Рефераты → Технология → Те → Теплогенерирующие установки

Теплогенерирующие установки


Министерство
образования
РФ



УГТУ-УПИ



кафедра
"Промышленная
теплоэнергетика"


ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИЕ
УСТАНОВКИ


КУРСОВАЯ
РАБОТА


преподаватель:
Филиповский
Н.Ф.


студент:
С.П.



1851929



группа:
ТГВ-4


Екатеринбург



2001



Содержание


Задание
на курсовой
проект 2



Введение 3



1. Расчет
объемов воздуха
и продуктов
сгорания 6


2.
Расчет энтальпий
воздуха и продуктов
сгорания 7


3.
Тепловой баланс
котла и расход
топлива 8



4. Тепловой
расчет топочной
камеры 9



5. Расчет
конвективного
пучка 10



6. Расчет
экономайзера 12



7. Сводная
таблица теплового
расчета парогенератора 13



8. Проверочный
расчет 13



Литература 14



Задание
на проект

Тип
котла КЕ-6,5


тип
топки ТЧ прямого
хода


производительность D
= 6,5 т/ч = 1,8 кг/с


давление
пара в барабане Р
= 1,4 МПа


температура
уходящих газов tух
= 200о


топливо
по нормативному
методу № 11


температура
питательной
воды tпв
= 100о


температура
холодного
воздуха tхв
= 30о

район
Кемеровская
область


уголь кузнецкий


марка
угля Г


продукты
обогащения Р,
СШ


состав
топлива:


Wp 8,5


Ap 11


Skp 0,5


Sop 0,5


Cp 66,0


Hp 4,7


Np 1,8


Op 7,5


низшая
теплота
сгорания Qнр
= 6240 ккал/кг
= 26126 кДж/кг


приведенная
влажность на
1000 ккал Wп
= 1,36 %


приведенная
зольность на
1000 ккал Ап
= 1,76 %


выход
летучих в-в на
горючую массу Vг
= 40,0 %


температура
плавления
золы t1
= 1100 (1050-1250)


t2
= 1200 (1000-1370)


t3
= 1250 (1150-1430)

теоретически
необходимое
кол-во воздухадля
сжигания 1 кг
топлива Vо
= 6,88 м3/кг


VоRO2
(CO2+SO2)
= 1,24


VоH2O
= 0,74


VоN2
= 5,45


VоГ
= 7,43



Введение


Паровые
котлы типа КЕ
производительностью
от 2,5 до 10 т/ч


Паровые
котлы с естественной
циркуляцией
КЕ производительностью
от 2,5 до 10 т/ч со
слоевыми
механическими
топками типа
ТЧ предназначены
для выработки
насыщенного
или перегретого
пара, используемого
на технологические
нужды промышленных
предприятий,
в системах
отопления,
вентиляции
и горячего
водоснабжения.
Техническая
характеристика
приведена в
табл.1



Котел
типа КЕ состоит
из котла, топочного
устройства,
экономайзера,
арматуры, гарнитуры,
устройства
для подвода
воздуха в топку,
устройства
для удаления
отходящих
газов.



Топочная
камера образована
боковыми экранами,
фронтовой и
задней стенками.
Топочная камера
котлов паропроизводительностью
от 2,5 до 10 т/ч разделена
кирпичной
стенкой на
топку глубиной
1605-2105 мм и камеру
догорания
глубиной 360-745 мм,
которая позволяет
повысить КПД
котла снижением
механического
недожога. Вход
газов из топки
в камеру догорания
и выход газов
из котла асимметричные.
Под камеры
догорания
наклонен таким
образом, чтобы
основная масса
падающих в
камеру кусков
топлива скатывалась
на решетку.



В котлах
применена схема
одноступенчатого
испарения. Вода
циркулирует
следующим
образом: питательная
вода из экономайзера
подается в
верхний барабан
под уровень
воды по перфорированной
трубе. В нижний
барабан вода
сливается по
задним обогреваемым
трубам кипятильного
пучка. Передняя
часть пучка
(от фронта котла)
является подъемной.
Из нижнего
барабана вода
по перепускным
трубам поступает
в камеры левого
и правого экранов.
Питание экранов
осуществляется
также из верхнего
барабана по
опускным стоякам,
расположенным
на фронте котла.



Котлы с
решеткой и
экономайзером
оборудуются
системой возврата
уноса и острым
дутьем. Унос,
оседающий в
четырех зольниках
котла, возвращается
в топку при
помощи эжекторов
и вводится в
топочную камеру
на высоте 400 мм
от решетки.
Смесительные
трубы возврата
уноса выполнены
прямыми, без
поворотов, что
обеспечивает
надежную работу
систем. Доступ
к эжекторам
возврата уноса
для осмотра
и ремонта возможен
через люки,
расположенные
на боковых
стенках. В местах
установки люков
трубы крайнего
ряда пучка
вводятся не
в коллектор,
а в нижний барабан.



За котельными
агрегатами
в случае сжигания
каменных и
бурых углей
с приведенной
влажностью
Wпр < 8 устанавливаются
водяные экономайзеры,
а при сжигании
бурых углей
с приведенной
влажностью
Wпр = 8 — трубчатые
воздухоподогреватели.



Площадки
котлов типа
КЕ расположены
в местах, необходимых
для обслуживания
арматуры котлов.
Основные площадки
котлов: боковая
площадка для
обслуживания
водоуказательных
приборов; боковая
площадка для
обслуживания
предохранительных
клапанов и
запорной арматуры
на барабане
котла; площадка
на задней стенке
котла для
обслуживания
продувочной
линии из верхнего
барабана и для
доступа в верхний
барабан при
ремонте котла.
На боковые
площадки ведут
лестницы, на
заднюю площадку
— спуск (короткая
лестница) с
верхней боковой
площадки.



Каждый
котел типа КЕ
паропроизводительностью
от 2,5 до 10 т/ч оснащен
контрольно-измерительными
приборами и
арматурой.
Котлы оборудованы
двумя предохранительными
клапанами, один
из которых
контрольный.
У котлов с
пароперегревателями
контрольный
предохранительный
клапан устанавливается
на выходном
коллекторе
пароперегревателя.
На верхнем
барабане каждого
котла установлен
манометр; при
наличии пароперегревателя
манометр
устанавливается
и на выходном
коллекторе
пароперегревателя.
На верхнем
барабане
устанавливается
следующая
арматура: главный
паровой вентиль
или задвижка
(у котлов без
пароперегревателя),
вентили для
отбора проб
пара, отбора
пара на собственные
нужды. На колене
для спуска воды
установлен
запорный вентиль
с условным
проходом 50 мм.



У котлов
производительностью
от 2,5 до 10 т/ч через
патрубок
периодической
продувки
осуществляются
периодическая
и непрерывная
продувки. На
линиях периодической
продувки из
всех нижних
камер экранов
установлены
запорные вентили.
На паропроводе
обдувки установлены
дренажные
вентили для
отвода конденсата
при прогреве
линии и запорные
вентили для
подачи пара
к обдувочному
прибору.



На питательных
трубопроводах
перед экономайзером
устанавливаются
обратные клапаны
и запорные
вентили; перед
обратным клапаном
установлен
регулирующий
клапан питания,
который соединяется
с исполнительным
механизмом
автоматики
котла.



Котлы
типа КЕ обеспечивают
устойчивую
работу в диапазоне
от 25 до 100% номинальной
паропроизводительности.
Надежность
котлов характеризуется
следующими
показателями:



Средняя
наработка на
отказ, ч   3000



Средний
ресурс между капитальными
ремонтами, лет 
3



Средний
срок службы
до списания,
лет  20



Испытания
и опыт эксплуатации
большого числа
котлов типа
КЕ подтвердили
их надежную
работу на пониженном,
по сравнению
с номинальным,
давлении. С
уменьшением
рабочего давления
КПД котлоагрегата
не уменьшается,
что подтверждено
сравнительными
тепловыми
расчетами
котлов на номинальном
и пониженном
давлении. В
котельных,
предназначенных
для производства
насыщенного
пара, котлы
типа КЕ при
пониженном
до 0,7 МПа давлении
обеспечивают
такую же
производительность,
как и при давлении
1,4 МПа.



При работе
на пониженном
давлении
предохранительные
клапаны на
котле и дополнительные
предохранительные
клапаны, устанавливаемые
на оборудовании,
должны регулироваться
на фактическое
рабочее давление.


Табл. 1



Технические
данные котлов
КЕ-6,5 завода
Бийскэнергомаш



































Обозначение
(заводское)

Вид
топлива

Паропро-изводитель-ность
т/ч

Давление
пара, МПа(кг/см2)

Темпера-тура,
C°

Габариты
котла, мм (длина
х ширина х высота)



КЕ-6,5-14С-О

каменный,
бурый уголь

6,5

1,4(14)

194

7940х4640х5190



КЕ-6,5-14-225С-О

каменный,
бурый уголь

6,5

1,4(14)

225

7940х4910х5190



КЕ-6,5-14МТО

древесные
отходы, газ,
мазут

6,5

1,4(14)

194

10700х5050х7490



Котел
паровой типа
КЕ 6,5 т/ч


Табл.
2
































Заводскоеобозначение
котла

Конструктивные
размеры котлов,
мм

L1

L2

L3

L4

L5

L6

L7

n

КЕ-6,5-14С-О

3000

7940

5550

195

880

2580

4640

8


1.
Расчет объемов
воздуха и продуктов
сгорания


Табл.
3















































































































наим.
показателя

обозн.

Формула
или обоснование

размер-ность

топка

КП

ВЭК



коэф.
расхода воздуха

т
+
пр

-

1,4

1,5

1,6



средний
коэф. расхода
воздуха

ср

(т
+
i)/2

-

1,4

1,45

1,55



действительный
объем водяных
паров

VH2O

VоH2O+0,0161•(-1)
•
Vо

м3/кг

0,784

0,790

0,800



действительный
объем азота

VN2

VоN2
+ ( -
1 ) •
Vо

м3/кг

8,202

8,546

9,234



действительный
объем газов

VГ

(VоRO2
+
VоN2
+ VоH2O)+(-
1) •
Vо

м3/кг

10,182

10,526

11,214



объемные
доли трехатомных
газов

rRO2

VоRO2
/ VГ

-

0,122

0,118

0,111



объемные
доли водяных
паров

rH2O

VоH2O
/ VГ

-

0,0766

0,075

0,0713



суммарная
объемная доля
излучающих
газов

rп

rH2O
+ rRO2

-

0,199

0,193

0,182



доля
золы топлива,
уносимая с
продуктами
сгорания

аун

по
табл. 2.3 [1]

-

0,95

массовый
расход газов
при сжига-нии
1 кг топлива

G

1-0,01•Ар+1,306
• 
•
Vо

кг/кг

13,47

13,92

14,82



концентрация
частиц золы

зл


0,01 •
(Ар
• аун
)
_


Gг

кг/кг

7,76•10-3

7,51•10-3

7,05•10-3



2.
Расчет энтальпий
воздуха и продуктов
сгорания


Табл.
4





















































































































































































































t


оС


Iог


кДж/кг


Iов


кДж/кг


Iзл


кДж/кг

IГ
= IоГ
+
(-1)
• IоВ
+ IЗЛ,
кДж/кг



топка

КП

ВЭК



30

1026

909

100

2077

1830

8,5

150

3161

2763

13,0

200

4279

3718

17,7

6156

6327



300

5426

4698

27,6

7802

400

6590

5698

37,6

9477

500

7792

6724

48,1

11202

600

9027

7758

58,6

12964

700

10291

8796

69,5

13879

14759

800

11568

9860

80,3

15592

16578

900

12849

10948

91,2

17320

1000

14139

12041

102,9

19058

1100

15458

13134

115,0

20826

1200

16806

14256

127,9

22636

1300

18137

15378

141,3

24430

1400

19490

16496

160,9

26249

1500

20854

17618

181,8

28084

1600

22219

18740

197,3

29913

1700

23605

19887

215,0

31775

1800

24983

21039

229,5

33628

1900

26381

22190

244,2

35501

2000

27779

23337

260,2

37375


3.
Тепловой баланс
котла и расход
топлива

Тепловой
баланс составляется
применительно
к установившемуся
состоянию
котельного
агрегата на
1 кг твердого
топлива при
0 оС
и давлении 0,1
МПа.

Общее
уравнение
теплового
баланса имеет
вид:


100
= 
+ q2
+ q3
+ q4
+ q5
+ q6,
%


где
q2,
q3,
q4,
q5,
q6
– потери теплоты
в процентах.


Табл.
5











































































































































Рассчитываемая
величина

Обозна-чение

Формула
или обоснование

Расчет

Значе-ние

Размер-ность



Потери
тепла от химической
неполноты
сгорания топлива

q3

по
табл. 2.3 [1]

0,5

%



Потери
тепла от механической
неполноты
сгорания топлива

q4

по
табл. 2.3 [1]

3,0

%



Потери
тепла с уходящими
газами

q2


(Iух–ух
• Iох
) • (100-q4)


Qрн

(6527–1,6•909)
• (100–3,0) / 26126

18,77

%



энтальпия
уходя-щих газов
при tух

Iух

по
табл. 4

6527

кДж/кг



коэф.
избытка воздуха
в уходящих
газах

ух

по
табл. 3

1,6

энтальпия
холод-ного
воздуха, при
tхв=30о

Iохв

по
табл. 4

909

кДж/кг



Потери
тепла от наружного
охлаждения

q5

по
рис. 3.1 [1]

2,3

%



доля
шлакоулавливания
в топочной
камере

ашл

1
– аун

1
– 0,95

0,05

энтальпия
шлака

(ct)шл

по
табл. 3.1 [1]

1470

кДж/кг



Потери
с физичес-кой
теплотой шлака

q6


ашл
• (ct)шл
• Ар
_


Qрн


0,05 • 1470 •
11 _


26216

0,03

%



КПД
котлоагрегата

100
– (q2+q3+q4+q5+q6)

100–(18,77+0,5+
3,0+2,3+0,03)

75,4

%



Коэффициент
сохранения
тепла

1
- q5

_


 +
q5

1
– 2,3 _


75,4
+ 2,3

0,97

%



энтальпия
перегретого
пара

iпп

По
табл.

3308

кДж
/кг



энтальпия
питательной
воды

iпв

По
табл.

419

кДж/кг



Расход
топлива

В

D
•
(
iпп
– iпв
) _


 • Qрн

1,8
• ( 3308 – 419)


0,754
• 26216

0,325

кг/с



Расчетный
расход топлива

Вр

В
• ( 1 – 0,01 • q4
)

0,325•(1–0,01•3,0)

0,315

кг/с



4.
Тепловой расчет
топочной камеры


Табл.
6



































































































































































































































Рассчитываемая
величина

Обозна-чение

Формула
или обоснование

Расчет

Значе-ние

Размер-ность



Объем
топк

Vт

принимаем
конструктивно

14,77

м3



Полная
площадь поверностей
топки

Fсм


_____


6
• 3

Vт2


_____


6
• 3

14.772

36,12

м2



Радиационная
площадь поверхности
нагрева

Hл

принимаем
конструктивно

24,78

м2



Степень
экранирования

э

Hл
/
Fсм

24,78
/ 36,12

0,69

температуру
воздуха на
входе в воздухоподогреватель

t`вп

по
табл. 1.4 [1]

45

оС



температуру
подогрева
воздуха

tгв

по
табл. 1.5 [1]

350

оС



энтальпия
горячего воздуха

Iогв

по
табл. 4

4208

кДж/кг



Тепло
вносимое воздухом
в топку

Qв

Iогв•т

4208•1,4

5891

кДж/кг



Полезное
тепловы-деление
в топке

Qт

Qнр•(100-q3-q4-q6)
/ /(100-q4)+ Qв

21216•(100-0,5+3+
+0,03)/(100-3)+5891

26991

кДж/кг



Теоретическая
температура
горения

tтеор

по
табл. 4

1943

оС



Относит.
положение
горелок

xг

принимаем
конструктивно

0,14

Коэф.
ядра факела

М

0,59-0,5•хг

0,59-0,5•0,14

0,52

Теплонапряжение
стен топки

Q/Fсм

Вр•Qт/Fсм

0,315•26991/36,12

235,39

кВт/м2



Эффективная
толщи-на излучающего
слоя

s

3,6•Vт/Fсм

3,6•14,77/36,12

1,47

м



Произведение
Ph•s

Ph•s

P•rn•s

1•0,199•1,47

0,3

бар•м



Коэф.
ослабления
лучей:

Принимаем
t"=1000oC

трехатомными
газами

кr

по
номограмме

0,7

1/бар•м



золовыми
частицами

кзл

по
номограмме

6,4

1/бар•м



остатками
кокса

кк

по
номограмме

1

1/бар•м



безразмерные
величины

x1


x2

0,5


0,03

Оптическая
толщина

kps

(кr•rn+кзл•зл+кк•х1•ч2)
•Р•S

(0,7•0,199+6,4•
7,76•10-3+
1•0,5•0,03) •1•1,47

0,3

бар•м



Степень
черноты факела

аф

1-е-kps

1-e-0,3

0,26

Коэф.
тепловой
эффективности

х•

0,99•0,6

0,59

Степень
черноты топки

ат


аф
_


аф+(1-аф)•


0,26 _


0,26+(1-0,26)•
0,59

0,37

Температура
газов на выходе
из топки

t"т

по
номограмме

945

oC



Энтальпия
газов на выходе
из топки

I"т

по
табл. 4

13494

кДж/кг



Тепло,
передаваемое
топке излучением

Qтл

• (Qт-
I"т)

0,97•(26991-13494)

13092

кДж/кг



5. Расчет
конвективного
пучка



Табл.
7




























































































































































































































































Рассчитываемая
величина

Обозна-чение

Формула
или обоснование

Значение
при

Размер-ность



400
оС

300
оС

200
оС



Полная
поверхн. КП

Н

конструктивно

147,8

м2



Диаметр
труб

d

конструктивно

51х2,5

мм



Относительный
шаг поперечных

S1/d

конструктивно

2,16

мм



Относительный
шаг продольных

S2/d

конструктивно

1,76

мм



Живое
сечение газов

F

конструктивно

1,24

м2



Эффективная
тощина излучающего
слоя

S

0,9•d•(
4 • S1•S2_)-1


 •
d2

0,18

м



Температура
газов перед
КП

t'r

из
расчета топки


t'r=
t"т

945

oC



Энтальпия
газов перед
КП

I'r

из
расчета топки


I'r=
I"т

13494

кДж/кг



Температура
газов за КП

t"r

Принимаем
предварительно

400

300

200

oC



Энтальпия
газов за КП

I"r

по
табл. 4

6590

5426

4279

кДж/кг



Тепловосприятие
по балансу

Qб

•(I'r-
I"r)

6697

7826

8939

кДж/кг



Температ.
насыщения

ts

по
табл.



194

oC



Средняя
температура
газов

trср

(t'r+t"r)/2

673

623

573

oC



Средний
температурный
напор

t


tб-tм
_


ln
tб/tт

421,5

329

153,7

oC



Средняя
скорость газов
в
пучке

Wr


Вр•Vг

•

(trср+273)


F
273

9,26

8,77

8,29

м/с



Коэф.
теплоотдачи
конвекцией

k

по
рис. 2 [2]

75

73

71

Вт/м•К



Произведение
Ph•s

Ph•s

P•rn•s

0,035

бар•м



Коэф.
ослабл. лучей:

трехатомными
газами

кr

по
номограмме

1,25

1,4

1,6

1/бар•м



золовыми
частицами

кзл

по
номограмме

9,9

10,7

11,7

1/бар•м



Оптическая
толщина

kps

(кr•rn+кзл•зл)
•Р•S

0,051

0,061

0,071

-



Степень
черноты газового
потока

аг

1-е-kps

0,048

0,058

0,068

-



Температура
загрязненной
стенки

t3

ts+t

615,5

523

347,7

oC



Коэф.
теплоотдачи
излучением

л

л=н+аи+сг


по
рис. 4 [2]

4,51

4,28

4,07

Вт/м•К



Коэф.
тепловой
эффективности

0,65

Коэф.
теплоотдачи

к

•(k+л)

51,6

50,2

48,7

Вт/м•К



Тепловосприятие
КП по ур-ию
теплообмена

Qт


к•t•Н•10-3


Вр

10205

7749

3512

кДж/кг



Действительная
температ. за
КП

t"кп

305

oC



Действительная
энтальпия за
КП

I"кп

по
табл. 4

7835

кДж/кг



Действительное
тепловосприятие
по балансу

Qбд

•(I'r-
I"КП)

5556

кДж/кг


Действительная
температура
за КП



6. Расчет
экономайзера


Табл.
8



























































































































































































































Рассчитываемая
величина

Обозна-чение

Формула
или обоснование

Расчет

Значе-ние

Размер-ность



Температура
газов на выходе

t'г

из
расчета КП


t'г=t"кп

305

oC



Энтальпия
газов на входе

I'г

из
расчета КП


I'г=I"кп

7835

кДж/кг



Температура
воды на входе
в экономайзер

t'пв

по
условию

100

oC



Энтальпия
воды на входе
в экономайзер

i'пв

i'пв•4,19

419

кДж/кг



Температура
газов на выходе

t"г

t"г=tух

200

oC



Энтальпия
газов на выходе

I"г

по
табл. 4

6327

кДж/кг



Присос
воздуха


 

по
табл. 3

0,1

-



Тепловосприятие
по балансу

Qб

•(I'r
-
I"r+•Iохв)

0,97•(7835-6327+0,1•909)

1599

кДж/кг



Энтальпия
воды на выходе

i"пв

i'пв+Qб•Вр/Д

419+1599•0,315/1,4

687

кДж/кг



Температура
воды на выходе

t"пв

i"пв
/4,19

687/4,19

164

oC



Температурный
напор на входе
газов

t'

t'г-
t"пв

305-164

141

oC



Температурный
напор на выходе
газов

t"

t"г-
t'пв

200-100

100

oC



Средний
температурный
напор

t

(t'+t")/2

(141+100)/2

120,5

oC



Средняя
температура
газов

tгср

(t'г+
t"г)/2

(305+200)/2

252,5

oC



Средняя
температура
воды

tпвср

(t'пв+
t"пв)/2

(100+164)/2

132

oC



Температура
загрязненной
стенки

tз

tгср+25

132+25

157

oC



Объем
газов на 1 кг
топлива

Vг

по
табл. 3

11,214

м3/кг



Средняя
скорость газов

Wг

5
– 12

8

м/с



Живое
сечение для
прохода газов

F


Вр•Vг
•
(tгср+273)_


Wг

• 273

0,315•11,214•(252,5+273)


8
• 273

0,84

м2



Требуемое
живое сечение
для прохода
газов

Fтр

конструктивно

0,12

м2



Число
труб в горизонтальном
ряду

n

F/Fтр

0,84/0,12

7

шт.



Коэф.
теплоотдачи

k

k=kн•сv

18•1,05

18,9

Вт/м•К



Поверхность

/> обмена по уровню
теплобмен.

H


Qб•Вр•103_


k
• t


1405•0,315•103_


18,9•110,5

212

м2



Требуемая
поверхность
нагрева со
стороны газов

Hтр

конструктивно

2,95

м2



Общее
число труб

N

Н/Нтр

212/2,95

71,8

шт.



Число
рядов труб
по вертикали

n

N/n

71,8/7

10

шт.



7. Сводная
таблица теплового
расчета парогенератора



Табл.9




















































Величина

размерность

топка

КП

ВЭК



температура
газов на входе

oC

30

945

305



температура
газов на выходе

oC

945

305

200



Тепловосприятие

кДж/кг

13092

5556

1599



температура
теплоносителя
на входе

oC

100

194

164



температура
теплоносителя
на выходе

oC

194

164

100



скорость
газов

м/с

8,77

8


8.
Проверочный
расчет

Qнр
• 
/ 100 = ( Qлг
+ Qбкп
+ Qбвэк
) • ( 1 – q4
/ 100 )

26126
• 75,4 / 100 = ( 13092 + 5556
+ 1599
) • ( 1 – 3 / 100 )


19699
= 19639

(
19699
–
19639
) • 100 % = 0,3 %



19699

Ошибка
составляет
0,3 %



Литература

1.
"Расчет топки":
Методические
указания к
курсовому
проекту по
курсу "Котельные
установки"
для студентов
специальности
29.07 и 10.07. Екатеринбург,
изд. УПИ им.С.М.Кирова,
1991.


2.
"Расчет конвективных
поверхностей
котла": Методические
указания к
курсовому
проекту по
курсу "Теплогенераторные
установки"
для студентов
специальности
29.07 и 10.07. Екатеринбург,
изд. УГТУ-УПИ,
1994.


3.
Сидельников
Л.Н, Юренев В.Н.
Котельные
установки
промышленных
предприятий.
М.: Энергоатомиздат,
1988.


4.
Зыков А.К. Паровые
и водогрейные
котлы: Справочное
пособие. – М.:
Энергоатомиздат,
1987.


5.
http:/www.kotel.ru –
официальный
сайт завода
"Бийскэнергомаш".



21




Министерство
образования
РФ



Уральский
государственный
технический
университет



кафедра
"Промышленная
теплоэнергетика"


ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИЕ
УСТАНОВКИ


КУРСОВОЙ
ПРОЕКТ


преподаватель:
Филиповский
Н.Ф.


студент:
С.П.



1851929



группа: ТГВ-4


Екатеринбург



2002



Содержание


Принципиальная
схема котельной 1



Исходные
данные. 2



1. Тепловой
расчет котельной 3



Тепловой
расчет подогревателя
сетевой воды
5



Тепловой
расчет охладителя
конденсата
6



Расчет сепаратора
непрерывной
продувки 7



Расчет
теплообменника
продувочной
воды 8



Расчет подогревателя
сырой воды 9



Расчет конденсатного
бака 10



Расчет барботажного
бака 10



Расчет
теплообменника
питательной
воды 11



Расчет деаэратора 12



Расчет
производительности
котельной 12



2. Расчет
химводоподготовки 13



2.1. Выбор схемы
приготовления
воды 13



2.2. Расчет
оборудования
водоподготовительной
установки 15



3. Расчет и
выбор насосов 16



4. Аэродинамический
расчет котельной 18



4.1. Расчет газового
тракта (расчет
тяги) 18



4.2. Расчет самотяги
дымовой трубы 19



4.3. Расчет
дымососов и
дутьевых
вентиляторов 20



Список литературы 21



Исходные
данные
















































































































































































































































Наименование
величин		 Обоз н. Ед изм. Знач. Примечание
Вариант 11
Тип котла КЕ-6,5
Производительность
котла


Дн


 т/ч 6,5 = 1,8 кг/с
Отопительная
нагрузка


Qт


 Гкал/ч 10,6 = 12,3 МВт
Расход пара
на производство


Дп


 т/ч 10,6 =2,94 кг/с
Возврат
конденсата
с производства


Gк.п


% от Дп


 49 = 1,44 кг/с
Температура
конденсата
с пр-ва


tк.п


оС


 49
Температура
питательной
воды


tпв


оС


 100 По расчету
котла
Температура
прямой сетевой
воды


tт1


 C 95
Температура
обратной сетевой
воды


tт2


 C 70
Температура
сырой воды
на входе в
котельную


tхв


 C 5 Принимается
Температура
сырой воды
перед химводоочисткой


tсв


 C 30 Принимается
Температура
продувочной
воды после
теплообменника
продувочной
воды		 t C 40 Принимается
Температура
конденсата
от блока подогревателей
сетевой воды


tкт


 C 80 Принимается
Энтальпия
конденсата
от блока подогревателей
сетевой воды


iкт


 КДж/кг 335
Температура
деаэрированной
воды после
деаэратора


tдв


 C 110
Параметры
пара, вырабатываемого
котлами (до
редукционной
установки)
Давление


P1


 МПа 1,4 Из таблиц
насы-щенного
пара и воды
при давлении
1,4 МПа
Температура


t1


 C 194
Удельный
объем пара


V1


м3/кг


 0,14
Удельный
объем воды


V2


м3/кг


1,15•10-3


Энтальпия
пара


i1


 КДж/кг 2788,4
Энтальпия
воды


i1'


 кДж/кг 830
Параметры
пара после
редукционной
установки:
Давление


P2


 МПа 0,7 Из таблиц
насы-щенного
пара и воды
при давлении
0,7 МПа
Температура


t2


 C 164,2
Удельный
объем пара


V1


м3/кг


 0,28
Удельный
объем воды


V2


м3/кг


1,11•10-3


Энтальпия
пара


i2"


 КДж/кг 2763
Энтальпия
воды


i2'


 КДж/кг 694
Параметры
пара, образующегося
в сепараторе
непрерывной
продукции:
Давление


P3


 МПа 0,17 Из таблиц
насы-щенного
пара и воды
при давлении
0,17 Мпа
Температура


t3


 C 104,8
Удельный
объем пара


V1


м3/кг


 1,45
Удельный
объем воды


V2


м3/кг


1,05•10-3


Энтальпия
пара


i3


 КДж/кг 2700
Энтальпия
воды


i3'


 439,4


Котел


2. Экономайзер


3. Распределительная
гребенка


4. Редукционное
устройство


5. Сетевой
насос


6. Подогреватель
сетевой воды


7. Охладитель
конденсата


8. Конденсатный
бак


9. Конденсатный
насос


10. Деаэратор


11. Теплообменник
питательной
воды


12. Паровые
питательные
насосы


13. Электирческие
питательные
насосы


14. Сепаратор
непрерывной
продувки


15. Подогреватель
сырой воды №
2


16. Подогреватель
сырой воды №
1


17. Химводоочистка


18. Барботажный
бак


19. Канализация


20 Насосы
сырой воды


21 Подпиточные
насосы


1.
РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ
СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ



Для расчета
принимается
тепловая схема
отопительно-производственной
котельной с
паровыми котлами
КЕ-6,5 для закрытой
системы теплоснабжения.
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.












































































































































































































Наименование
величин

Обоз.

Ед.
изм.

Расчетная
формула или
обоснование

Расчет

Значе-ние


Расчетный
расход сетевой
воды

Gсет


 кг/с

Qт
.(tт1-tт2)
• C

12,33
• 103
. (95 –
70) • 4,19


 117,7
Скорость
воды в трубопроводах

Vв


 м/с принимается 1,5
Диаметр
трубопровода
сетевой воды

dyсет


 мм






300


(316)


Скорость
пара в паропроводах

Vп


 м/с принимается 30
Диаметр
паропровода
на производство

dyпр


 мм






125


(132)


КПД
теплообменника
(сетевой воды)




 принимается 0,98
Расход
пара на подогреватели
сетевой воды

Дт


 кг/с

Qт
.(i2"
- iкт)
• 

12,33
• 103
.(2763-335)
•0,98


 5,18
Диаметр
паропровода
к теплообменникам
сетевой воды
до РУ

dyт


 мм






200


(175)


Диаметр
паропровода
к теплообменникам
сетевой воды
после РУ

dyт


 мм






250


(248)


Паровая
нагрузка на
котельную за
вычетом расходов
пара на деаэрацию,
подогрев сырой
воды, внутрикотельные
потери

Дк'


 кг/с

(Дт
+ Дп)
• 1,1


 (5,18
+ 2,94 ) • 1,1		 8,95
Число
котлов		 n щт.

Дк'
/ Дн


 8,95
/ 1,8		 5
Производительность
котельной
фактическая

Дк


 кг/с

Дн
• n


 1,8
• 5		 9
Диаметр
магистрального
паропровода
от котлов

dyк


 мм






250


(231)


Диаметр
трубопровода
питательной
воды

dyпс


 мм






100


(87)


Расход
подпиточной
воды на восполнение
утечек в теплосети

Gут


 кг/с

1,5
% от Gсет


 0,015
• 117,7		 1,76
Диаметр
трубопровода
подпитки сетевой
воды

dyпс


 мм






40


(38)


Количество
подпиточной
воды для производства

Gподп.п


 кг/с

Дп
– Gкп


 2,94
– 1,44		 1,5
Диаметр
трубопровода
конденсата
с производства

dyкп


 мм






32


(35)


Внутрикотельные
потери пара

Дпот


 кг/с

1%
от Дк


 0,01
• 9		 0,09
Расход
пара на собственные
нужды

Дсн


 кг/с

1%
от Дк

0,01
• 9


 0,09
Диаметр
паропровода
на собственные
нужды

dyсн


 мм






25


(23)



Коэффициент
собственных
нужд химводоочистки

Ксн.хво


 принимается
из расчета
ХВО		 1,1
Общее
количество
подпиточной
воды, поступающее
на ХВО

Gхво


 кг/с

(Gут
+ Gпод.пр.
+ Дсн
+ Дпот)
• Ксн.хво


 3,78
(1,76
+ 1,5 + 0,09 + 0,09 + 0,09 ) • 1,1
Диаметр
трубопровода
подпиточной
воды, поступающее
на ХВО

dyхво


 мм






65


(57)












































































Расчет
пароводяного
подогревателя
сетевой воды
(поз.6)




Дт = 5,18
кг/с


t1
= 196 оС




Gкт
= 5,18 кг/с


tкт
= 80 оС




tкт’
= 164 оС




Gсет
= 117,7 кг/с


tт1
= 95 оС




Gсет
= 117,7 кг/с


tт2
= 70 оС




tт2’
= 73,7 оС




Наименование
величин

Обоз.

Ед.
изм.

Расчетная
формула или
обоснование

Расчет

Значе-ние


Количество
теплоты расходуемое
в подогревателе
сетевой воды

Q1


 кВт

Дт
• (i1"-i2')
• 


 5,18
• (2788-694) • 0,98

10,5•103


Температура
сетевой воды
между теплообменниками
(из теплового
баланса):

tт2'

C

tт1
– Q1
.
с• Gсет

95
–
10500 .
4,19 • 117,7


 73,7
Средний
температурный
напор

tб


tм


tб/tм


t

оС


t2
– tт2'



t2'
– tт1

(tб-tм)/2,3•ln(tб/tм)


196-73,7



164,2-95



122,3/69,2


(112,3-69,2)/2,3•ln(122,3/69,2)


122,3



69,2


1,76>1,7


40,5


Коэффициент
теплопередачи
теплообменника		 k принимается 3000
Коэффициент
загрязнения
поверхностей
теплообмена		 b принимается 0,85
Поверхность
нагрева пароводяного
подогревателя		 H

м2

Q1
. k •
t
• b



10,5
• 106
. 3000
• 40,5 • 0,85


 101,6
К
установке
принимаем 2
подогревателя		 H

м2


 H/2 101,6
/ 2		 50,8

Принимаем
горизонтальный
пароводяной
подогреватель
типа ТКЗ № 5


H=66,0 м2,
S=0,436 м2, G=400 т/ч,


l1=3150
мм, l2=3150
мм, H=1170
мм, D=630
мм, M=800
мм

























































Расчет
водоводяного
охладителя
конденсата
(поз.7)



Наименование
величин

Обозн.

Ед
изм.

Расчетная
формула или
обоснование

Расчет

Значе-ние


Количество
теплоты расходуемое
в подогревателе
сетевой воды

Q2


 кВт

Дт
• (i2'-iкт)
• 


 5,18
• (694-335) • 0,98

1,8•103


Средний
температурный
напор

tб


tм


tб/tм


t

оС


t2
- t2'



tкт
- tт2

(tб-tм)/2,3•ln(tб/tм)


164,2-73,7



80-70



90,5/10


(90,5-10)/2,3•ln(90,5/10)


90,5



10



9,05>1,7


15,9


Поверхность
нагрева охладителя
конденсата		 H

м2

Q2
. k •
t
• b



1800
• 103
.3000 •
15,9 • 0,85


44,9
К
установке
принимаем 2
подогревателя		 H

м2


 H/2 44,9
/ 2		 22,45
Диаметр
трубопровода
конденсата

dyкт


 мм






65


(66)



Принимаем
горизонтальный
водоводяной
подогреватель
ВВП-250


H=22,8 м2,
S=0,0186 м2, G=250 т/ч,


L=4930
мм, H=550
мм, D=273
мм


























































































































































































Расчет
Сепаратора
непрерывной
продувки
(поз.14)




Д’пр
= 0,154 кг/с


t2
= 104,8 оС




Gпр
= 0,9 кг/с


t1
= 196 оС




G’пр
= 0,74 кг/с


t2
= 104,8 оС





Наименование
величин

Обозн.

Ед
изм.

Расчетная
формула или
обоснование

Расчет

Значе-ние


Величина
непрерывной
продувки		 р Предварительно
принимается
из расчета
химводоочистки		 0,1
Количество
продувочной
воды, поступающей
в сепаратор
непрерывной
продувки

Gпр


 кг/с

Дк
• р


 9
• 0,1		 0,9
Диаметр
трубопровода
продувочной
воды

dyпр


 мм






32


(29)


Степень
сухости пара		 х Принимается 0,97
Теплота
парообразования		 r кДж/кг 2244
Коэффициент
теплопотерь
через трубы
и расширитель
в сепараторе

2


 Принимается 0,98
Количество
пара получаемого
в сепараторе		 d кг/кг

(
i1'
• 2
– i3'
)


(
x • r )


( 830 • 0,98 – 439,4 )


(0,97
• 2244)


 0,172
Количество
пара на выходе
из сепаратора

Д'пр


 кг/с

d
• Gпр


 0,172
• 0,895		 0,154
Диаметр
паропровода
на собственные
нужды

dyпр1


 мм






100


(97)


Количество
продувочной
воды, на выходе
из сепаратора

G'пр


 кг/с

Gпр-
Д'пр


 0,895
– 0,154		 0,74
Диаметр
трубопровода
продувочной
воды из сепаратора

dyпр2


 мм






25


(27)


Удельный
объем пара		 v

м3/кг


 1,45
Допускаемое
напряжение
парового объема		 R

м3/м3•ч


 принимается 1000
Объем
расширителя
непрерывной
продувки

Vп

м3

Д'пр
• v / R


 504
• 1,45 / 800		 0,73
Полный
объем расширителя
непрерывной
продувки

Vp

м3

Vп
• 100 / 70

0,73
• 100 / 70


 1,04

Расчет
теплообменника
продувочной
воды
(поз.15)




G’пр
= 0,74 кг/с


t2
= 104,8 оС




Gхво
= 3,78 кг/с


tсв
= 5 оС




Gхво
= 3,78 кг/с


tсв‘=
17,7 оС




G’пр
= 0,74 кг/с


tпр.б
= 40 оС





Наименование
величин

Обозн.

Ед
изм.

Расчетная
формула или
обоснование

Расчет

Значе-ние


Количество
теплоты расходуемое
в подогревателе
сетевой воды

Q3


 кВт

G'пр
• (i3'-iпр.б)
• 

0,74
• (439,4-167,7) • 0,98


 197
Температура
сетевой воды
между теплообменниками
(из теплового
баланса):

tсв'

C

tсв
+ Q3
.
с• Gхво

5
+ 197
.
4,19 • 3,78


 17,7
Средний
температурный
напор

tб


tм


tб/tм


t

оС


t3
– tсв'



tпр.б
– tсв

(tб-tм)/2,3•ln(tб/tм)


104,8-17,7



40-5



87,1/35


(87,1-35)/2,3•ln(87,1/35)


87,1



35


2,48>1,7


24,9


Поверхность
нагрева теплообменника		 H

м2

Qсв
. k •
t
• b



197
• 103
.3000
• 24,9 • 0,85


3,1

Принимаем
горизонтальный
водоводяной
подогреватель
ВВП-100


H=3,58 м2,
S=0,0029 м2, G=45 т/ч,


L=4580 мм,
H=300 мм, D=114 мм































































Расчет
подогревателя
сырой
воды
(поз.16)





Gхво
= 3,78 кг/с


tсв‘=
17,7 оС




Gхво
= 3,78 кг/с


tхво
= 30 оС




Дср
= 0,09 кг/с


t1
= 196 оС




Gср
= 0,09 кг/с


t2
= 164 оС





Наименование
величин

Обозн.

Ед
изм.

Расчетная
формула или
обоснование

Расчет

Значе-ние


Количество
теплоты расходуемое
в подогревателе
сетевой воды

Q4


 кВт

Gхво
• (tхво-tcв')
• с


3,78
• (30-17,7) • 4,19		 195
Расход
пара на подогреватель
сырой воды

Дср


 кг/с

Q4
.(i1"
– i2')
• 

195

.(2788-694)
•0,98


 0,09
Диаметр
паропровода
на собственные
нужды

dyср1


 мм






25


(23)


Диаметр
трубопровода
продувочной
воды из сепаратора

dyср2


 мм






10


(9)


Температура
сетевой воды
между теплообменниками
(из теплового
баланса):

tсв'

C

tсв
+ Q3
.
с• Gхво
• 

5
+ 195
.
4,19 • 3,78• 0,98


 17,7
Средний
температурный
напор

tб


tм


tб/tм


t

оС


t3
– tсв'



tпр.б
– tсв

(tб-tм)/2


196-17,7



164-30



176,3/134


(176,3+134)/2


176,3



134


1,3 20мг/л
- необходимо
дополнительное
снижение концентрации
углекислоты.


К установке
принимается
обработка воды
по схеме двухступенчатого
Na-катионирования.



2.2. РАСЧЕТ
ОБОРУДОВАНИЯ
ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ
УСТАНОВКИ



Для сокращения
количества
устанавливаемого
оборудования
и его унификации
принимают
однотипные
конструкции
фильтров для
первой и второй
ступени. Для
второй ступени
устанавливаем
два фильтра:
второй фильтр
используется
для второй
ступени в период
регенерации
и одновременно
является резервным
для фильтров
первой ступени
катионирования.


Скорость
фильтрования
принята в зависимости
от жесткости
исходной воды



Жив
= 7,13 мг.экв/л => ф
= 15 м/ч [2].


Коэффициент
собственных
нужд химводоочистки



Кс.н.хво
= 1,1


Количество
сырой воды,
поступающей
на химводоочистку



Gс.в
= Кс.н.хво
• Gхво
= 1,1 • 3,44 = 3,78 кг/с


Площадь
фильтров



F'ф
= Gс.в
/ ф
=3,78 • 3,6 / 15 = 0,9 м2


К установке
принимается
2 фильтра



Fф
= F'ф
/ 2 = 0,9 / 2 = 0,45 м2


Диаметр
фильтра



d'ф
=
=
= 0,76 м


К установке
принимаем
катионовые
фильтры № 7



Диаметр
фильтра dф
= 816 мм; высота
сульфоугля
l = 2 м.



Производительность
фильтров I ступени
GI = 5
т/ч



Производительность
фильтров II ступени
GII =
20 т/ч



Скорость
фильтрования
I ступени I
= 9 м/ч



Скорость
фильтрования
II ступени II
= 30 м/ч


Полная площадь
фильтрования



Fфд
= (
• dф2
/ 4 ) • 2 = (3,14 • 0,8162
/ 4) • 2 = 1,05 м2


Полная емкость
фильтров



Е = 2 • 
• dф2
• hкат
• l / 4 = 2• 3,14 • 0,8162
• 300 • 2/ 4 = 627 мг.экв


Период регенерации
фильтров



Т = Е / Gс.в
• Жив
= 627 / 5,75 • 3,6 • 7,13 = 4,25 ч



Число регенераций
в сутки n = 6 раз.


Расход соли
на 1 регенерацию:



Мсоли
= 
• dф2
• hкат
• l • b / 4 • 1000 = 3,14 • 0,8162
• 300 • 2• 200 / 4 • 1000 = 62,72 кг


Суточный
расход соли



Gсоли
= Мсоли
• n = 62,72 • 6 = 376,32 кг



3. Расчет
и выбор насосов


Подбор
питательных
насосов


В котельных
с паровыми
котлами устанавливаются
питательные
насосы числом
не менее двух
с независимым
приводом. Питательные
насосы подбирают
по производительности
и напору.


Напор создаваемый
питательным
насосом:



Нпн=10
• Р1
+ Нэк
+Нс
= 10 • 12 + 7 + 15 = 142 м.в.ст.



где Р1
- избыточное
давление в
котле, Р1
=1,4 МПа = 12 атм.



Нэк-
гидравлическое
сопротивление
экономайзера,
принимаем Нэк
= 7 м.в.ст.



Нс
– сопротивление
нагнетающего
трубопровода,
принимаем Нс=15
м.в.ст.



Производительность
всей котельной,
Д' = 9,0 кг/с = 32,4 т/ч


Принимаем
3 электрических
насоса 2,5 ЦВМ
0,8 производительностью
14 м3/ч,
полный напор
190 м.в.ст. и 2 насоса
с паровым приводом
типа 2ПМ-3,2/20
производительностью
3,2 м3/ч,
напор 200 м.в.ст.


Подбор сетевых
насосов


Напор сетевых
насосов



Hсн=Нп
+ Нс
= 15 + 30 = 45 м.в.ст.



где Нп-
сопротивление
бойлера теплофикации,
принимаем Нэк
= 15 м.в.ст.



Нс
– сопротивление
сети и абонента,
принимаем Нс
= 30 м.в.ст.



Расход
сетевой воды
Gсет=117,7
кг/с = 423,72 т/ч


К установке
принимаем 2
сетевых насоса
типа 10CD-6 производительностью
486 м3/ч,
напор 74 м.в.ст.


Подбор
конденсатного
насоса


Напор развиваемый
конденсатным
насосом



Нкн
= 10 • Рд
+ Нск
+Нд
= 10 • 1,2 + 15 + 7 = 34 м.в.ст.



где Рд
- давление в
деаэраторе,
Рд
=0,14 МПа = 1,2 атм.



Нск
– сопротивление
нагнетающего
трубопровода,
принимаем
Нск=15
м.в.ст.



Нд
– высота установки
деаэратора,
принимаем Нд
= 7 м.



Количество
конденсата
Gк
= 6,71 кг/с = 24,16 т/ч


К установке
принимаем 2
конденсатных
насоса типа
КС10-55/2а, напор
47,5 м.в.ст.


Подбор
подпиточного
насоса


Напор развиваемый
насосом



Нпс
= Рд
+ Нск
+Нд
= 1,2 + 15 = 16,2 м.в.ст.



где Рд
- давление в
деаэраторе,
Рд
=0,14 МПа = 1,2 атм.



Нск
– сопротивление
нагнетающего
трубопровода,
принимаем
Нск=15
м.в.ст.



Количество
подпиточной
воды Gк
= 1,76 кг/с = 6,34 т/ч


К установке
принимаем 2
насоса типа
К8/18, производительность
8 м3/ч,
напор 18 м.в.ст.


Подбор насоса
сырой воды


Напор развиваемый
насосом



Нсв
= Нск
+Нто
+Нхво
= 20 + 20 + 5 = 45 м.в.ст.



где Нто-
сопротивление
теплообменников,
принимаем Нэк
= 20 м.в.ст.



Нск
– сопротивление
нагнетающего
трубопровода,
принимаем
Нск=20
м.в.ст.



Нхво
– сопротивление
фильтров ХВО,
принимаем Нск=5
м.в.ст.


Количество
сырой воды
Gхво”
= 11,18 кг/с = 40.25 т/ч


К установке
принимаем 2
насоса типа
К-80-50-200, производительность
50 м3/ч,
напор 50 м.в.ст.



4. АЭРОДИНАМИЧЁСКИЙ
РАСЧЕТ































































Наименование
величин		 Обозн. Ед. изм. Знач. Примечание
температура
уходящих газов


tух


оС


 200


из


расчета


котла


температура
холодного
воздуха


tхв


оС


 -30
коэфф. избытка
воздуха в топке


т


 1,4
коэфф. избытка
воздуха в ВЭК


ух


 1,6
коэфф. избытка
воздуха в трубе


тр


 1,7
средняя
скорость уходящих
газов


ух


 м/с 8
действительный
объем уходящих
газов


Vг


м3/кг


 11,214
низшая теплота
сгорания топлива


Qнр


 ккал/кг 6240
расход топлива
1 котлом		 b кг/с 0,325


4.1. Расчет
газового тракта
(расчет тяги)


Температура
газов в начале
трубы:



tтр
= tух
• ух
+ (тр
-ух)
• tв
= 200 •
1,6 + (1,7-1,6)•30 = 190 оС



тр
1,7



где tв
– температура
воздуха в котельной
tв
= 25 оС


Сопротивление
трения уходящих
газов:



hтр
= 
• (l /dэкв)
• (ух
2 / 2
• 9,8) • г
= 0,03 • (18 / 1) • (82
/ 2 • 9,8) • 0,78= 1,38 мм в.ст.



где г
- плотность
газов при температуре
190 оС
г
= 0,78 кг/м3



l – длина газохода
по чертежу, l =
18 м.



dэкв
– эквивалентный
диаметр газохода
1000 х 1000 мм, dэкв
= 1 м.




- коэффициент
трения для
стальных футерованных
газоходов, 
= 0,03


Потеря давления
на местные
сопротивления



hм
= 
• (ух
/ 2• 9,81) • г
= 5,8 • (82
/ 2 • 9,81) • 0,78 = 14,76 мм.в.ст.



где 
- сумма коэффициент
местных сопротивлений
по тракту воздуха,
=5,8



патрубок
забора воздуха
=0,2;
плавный поворот
на 90°(5 шт.) =0,25*5=1,25;



резкий
поворот на 90°
=l,l;
поворот через
короб 
=2, направляющий
аппарат =0,1;



диффузор
=0,1;
тройник на
проход - 3 шт.
=0,35*3=1,05


Полное
аэродинамическое
сопротивление
газового тракта



h = hм
+ hтр
+ hз
+ hзас
= 14,76 + 1,38 + 63 + 1,5 = 80,64 мм.в.ст.



где hз
– сопротивление
золоуловителя
hз
= 63 мм.в.ст.



hзас
– сопротивление
заслонок hзас
= 1,5 м.в.ст.


6. Сечение
газоходов



fг
= Vг
• b • n • (273 + tтр
) =11,214
• 0,325 • 1 • (273+190)
= 0,77 м2



273 • ух
273 • 8



где n – число
котлов


Эквивалентный
диаметр газохода



dэкв
=
=
= 0,99 м2



4.2.
Расчет
самотяги дымовой
трубы


В зависимости
от расхода
топлива b= 1,17 т/ч,
зольности Аn
= 1,76, содержания
серы Sn
= 0,08



высота дымовой
трубы принимается
H=30 м.


Скорость
газов в дымовой
трубе принимается
wтр
= 10 м/с


Максимальная
часовая производительность
котельной



Qк
= b • n • Qнр
• 
= 0,325 • 5 • 6240 • 0,98 = 9600 ккал/ч


Охлаждение
газов в трубе



tтр
=
=
=0,1
оС/м


Внутренний
диаметр трубы



dвн
=
= ==
0,87 м


Наружный
диаметр трубы



dн
= dвн
+ 0,02 • Н = 0,87 + 0,02 • 30 = 1,47 м


Средний
расчетный
диаметр



dср
= 2 • dн
• dвн
/ (dвн
+ dн)
= 2 • 1,47 • 0,87 / (1,47 + 0,87) = 1,09 м


Потеря напора
на трение в
дымовой трубе



hтр=
• (H / dср)
• (2
/ 2•9,81) • 
= 0,03 • (30/1,09) • (102/2•9,81)
• 0,78 = 3,28 мм.в.ст.


Потеря напора
на выходе из
дымовой трубы



hвых
= 
• 
• wтр2
/ 2 • 9,81 = 1 • 0,87 • 102
/ 2•9,81 = 4,43 мм.в.ст.


Сопротивлений
дымовой трубы



hд.тр
= hтр
+ hвых
= 3,28 + 4,43 = 7,71 мм.в.ст.


Теоретическая
тяга дымовой
трубы



P = H • 273 • 1,3 •
( 1
– 1
) • hбар
=



(273
+ tхв)
(273 + tтр)
– ( tтр
• Н /2) 760


= 30 • 273 • 1,3 • (
1 –
1
) • 760
= 21,29 мм.в.ст.



(273 - 30) (273 +
190) – ( 0,1 • 30 /2) 760



4.3. Расчет
дымососов и
дутьевых вентиляторов


Расчетный
напор дымососа



hдым
= hм
+ hтр
+ hд.тр
+ hк
+ hз
+ hэк
- P
=



= 14,76 + 1,38 + 7,71 + 32 + 63 + 16 – 21,29 =
113,56 мм.в.ст.


Расчетная
производительность
дымососа, м3/с
(М3/2)



Vдым
= Vг
• b • (273 + tтр)
• 1.1 / 273 =



= 11,214 • 0,314 • (273 +
190) • 1,1 / 273 = 6,57 м3/с
= 23,65•103
м3/ч


Мощность
потребляемая
дымососом



Nдым
= Vг
• hдым
•1,1 / 102 • 
= 11,214 • 113,56 • 1,1 / 102 • 0,98 = 14 кВт


Напор вентилятора



hдв
= hсл
+ hв
= 60 мм.в.ст.



где hсл
– сопротивление
слоя лежащего
на решетке hсл
= 60 мм.в.ст.



hв
– сопротивление
воздуховодов,
принебрегаем.


Производительность
вентилятора



Vдв
= 1,1 • Vг
• т
• b • (1 – q4
/ 100) • ((273 + tхв)
/ 273) =



= 1,1 • 11,214 • 1,4 •
0,325 • (1 – 10/100) •(( 273 – 30 ) / 273) =
4,49 м3/с
= 16,16•103
м3/ч


Принимаем
вентилятор
типа ВД-Б
производительностью
10•104
м3/ч,
напор 172 кгс/см2

Литература


1. Роддатис
К.Ф. Котельные
установки. М.:
Энергия, 1975. 488с



2. Лумми А.П.
Методические
указания к
курсовому
проекту "Котельные
установки".
Свердловск:
УПИ. 1980. 20с.



3. Сидельников
Л.Н, Юренев В.Н.
Котельные
установки
промышленных
предприятий.
М.: Энергоатомиздат,
1988.



4. Производственные
и отопительные
котельные.
/Е.Ф. Бузников,
К.Ф. Роддатис,
Э.Я.Берзиньш.-
2-е изд., перераб.
– М.: Энергатомиздат,
1984.-с. 248., ил 4. Зыков
А.К. Паровые и
водогрейные
котлы: Справочное
пособие. – М.:
Энергоатомиздат,
1987.



5. http:/www.kotel.ru – официальный
сайт завода
"Бийскэнергомаш".
Сохранить в соц. сетях:
Обсуждение:
comments powered by Disqus

Название реферата: Теплогенерирующие установки

Слов:12505
Символов:121247
Размер:236.81 Кб.