работы котельной
			макси­мально-зимнем	наиболее холод­ного месяца	лет­нем
Место расположения котель­ной	—	Задано	г. Симферополь
Максимальные расходы теп­лоты (с учетом потерь и рас­хода на мазутное хозяйство), МВт:
на отопление жилых и общественных зданий	Qo	»	90	—	—
на вентиляцию обще­ственных зданий	qb	»	20	—	—
на горячее водоснабже­ние	qг.b	»	20	20	16
Расчетная температура на­ружного воздуха для отопле­ния, °С	tр. о		-11	0	―
Расчетная температура на­ружного воздуха для венти­ляции, °С	tв		0	―	―
Температура воздуха внутри помещений, С	tвн	Принята по справочнику	18	18	―
Температура сырой воды, °С	tс. в	СНИП II-36-73	5	5	15
Температура подогретой сы­рой воды перед химводоочисткой, °С	t'X.0.В	Принята	19
Температура подпиточной воды после охладителя деаэрированной воды, °С	t''подп	»	70
Коэффициент собственных нужд химводоочистки	Кхво	Принят	1,25
Температура воды на вы­ходе из водогрейных котлов, °С	t1в.к.	Принята	150	150	120
Температура воды на входе в водогрейный котел, °С	t2в.к.	»	70
Расчетная температура го­рячей воды после местных теплообменников горячего во­доснабжения, °С	tпотр обр	»	60
Предварительно принятый расход химически очищенной воды, т/ч	G'х.о.в	Принят	28	22	6
Предварительно принятый расход воды на подогрев хими­чески очищенной воды, т/ч	Gпод гр	»	14	11	1
Температура греющей воды после подогревателя химически очищенной воды, С0	t"гр	Принята		108
КПД подогревателей	η	Принят		0,98

1.Расчет тепловой схемы котельной:

1. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца

2. Температура воды в подающей линии на нужды отопления и вентиляции для режима наиболее холодного месяца

t1= 18 + 64,5 К0,8о.в. + 67,5 Ко.в == 18 + 64,5· 0,620,8 + 67,5·0.62= 103,55° С.

3. Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции для режима наиболее холодного месяца

t2 = t1 - 80Ко. в == 103,55 — 80-0,62 = 53,95 °С.

4. Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию

для максимально-зимнего режима

Qo. в = QО+ ОВ= 90+ 20 = 110 МВт;

для режима наиболее холодного месяца

Qo. в = QО+ ОВ= (90+ 20 )·0,62 = 68,2 МВт;

5. Суммарный отпуск теплоты на нужды отопления, вентиля­ции и горячего водоснабжения:

для максимально-зимнего режима

Q = QО.В+ QГ.В= 110+ 20 = 130 МВт;

для режима наиболее холодного месяца

Q = QО.В+ QГ.В= 68,2 + 20 = 88,2 МВт;

6. Расход воды в подающей линии системы горячего водоснаб­жения потребителей для максимально-зимнего режима

схема присоединения местных теплообменников двухступенчатая последовательная , следовательно

7. Тепловая нагрузка подогревателя первой ступени (на обрат­ной линии сетевой воды) для режима наиболее холодного месяца

МВт.

8. Тепловая нагрузка подогревателя второй ступени для режима наиболее холодного месяца

МВт.

9. Расход сетевой воды на местный теплообменник второй ступени, т. е. на горячее водоснабжение, для режима наиболее холодного месяца

10. Расход сетевой воды на местный теплообменник для лет­него режима

11. Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию:

для максимально-зимнего режима

для режима наиболее холодного месяца

12. Расход сетевой воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

для максимально-зимнего режима

gbh = Go. в + GГ. в = 1182,5 + 312,7 == 1495,2 т/ч;

для режима наиболее холодного месяца

gbh = Go. в + GГ. в = 1182,5 + 38,66 == 1221,16 т/ч;

для летнего режима

gbh = Go. в + GГ. в = 0 + 305,77 == 305,77 т/ч;

13. Температура обратной сетевой воды после внешних потре­бителей:

для максимально-зимнего режима

для режима наиболее холодного месяца

проверяется для летнего режима

14. Расход подпиточной воды для восполнения утечек в тепло­сети внешних потребителей:

для максимально-зимнего режима

GУТ== 0,01· КТС GВН== 0,01 ·1,8·1495,2 ==26,91 т/ч;

для режима наиболее холодного месяца

GУТ== 0,01· КТС GВН== 0,01 ·1,8·1221,16 ==21,98 т/ч;

для летнего режима

GУТ == 0,01· КТС GВН== 0,01 ·2·305,77 ==6,11 т/ч;

15. Расход сырой воды, поступающей на химводоочистку:

для максимально-зимнего режима

Gc. в = l,25GУТ == 1,25 ·26,9= 33,6 т/ч;

для режима наиболее холодного месяца

Gc. в = l,25GУТ == 1,25 ·21,98= 27,47 т/ч;

для летнего режима

Gc. в = l,3GУТ == 1,3 ·6,11= 7,94 т/ч;

16. Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды:

для максимально-зимнего режима

для режима наиболее холодного месяца

для летнего режима

17. Температура химически очищенной воды, поступающей в деаэратор:

для максимально-зимнего режима

для режима наиболее холодного месяца

для летнего режима

18. Проверяется температура сырой воды перед химводоочисткой:

для максимально-зимнего режима

наиболее холодного месяца

для летнего режима

19. Расход греющей воды на деаэратор:

для максимально-зимнего режима

наиболее холодного месяца

для летнего режима

20. Проверяется расход химически очищенной воды на под­питку теплосети:

для максимально-зимнего режима

gх.о.в = Gут - GдГр = 26,9 -3,79 == 23,11 т/ч;

наиболее холодного месяца

gх.о.в = Gут - GдГр = 21,98 – 4,55== 17,43 т/ч;

для летнего режима

gх.о.в = Gут - GдГр = 6,11 – 2,34== 3,76 т/ч;

21. Расход теплоты на подогрев сырой воды:

для максимально-зимнего режима

наиболее холодного месяца

для летнего режима

22. Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды:

для максимально-зимнего режима

наиболее холодного месяца

для летнего режима

23. Расход теплоты на деаэратор:

для максимально-зимнего режима

наиболее холодного месяца

для летнего режима

24. Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды в охладителе деаэрированной воды:

для максимально-зимнего режима

наиболее холодного месяца

для летнего режима

25. Суммарный расход теплоты, необходимый в водогрейных котлах:

для максимально-зимнего режима

для режима наиболее холодного месяца

для летнего режима

26. Расход воды через водогрейные котлы:

для максимально-зимнего режима

для режима наиболее холодного месяца

для летнего режима

27. Расход воды на рециркуляцию:

для максимально-зимнего режима

для режима наиболее холодного месяца

для летнего режима

28. Расход воды по перепускной линии:

для максимально-зимнего режима

для режима наиболее холодного месяца

для летнего режима

29. Расход сетевой воды от внешних потребителей через обратную линию:

для максимально-зимнего режима

gОБР = GВН - GУТ = 1495,2 -26,9 == 1468,3 т/ч;

для режима наиболее холодного месяца

gОБР = GВН - GУТ = 1221,16 -21,98 == 1199,18 т/ч;

для летнего режима

gОБР = GВН - GУТ = 305,77 -6,11 == 299,66 т/ч;

30. Расчетный расход воды через котлы:

для максимально-зимнего режима

g'К = GВН +GПОДГР +GРЕЦ - GПЕР = 1495,2+14+179,29 -0 == 1688,49 т/ч;

для режима наиболее холодного месяца

g'К = GВН +GПОДГР +GРЕЦ - GПЕР = 1221,16+11+252,47 -521,25=963,38 т/ч;

для летнего режима

g'К = GВН +GПОДГР +GРЕЦ - GПЕР = 305,77+1+132,24 -159,38 == 279,6 т/ч;

31. Расход воды, поступающей к внешним потребителям по прямой линии:

для максимально-зимнего режима

g' = G'К -GДГР-GРЕЦ +GПЕР = 1688,49 -3,79-179,29+0 =1505,4 т/ч;

для режима наиболее холодного месяца

g' = G'К -GДГР-GРЕЦ +GПЕР = 963,38 -4,55-252,47+521,25=227,61т/ч

для летнего режима

g' = G'К -GДГР-GРЕЦ +GПЕР = 279,6 -2,34-132,24+159,38=304,4т/ч

32.Разница между найденным ранее и уточненным расходом воды внешними потребителями:

для максимально-зимнего режима

для режима наиболее холодного месяца

для летнего режима

Таблица 1.2. Расчет тепловой схемы котельной, работающей на закрытую систему теплоснабжения.

Физическая величина	Обо­зна­чение	Значение величины при характерных режимах работы котельной
		Макси-мально-зимнем	Наиболее холодного месяца	летнем
Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиля­цию	Ко. в	1	0,62	0
Температура воды в подающей линии на нужды отопления и вен­тиляции, °С	t1	150	103,55	70
Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вен­тиляции, °С	t2	70	53,95	-
Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию, МВт	Qo.b	110	68,2	-
Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение, МВт	Q	130	88,2	16
Расход воды в подающей линии на отопление, вентиляцию и горя­чее водоснабжение, т/ч	Gвн	1495,2	1221,16	305,77
Температура обратной воды по­сле внешних потребителей, °С	tпод обр	58,26	41,18	24,08
Расход подпиточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних потребителей, т/ч	Gут	26,9	21,98	6,11
Количество сырой воды, посту­пающей на химводоочистку, т/ч	Gc.b	33,6	27,47	7,64
Температура химически очи­щенной воды после охладителя деаэрированной воды, °С	t"х.о.в	58,98	52,29	52,9
Температура химически очищен­ной воды, поступающей в деаэра­тор, °С	tдхов	79,56	72,87	59,1
Расход греющей воды на деаэ­ратор, т/ч	Gдгр	3,79	4,55	2,34
Суммарный расход теплоты, не­обходимый в водогрейных котлах, МВт	ΣQ	130,33	88,38	16,06
Расход воды через водогрейные котлы, т/ч	Gк	1401,94	953,31	276,23
Расход воды на рециркуляцию, т/ч	Gрец	179,29	252,47	132,24
Расход воды по перепускной линии, т/ч	Gпер	0	521,25	159,38
Расход воды через обратную линию, т/ч	Gобр	1468,3	1199,18	299,66
Расчетный расход воды через котлы, т/ч	G'к	1688,49	963,38	279,6

1.1. Определение производительности и числа устанавливаемых котлов.

В соответствии с расчетом тепловой схемы к установке принимаем 5 котлов КВ-ТС-30-150П. По данным завода изготовителя мощность одного котла составляет 34,89 МВт при расходе воды 370 т/ч. Расчетный расход воды через один котел при максимально - зимнем режиме 1688,49/5=337,7< 370 т/ч.В связи с этим, сохраняя температуру воды на выходе из котлов 1500С , необходимо при эксплуатации увеличить расход воды, подаваемой рециркуляционным насосом, на 32,3 т/ч через каждый котел.

2. Подбор основного оборудования. 2.1. Подбор насосов. Подбор сетевого насоса.

Расчетный напор для сетевого насоса:

где =0,8 МПа- напор в тепловых сетях;

МПа - гидравлическое сопротивление котла;

НТР=0,1МПа – гидравлическое сопротивление трубопровода;

МПа

Расчетный расход через насос:

где =1509,2 т/ч

т/ч

К установке принимаем 4 параллельно соединенных насоса:

2-центробежные сетевые , один из которых резервный;

2-центробежные конденсатные , один из которых резервный;

2.1.2.Подбор насоса сырой воды.

Расчетный напор для насоса сырой воды:

где =25 м.вод.ст.- гидравлическое сопротивление линии ХВО;

м - гидравлическое сопротивление трубопровода;

Нгеом=10 м;

м

Расчетный расход через насос:

где =33,6 т/ч

т/ч

К установке принимаем 5 параллельно установленных насоса:

2- консольных К-100-65-250, где один резервный (подача 100 м3/ч, напор 0,8 (80) МПа (м)).

2- питательных насоса и один резервный той же марки (подача 5 м3/ч, напор 0,75 (75) МПа (м)).

2.1.3.Подбор подпиточного насоса.

Расчетный напор для подпиточного насоса:

где МПа

НТР=0,05МПа – гидравлическое сопротивление трубопровода;

МПа

Расчетный расход воды через насос:

где Gmaxн=26,9 т/ч

т/ч

К установки приняли 1консольный насос и один резервный насос той же марки (подача 50 м3/ч, напор 0,32(32) МПа(м)) .

2.1.4.Подбор рециркуляционного насоса.

Расчетный напор для рециркуляционного насоса:

где МПа - гидравлическое сопротивление котла;

НТР=0,1МПа – гидравлическое сопротивление трубопровода;

МПа

Расчетный расход воды через насос:

где =399,05 т/ч

т/ч

К установке принимаем 2 насоса и один резервный (подача 250 м3/ч, напор 0,32 (32) МПа (м)).

2.2. Подбор деаэратора.

м3/ч

Подбор деаэрационной колонки и бака аккумулятора.

Вместимость бака: м3

К установке принимаем атмосферный деаэратор марки ДА-50. Размеры колонки, мм: 8126, высота 2360; полезная вместимость аккумуляторного бака, м3: 15

2.3. Подбор оборудования ХВО.

Подбираются фильтры 1 и 2 ступени, через которые вода пропускается последовательно для более надежного умягчения. Обычно фильтр 2 ступени является барьерным. Скорость фильтрации в 1 ступени принимается 5-10 м/ч, в барьерных 30 м/ч.

, отсюда

м2; м2

; м;м.

Принимаем 2 фильтра первой ступени с внутренним  корпуса 2600 мм, марка фильтров и фильтр второй ступени с внутренним  корпуса 1500 мм, марка фильтра Н. И один резервный первой ступени. Высота загрузки фильтра 2,5 и 1,5 метра.

3. Расчет системы ХВО.

Водоподготовка предназначена для котельной, оборудованной 5 водогрейными котлами .

Исходные данные:

Производительность одного котла 370 т/ч при давлении 2,5 МПа

Исходная вода поступает из водопровода в количестве, равном количеству питательной воды.

Общая жесткость

Карбонатная жесткость

Сухой остаток

Щелочность

По определенным характеристикам отдельных компонентов определяем величину относительной щелочности котловой воды.

где (щелочность химически обработанной воды)

- сухой остаток химически обработанной воды

>=20%

Данная проверка подтверждает возможность применения схемы Na-катионирования, т.к. относительная щелочность котловой воды не превышает 20%.

Рассчитываем фильтры:

Общее количество фильтров принимаем равным 4, из которых 2 фильтра первой ступени, один второй ступени и один резервный фильтр для обеих ступеней.

В качестве катиона используем сульфо

уголь с обменной способностью .

Число регенераций каждого фильтра не должно превышать 3 раз в сутки. Высоту загрузки сульфоугля 2 метра.

Устанавливаются фильтры I ступени диаметром 2600 мм и второй ступени 1500 мм.

Проверка скорости:

Фильтр первой ступени:

м/с

Фильтр второй ступени:

м/с

Скорости лежат в допустимых пределах.

После прохождения через фильтры I ступени вода практически снижает свою жесткость до 0,2-0,1 , поэтому общее количество солей жесткости, поглощаемое в фильтрах I ступени, составит:

Gр – производительность ХВО

Объем сульфоугля в каждом фильтре:

где Н– высота загрузки

Число регенераций натрий-катионовых фильтров I ступени в сутки:

рег/сут

Межрегенерационный период равен:

часов

Жесткость воды, поступающей в фильтр II ступени , а ее содержание на выходе из фильтра считают равным нулю, следовательно, количество солей жесткости, поглощаемое в фильтре II ступени:

Число регенераций фильтра II ступени:

Межрегенерационный период: часов

Определяем расход соли необходимый, для регенерации:

, где =200 – удельный расход соли

Объем 26% -раствора на одну регенерацию:

где =1,2кг/м3 – плотность раствора соли; р=26% - содержание соли в растворе.

м3

м3

Расход технологической соли в сутки:

кг/сут

Расход соли на регенерацию в месяц:

Резервуар мокрого хранения соли принимается из расчета месячного расхода с запасом 50% по СНиП: Vрез =1,5·Gмес =1,5·18,2=27,3 м3

Устанавливаем железобетонный резервуар емкостью V=28м3, размерами 4х3,5х2 м.

4. Предварительный расчет дымососа и дутьевого вентилятора.

4.1.Подбор дутьевого вентилятора.

Количество воздуха, на которое рассчитывается дутьевое устройство, определяют по уравнению:

; м3/ч

где 1,1- значение коэффициента учитывающего утечку воздуха через неплотности воздуховодов;

-значение коэффициент избытка воздуха в топке;

- максимальный расход топлива в м3/ч

- количество воздуха, необходимое для сжигания1 м3 топлива при 00 и 760 мм.рт.ст., в м3/ч

b - барометрическое давление в мм.рт.ст. в районе расположения котельной;

- температура подаваемого воздуха в градусах

Значение мало, поэтому поправка в большинстве случаев несущественная.

м3/ч

Исходя из найденной производительности, к установке принимаем дутьевой вентилятор марки ВДН-15 производительностью м3/ч.

4.1.Подбор дымососа.

Подбор дымососа осуществляется точно по таким же формулам, что и дутьевой вентилятор.

м3/ч

Исходя из найденной производительности, к установке принимаем центробежный дымосос ДН-19Б с производительностью м3/ч.

5. Определение требуемых площадей для оборудования. Компоновка главного корпуса котельной.

Мною была запроектирована котельная закрытого типа.

Здание имеет прямоугольную форму длинной 66 м. и шириной 30 м. Один торец здания является постоянным, а второй свободным, т.е. при необходимости увеличения мощностей здание можно расширить. Со стороны постоянного торца здания расположены административно-бытовые помещения. За ними в сторону свободного торца находится общий зал, в котором расположены: система ХВО, деаэратор и группа сетевых, подпиточных и рециркуляционных насосов.

Дальше расположены пять водогрейных котлов КВ-ТС-30-150П с воздухоподогревателями, вентиляторами и дымососами. В общем зале также расположен деаэратор установленный на высоте 8.5 м; теплообменники для подогрева холодной воды поступающей на ХВО.

Согласно СНиП 11-35-76 “Котельные установки” между котлами, технологическим оборудованием и стенами здания устроены проходы необходимой ширины.

Компоновка главного корпуса представлена в таблице 5.3. «Спецификация оборудования».

6.Аэродинамический расчет газовоздушного тракта. 6.1. Разработка расчетной аксонометрической схемы.

Табл.5.3. Спецификация оборудования

№поз.	Наименование, марка	количество	Характеристика
1	Котел водогрейный КВ-ТС-30-150П	5	Gн=370 т/ч Qн=34,89 МВт 24840х5580х9695мм
2	Воздухоподогреватель	2	1860х3382х4500
3	Насос сетевой воды: СЭ-1250-140-11 СЭ-500-70-16	2 2	1)Gн=1250 т/ч Hн=1,4 МПа 2510х1520х2250мм 2) Gн=500 т/ч Нн=0,7 МПа 2350х1095х1050мм
4	Насос сырой воды К-100-65-250 ЭПН-5/1-П	2 3	Gн=100 т/ч Hн=0,80МПа 1390х568хх605 2) Gн=5 т/ч Hн=0,75МПа 1190х377х441
5	Подпиточный насос К80-65-160	2	Gн=50 т/ч Hн=0,32МПа 1245х458х485
6	Рециркуляционный насос НКУ-250	3	Gн=250 т/ч Hн=0,32МПа 2140х593х880
7	Деаэратор ДА-50	1	Gн=50 т/ч Vб=15 м3
8	Фильтры ХВО I ступень ФИПа I-2,6-0,6 II ступень ФИПа II -1,5-0,6Н	3 1	Gн=130 т/ч Dвн=2000 h=4900мм Gн=90 т/ч Dвн=1500 h=3314мм
9	Резервуар для соли	1	Vб=28м3 4х3,5х2
10	Дутьевой вентилятор ВДН-15	1	Gн=50х103 т/ч 2629х2530х2430
11	Дымосос ДН-19Б	1	Gн=108х103 т/ч 2265х3313х2853

6.2 Аэродинамический расчет котла.

Наименование величины	Обозначение	Расчетная формула	Результат
Сопротивление первого газохода
Относительный продольный шаг труб			1,43
Относительный поперечный шаг труб			2,28
Средняя скорость газов в газоходе м/сек			9,87
Средняя температура газов в			655,2
Число рядов труб в глубину пучка по ходу газов			20
Значение коэффициента сопротивления одного ряда шахматного пучка	ξ0	ξ0= СSRl-0.27	0.081
Плотность газа при средней температуре в кг/м3	ср		0,39
Динамическое давление при средней скорости и средней плотности в мм. вод. ст.			1,93
			14,8
Значение коэффициента сопротивления поворота под 900 в первом газоходе	ξ		1
Сопротивление двух поворотов первого газохода в мм. вод. ст.	∆hпов	ξ	1,93
Сопротивление первого газохода	∆h1	∆hпуч+∆hпов	16,73
Сопротивление второго газохода
Средняя скорость газов в газоходе м/сек	wср		6,64
Средняя температура газов в 0С			351,5
Число рядов труб в глубину пучка по ходу газов	z2		20
Значение коэффициента сопротивления одного ряда шахматного пучка	ξ0		0,068
Плотность газа при средней температуре в кг/м3	ср		0,58
Динамическое давление при средней скорости и средней плотности в мм. вод. ст.			1,3
Сопротивление пучка труб первого газохода в мм. вод. ст.	∆hпуч	СS∆h(z2+1)Cd	8,86
Значение коэффициента сопротивления поворота под 900 в первом газоходе	ξ		1
Сопротивление двух поворотов первого газохода в мм. вод. ст.	∆hпов	ξ	1,3
Сопротивление первого газохода	∆h11	∆hпуч+∆hпов	10,16
Общее сопротивление котла
Суммарное сопротивление двух газоходов в мм. вод. ст.		∆h1+∆h11	26,89
Значение поправочного коэффициента, учитывающего камеру догорания	k		1,15
Общее сопротивление котла	∆hк	K (∆h1+∆h11)	30,9

6.3. Аэродинамический расчет воздухоподогревателя.

Аэродинамическое сопротивление воздухоподогревателя рассчитывается отдельно по ходу газов и отдельно по ходу воздуха.

Сопротивление проходу газов

Сопротивление проходу воздуха

7. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта. 7.1. Определение сечений воздуховодов и газоходов.

7.1.1. Определение сечений воздуховодов.

Определение расчетного объемного расхода:

где - секундный расход топлива, м3/с

- объём воздуха необходимого для горения (дымовых газов), м3/м3

- присос воздуха

Определение объемного расчетного расхода:

Допустимой скоростью для данного расхода, является скорость =10 м/с. Площадь сечения равна ,

7.1.2. Определение сечений газоходов.

Участок котел-воздухоподогреватель:

Определение объемного расчетного расхода:

С целью предотвращения загрязнения внутренних стенок газоходов, допустимая скорость принимается =12 м/с. Площадь сечения равна ,

Участок воздухоподогреватель-дымосос:

Определение объемного расчетного расхода:

С целью предотвращения загрязнения внутренних стенок газоходов, допустимая скорость принимается =12 м/с. Площадь сечения равна:

,

Участок дымосос – сборный коллектор

С целью предотвращения загрязнения внутренних стенок газоходов, допустимая скорость принимается =12 м/с. Площадь сечения равна ,

Участок сборный коллектор - дымовая труба

Определение объемного расчетного расхода:

С целью предотвращения загрязнения внутренних стенок газоходов, допустимая скорость принимается =12 м/с. Площадь сечения равна ,

7.2. Определение сопротивлений газовоздушного тракта.

Сопротивление газового тракта рассчитывается по формуле:

=40 Па Сопротивление топки

=309 Па Сопротивление котла

=154 Па Сопротивление воздухоподогревателя

Сопротивление дымовой трубы рассчитывается по формуле

где - потери давления в дымовой трубе

- потери давления на выходе из трубы

, Па

м/с

L=60 м- высота дымовой трубы

=0.05-коэффициент сопротивления для бетонных труб

Суммарное сопротивление дымовой трубы: =4,2+21,47=25,67Па

∆h уч.№1 Участок воздухоподогреватель-золоуловитель

Газоход размерами 1860х1860

Требуемая площадь живого сечения газохода: ;

Скорость движения газа =12 м/с.

Длина газохода: L=7,5м

коэффициент сопротивления для бетонных труб

где dэ- эквивалентный (гидравлический) диаметр

, где F-площадь живого сечения, U-полный периметр сечения, омываемый протекающей средой.

м

∆hl=∆hтр+∆hм=8,46+146,2=154,6 Па

∆h уч.№2 Участок дымосос - золоуловитель

Требуемая площадь живого сечения газохода ;

Скорость движения газа =12 м/с.

Длина газохода: L=8 м

коэффициент сопротивления для металлических труб

где d-требуемый диаметр газохода

dэ= где F- площадь живого сечения, U- полный периметр сечения, омываемый протекающей средой.

d=

∆hтр=

∑

∆hм=

∆h2=∆hтр+∆hм = 3,84+157,04=170.88

∆h уч.№3 Участок общий коллектор - дымосос

Требуемая площадь живого сечения газохода ;

Скорость движения газа =12м/с.

Длина газохода: L=5 м

коэффициент сопротивления для металлических труб

м

Сумма сопротивлений газового тракта

∆hг =∆hк +∆hт +∆hвл +∆hтр + ∆hуч = =309+40+154+25.67+127.68+170.88+154.6 =981,83Па

Сопротивление воздушного тракта принимаем по таблице равным ∆hв=650 Па.

8. Расчет и подбор золоуловителя

В качестве золоуловителей предлагается использовать блок-циклоны, расположенные за пределами котельной. Золоуловители устанавливаются между воздухоподогревателем и дымососом для снижения износа дымососов из-за сильной абразивности перекачиваемой среды.

1. Определяем секундный расход дымовых газов, очищаемых под каждым золоуловителем:

2. Находим значение плотности дымовых газов при

3. Задаемся аэродинамическим сопротивлением данного типа золоуловителя: ∆hзол=50Па, при этом устанавливаем, что

4. Определяем число элементов , входящих в блок-циклон, задаваясь диаметром корпуса каждого элемента D=650мм

следовательно, необходимо установить 2 золоуловителя с 8 элементами.

Сравнив табличные данные с расчетными, убеждаемся, что расчет произведен правильно и устанавливаемому золоуловителю соответствует типоразмер блоков 4х2-800

5. Определяем величину фактического аэродинамического сопротивления золоуловителя

6. Определяем производительность золоуловителя по числу элементов и их диаметрам.

7.Определяем среднюю скорость

9. Расчет вредных выбросов в атмосферу.

9.1. Определение высоты дымовой трубы.

1.Определяется выброс золы (г/с)

Мзол=

где ВР- расчетный часовой расход топлива всеми котлами, работающими на дымовую трубу т/час; ηзу- КПД золоуловителя, %; q4- потеря теплоты от механической неполноты горения,%.

2. Определяется выброс SO2(г/с)

где SP –содержание серы в рабочей массе топлива, %;

молекулярная масса SO2 и S.

3. Определяется выброс оксидов азота, рассчитываемый по NO2 (г/с)

г/с

где - поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива на выход оксидов азота;

поправочный коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов сгорания;

r - степень рециркуляции продуктов сгорания;

k-коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 т. сожженного топлива, определяется по формуле:

где QH, Q – номинальная и действительная теплопроизводительность котла, Гкал/ч.

4. Определяется диаметр устья дымовой трубы (м)

где VТР объемный расход продуктов сгорания через трубу, м3/с;

wвых – скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы.

Действительный диаметр устья трубы 3 м, wвых=25,7 м/с.

5. Определяется предварительная минимальная высота дымовой трубы (м).

где А – коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности;

- предельно допустимые концентрации SO2 и NO2;

z число дымовых труб;

- разность температуры выбрасываемых газов и средней температуры воздуха Co;

6. Определяется коэффициенты f и v M:

7. Определяется коэффициент m в зависимости от параметра f:

8. Определяется безразмерный коэффициент n в зависимости от параметра v:

n=1

9. Определяется минимальная высота дымовой трубы (м) во втором приближении

т.к. разница между Н1 и Н превышает 5 % необходимо выполнить второй уточняющий расчет.

Пересчитываем поправочные коэффициенты при Н1.

Вычисляем высоту трубы в третьем приближении

Принимаем дымовую железобетонную трубу 60 метров высотой.

10. При высоте трубы Н2 определяем максимальную приземную концентрацию каждого из вредных веществ:

Пересчитываем поправочные коэффициенты при Н2

Определяем максимальную приземную концентрацию

11. Проверяется условие, при котором безразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1:

9. Окончательный подбор дымососа и вентилятора. 9.1. Окончательный подбор дымососа.

Расчетное давление дымососа определяем по формуле

- Разряжение создаваемое дымовой трубой

=981.83 Па

По предварительному подбору принят дымосос марки ДН-19, производительностью 108000 м3/ч.

9.2. Окончательный подбор вентилятора.

По предварительному подбору вентилятора принята марка ВДН-15.

10 Краткое описание основных решений по топливоподготовке.

Топливо- уголь , доставляется к котельной по железной дороге в железнодорожных вагонах. Топливо взвешивается и разгружается на территории котельной на разгрузочных эстакадах. После разгрузки топливо направляют на склад с помощью транспортеров .

Запас топлива храниться непосредственно на территории котельной в штабелях под навесом , перед тем как пройдет дробильную установку, чтобы максимальный размер куска не превышал 40мм. Со склада с помощью транспортеров топливо подается в котельную, откуда направляется непосредственно в пневмозабрасыватель.

11. Расчет себестоимости вырабатываемой тепловой энергии.

1 Установленная мощность котельной

2 Годовой отпуск теплоты на отопление

3 Годовой отпуск теплоты на вентиляцию:

4 Отпуск теплоты на горячее водоснабжение:

5 Годовой отпуск теплоты от котельной:

6 Годовая выработка теплоты котельной:

7 Число часов использования установленной мощности котельной в году:

8 Удельный расход топлива на 1 отпущенный ГДж теплоты:

условного:

натурального:

9 Годовой расход топлива в котельной:

условного:

натурального:

10 Установленная мощность токоприемников:

11 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной:

12 Годовой расход сырой воды в котельной:

13 Удельный расход сырой воды:

При расчете себестоимости отпускаемой от котельной теплоты определяются:

1 Годовые затраты на топливо

2 Годовые затраты на электроэнергию:

3 Годовые затраты на использованную воду:

4 Годовые затраты на амортизационные отчисления:

5 Годовые затраты на текущий ремонт:

6 Годовые затраты на заработную плату эксплуатационного персонала котельной:

7 Прочие суммарные расходы:

8 Годовые эксплуатационные расходы по котельной:

9 Себестоимость отпущенной теплоты:

в том числе топливная составляющая:

10 Рентабельность капиталовложений:

11 Приведенные затраты на 1 ГДж отпущенной теплоты:

12. Основные технико-экономические показатели проекта.Таблица 12.4 Основные технико-экономические показатели проекта

Наименование	Обозначение	Результат
Месторасположение котельной		Симферополь
Состав основного оборудования		5КВ-ТС-30-150П
Топливо		Уголь
Система теплоснабжения		Закрытая
Установленная мощность котельной, МВт.		174,45
Годовая выработка теплоты, тыс ГДж/год		1001094
Годовой отпуск теплоты, тыс.ГДж/год		961053
Число часов использования установленной мощности, ч/год		1594
Удельный расход топлива на 1 отпущенный ГДж теплоты:
Условного, тут/ГДж		0,0403
Натурального, тнт/ГДж		0,05
Годовой расход топлива в котельной:
условного, тут/ГДж		38442,12
натурального, тнт/ГДж		48052,6
Удельный расход электрической мощности на собственные нужды, кВТ/МВт		32
Установленная мощность токоприемников, кВт		55824
Годовой расход воды, тыс. т / год		113731,44
Численность эксплуатационного персонала, чел	Ч
Годовые эксплуатационные расходы руб./год		95315792,32
Себестоимость отпускаемой теплоты, руб/ГДж		99,2
в том числе топливная составляющая руб/ГДж		68,5
Рентабельность капиталовложений, %		49
Приведенные затраты на 1 ГДж отпускаемой теплоты, руб/ГДж		99,18

Заключение.

В данном курсовом проекте был произведен расчет компоновки котельной с котлами КВ-ТС-30-150, работающими на угле Чульмаканского месторождения. В результате была выбрана и просчитана тепловая схема, работающая на закрытую систему теплоснабжения, произведен подбор оборудования, расчет системы ХВО и подбор оборудования ХВО. Выполнен аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла, подбор тягодутьевого оборудования. Произведена компоновка газовоздушного тракта и оборудования котельной. Выполнен расчет себестоимости отпускаемой теплоты.

Список используемых источников.

1. Делягин Г.И. Теплогенерирующие установки – М.; «Стройиздат», 1986 – 559с.

2. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное

проектирование – Л.; «Стройиздат», 1989-280с.

3. Гусев Ю.Л. Основы проектирования котельных установок. 2-е изд. – М.; «Стройиздат», 1973-248с.

4. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой и средней производительности / Под ред. К.Ф. Роддатис – М.; «Энергостройиздат» 1989-488с.