№

пп

Наименование величины

Обозна-

чение

Ед.

Изм

Расчетная формула или источник определения

Расчет

Результаты расчета

Проме-жуточ-ные

Окончатель-

ные

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Теоретическое количество воздуха, необходимое для горения

V⁰_B

м³

м³

[6], таблица 2,9

9,91

2

Теоретический объем азота в дымовых газах

V⁰_N2

м³

м³

[6], таблица 2,9

7,84

3

Объем сухих трехатомных газов

V⁰_RO2

м³

м³

[6], таблица 2,9

1,06

4

Теоретический объем водяных паров в дымовых газах

V⁰_H2O

м³

м³

[6], таблица 2,9

2,20

5

Полный объем теоретического количества дымовых газов

V⁰_Г

м³

м³

[6], таблица 2,9

11,11

Наименование рассчитываемой величины

Обозна-чение

Ед.

Изм

Наименование элементов газового тракта

Топка

Конвек-тивный пучок 1

Конвек-тивный пучок 2

Экономай-зер

1

2

3

4

5

6

8

1. Коэффициент избытка воздуха в конце топки

-

1,1

-

-

2. Присос по элементам тракта

-

-

0,05

Наименование рассчитываемой величины

Обоз-

начение

Ед.

изм.

Расчетная формула или источник определения

Расчет

Результаты расчета

Промежуточные

Окончательные

1

2

3

4

5

6

7

1. Располагаемое тепло топлива

Q^р_р

кДж

м³

Q^С_н = Q^P_H

37310

2. Температура уходящих газов

⁰С

Технические соображения

[1], стр.251

170 ÷ 220

200

3. Энтальпия уходящих газов

кДж

м³

h-T таблица 4

h_УХ = H⁰_г300 - H⁰_г100

3165

4. Температура холодного воздуха, поступающего в котельный агрегат

⁰С

Рекомендации нормативного метода теплового расчета котлоагрегатов

[2], стр.45

30

5. Энтальпия теоретически необходимого холодного воздуха

кДж

м³

9,91 1,32 30

392,44

6. Потеря тепла от механической неполноты сгорания

%

[2], стр.45

0

7.Потеря тепла от химической неполноты сгорания

%

[2], стр.45

1,0

1,0

8. Потеря тепла с отходящими газами

%

(3165-1,25 392,44) 100

37310

7,17

9 . Потеря тепла на наружное охлаждение котельного агрегата

%

[2], стр.50

1,5

1,5

10. Потеря с физическим теплом шлаков

%

Имеет место только при сжигании твердого топлива

0

0

11. Сумма тепловых потерь

%

7,17 + 1,0 + 0 +1,5 + 0

9,67

12. Коэффициент полезного действия котельного агрегата

%

100 – 9,67

100

0,903

13. Процент продувки котла

%

[3], стр.89

3 ÷ 7

3

14. Температура дымовых газов на выходе из топки

⁰С

Принимается предварительно

[2], стр.60

1079

15. Суммарная погло-щающая способность трехатомных газов

Ћ

м, ат

r_n S_{т ,} где

S_т=3,6 V_т / F_т

0,216 1,347

S_т = 3,6 11,21 / 29,97

0,29

16. Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами

-

[2], стр.63

Номограмма

2,5

17. Суммарная сила поглощения газового потока

Σ

м, ат

2,5 0,216∙ 1,347

0,73

18. Степень черноты несветящейся части пламени

-

[2], стр.65

1 – е ^{– К}_г ^PS =

= 1 – 2,718 ^{- 2,5∙ 0,1∙ 1,347}

0,29

19. Коэффициент ослабления лучей светящейся части пламени

-

0,3 (2-α _т) С^Р / Н^Р ∙

1,6 (θ¹¹₁+273) - 0,5

1000

0,3 (2-1,1) 3,0137 ∙

1,6 (1079 +273) - 0,5

1000

1,35

20. Суммарная сила поглощения светящейся части пламени

1,35 1,347

1,82

21. Степень черноты светящейся части пламени

-

[2], стр.65

1 – е ^{– (К}_св^{+ К}_г ^{r ) PS} =

1 – 2,718 ^{– (2,5∙ 0,216+1,35) 0,1∙1,347}

0,22

22. Степень черноты факела

-

(1-0,5) 0,29 +0,5 0,22

0,255

23. Условный коэффициент загрязнения лучевоспринимающих поверхностей

-

Рекомендации нормативного метода теплового расчета

котлоагрегатов

[2], стр.62

0,1

24. Коэффициент тепловой эффективности топки

ψ

-

, X=0,85 ([2], рис.5,3)

y = ξ ψ = 0,1∙0,85

0,09

25. Тепловыделение в топке на 1м² стен топки

-

кВт

м²

/ 3600

459.62 37368.6

29.97 3600

159.2

26. Расчетный коэффициент

-

[2], стр.66

A = 0,54 ; X = 0,85

0,54 – 0,2 0.85

0,37

27. Действительная температура дымовых газов на выходе из топки

⁰С

[2], стр.68

Номограмма

1250

28. Энтальпия дымовых газов на выходе

из топки

кДж

м³

h-T таблица

23500

29. Тепловосприятие теплоносителя на 1 кг произведенного перегретого пара

2.6 Тепловой расчет конвективного пучка

1. По конструктивным данным выбираем:

Н - площадь поверхности нагрева;

H = 63,3м² ;

F - площадь живого сечения (м²) для прохода продуктов сгорания;

F = 0,348 м².

d-наружный диаметр труб;

d = 51мм

S_{1 ,}S₂ - поперечный и продольный шаг труб,

S₁ = S₂ = 110 мм, [2], стр.33

Подсчитываем относительный поперечный шаг G₁ = S₁ / d и относительный продольный шаг G₂ = S₂ / d

G₁ =110 / 51 = 2,15; G₂ =110 / 51 = 2,15

2. Предварительно принимаем два значения температуры продуктов сгорания после рассчитанного газохода. В дальнейшем весь расчет ведется для двух предварительно принятых температур.

²_min = 300 °C; ²_max = 500 °С.

3. Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания (кДж/кг):

Q_s = ∙(h¢ - h² + ∙h⁰_прc)

где: — коэффициент сохранения теплоты (табл.5); h¢—энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева, определяется по рис.1(приложение) при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева, предшествующей рассчитываемой поверхности; h²— энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, определяется по рис.1(приложение) при двух предварительно принятых температурах после конвективной поверхности нагрева; — присос воздуха в конвективную поверхность нагрева, определяется как разность коэффициентов избытка воздуха на входе и выходе из нее (табл.3); h⁰_прc — энтальпия присосанного в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха t_в = 30°С определяется по формуле: h⁰_прс= V⁰_В C_В t_в

h⁰_прc=9,91∙ 1,32 30 = 392,436 кДж/кг

h¢= = 23500 кДж/кг;

По h-t диаграмме: h²_min = 5297,1 кДж/кг;

h²_max = 9053,51 кДж/кг;

Коэффициент сохранения тепла: = 0,985

Q_{б min}= 0,985 (23500 – 5297,1 + 0,05 392,436) = 17949,2 кДж/кг;

Q_{б max}= 0,985 (23500 – 9053,51+ 0,05 392,436) = 14249,1 кДж/кг;

4. Вычисляем, расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе (°С)

Q = (Q¢ + ²) / 2

_min = (1000 + 300) / 2 = 650 °С;

_max = (1000 + 500) / 2 = 750 °С;

где Q¢ и ²— температура продуктов сгорания на входе в поверхность и на выходе из нее.

5. Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева (м/с)

W_г = B_р∙ V_г∙ ( +273) / (F 273 3600)

где Вр — расчетный расход топлива, кг/с (табл.5); F— площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания (см. п. 1), м²; V_Г —объем продуктов сгорания на 1 кг твердого и жидкого топлива (из расчетной табл. 3 при соответствующем коэффициенте избытка воздуха); — средняя расчетная температура продуктов сгорания, °С (см. п. 4).

W_{г min}=459,62 11,11 (650 + 273) / (0,348 273 3600) =13,78 м/с;

W_{г max}=459,62 11,11 (750 + 273) / (0,348 273 3600) = 15,27 м/с.

6. Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева:

при поперечном смывании коридорных и шахматных пучков и ширм

_ф

где: - коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме:

при поперечном омывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; - поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, определяется при поперечном омывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; - поправка на компоновку пучка, определяется: при поперечном смывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; Сф - коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока, определяется: при поперечном омывании коридорных пучков труб - по рис. 6.1 [2].

= 1; = 1;

С_{Ф min} = 1,08; С_{Ф max} = 1,04;

_{mi n}= 84Вт/К∙м² ; _max = 89 Вт/К∙м².

a_{k min} = 1 1,08 84 1= 90,72 Вт/К∙м²

a_{k max}=1 1,04 89 1 = 92,56 Вт/К∙м²

7. Вычисляем степень черноты газового потока по номограмме рис. 5.6. [2]. При этом необходимо вычислить суммарную оптическую толщину

kps = (k_г r_n + k_зл∙ μ) p s

где: k_г — коэффициент ослабления лучей трехатомными газами;

k_зл − коэффициент ослабления лучей золовыми частицами, [2], стр.75

μ − концентрация золовых частиц.

Толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков (м)

S = 0,9 d (4/∙ (S₁ S₂ / d² ) -1)

S = 0,9 51 10^-3 (4 / 3,14 (110² / 51²) -1) = 0,213 м

P_n= r_n p

P_n = 0,216 0,1 = 0,0216 МПа,

где: p — давление продуктов сгорания в газоходе принимается 0,1 МПа [2], стр.62.

k_г=

k_{г min =} (м∙МПа)^-1

k_{г max =} (м∙МПа)^-1

kps_min = 36,48 0,0216 0,213 = 0,167

kps₂ = 33,05∙ 0,0216 0,213 = 0,152

По рис.5.6 [2] определяем степень черноты газового потока

a_min= 0,16; a_max= 0,14.

8. Определяем коэффициент теплоотдачи , учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева, Вт/(м² ∙К):

для незапыленного потока (при сжигании жидкого и газообразного топлива)

= ∙ a c_г,

где: — коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме на рис. 6.4,[2]; а — степень черноты; c_г — коэффициент, определяется по рис. 6.4,[2].

Для определения и коэффициента c_г вычисляется температура загрязненной стенки (°С)

t_з = t +t,

где: t — средняя температура окружающей среды, для паровых котлов принимается равной температуре насыщения при давлении в котле, а для водогрейных — полусумме температур воды на входе в поверхность нагрева и на выходе из нее, °С; t — при сжигании газа принимается равной 25°С ,[2] стр.78.

t = 195,04 °C

t₃= 195,04 + 25= 220,4 °C

c_{г min}= 0,93 c_{г max}= 0,97.

_min= 38 Вт/(м²∙K); _max= 58 Вт/(м²∙K);

_min = 38 0,93 0,16 = 5,65 Вт/(м²∙K);

_max = 58 0,97 0,14= 7,87 Вт/(м²∙K).

9. Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/(м²∙K):

∙(+),

где: - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимается

= 1.[2], стр.79.

a_1min = 1 (90,72 +5,65) = 96,37 Вт/(м²∙K);

a_1max = 1 (92,56 + 7,87) = 100,43 Вт/(м²∙K).

10. Вычисляем коэффициент теплопередачи Вт/(м²∙K),

К= ∙

где: —коэффициент тепловой эффективности, определяемый из табл. 6.1 и 6.2 в зависимости от вида сжигаемого, топлива [2]:

= 0,85

K_min = 0,85 96,37 = 81,915 Вт/(м²∙K);

K_max = 0,85 100,43 = 85,366 Вт/(м²∙K).

11. Определяем количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева, на 1кг сжигаемого твердого и жидкого топлива (кДж/кг),

Q_т = [(K H T) / (B_р 1000 )] ∙3600

Для испарительной конвективной поверхности нагрева °С :

t_k - температура насыщения при давлении в паровом котле, определяется из таблиц для насыщенных водяных паров, °С

t_k = 195,04 °С, [1]стр.47:

T_min = (1000 - 300) / [ln (1000 – 195,04) / (300 – 195,04)] = 344 °С

T_max = (1000 - 500) / [ln (1000 – 195,04) / (500 – 195,04)] = 515 °С

Q_{т min} = (81,915 63,3 344 ∙3,6) / 459,62 = 13971,05 кДж/кг;

Q_{т max} = (85,366 63,3 515 3,6) / 459,62 = 21792,14 кДж/кг.

12. По принятым двум значениям температуры ₁” и ₂” и полученным двум значениям Q_т и Q_б производится графическая интерполяция для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Для этого строится зависимость Q =f("), показанная на рис.2[приложение]. Точка пересечения прямых укажет температуру продуктов сгорания²_кп1 , которую следовало бы принять при расчете.

13. Определив температуру _кп1 = 370 °С, находим по рис.1 [приложение] h²_кп = 7000 кДж/кг.

14. Количество тепла переданное в первом конвективном пучке

Q_кп = ∙ (h¢_кп - h²_кп + h⁰_прс )

Q_кп = 0,985 (23500 – 7000 + 0,05 392,44) = 16271,89 кДж/кг.

3. РАСЧЕТ ХВОСТОВЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

3.1 Конструктивный расчет водяного экономайзера

В промышленных паровых котлах, работающих при давлении пара до 2,5 МПа, чаще всего применяются чугунные водяные экономайзеры, а при большем давлении — стальные. При этом в котельных агрегатах горизонтальной ориентации производительностью до 25 т/ч, имеющих развитые конвективные поверхности, часто ограничиваются установкой только водяного экономайзера. В котельных агрегатах паропроизводительностью более 25 т/ч вертикальной ориентации с пылеугольными топками после водяного экономайзера всегда устанавливается воздухоподогреватель. При сжигании высоковлажных топлив в пылеугольных топках применяется двухступенчатая установка водяного экономайзера и воздухоподогревателя.

При установке только водяного экономайзера рекомендуется такая последовательность его расчета:

1. По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты (кДж/кг), которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов:

Q_эк=∙ (h¢_эк-h²_эк+_эк∙ h⁰_прc)

где — коэффициент сохранения теплоты (табл.5) при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева, предшествующей рассчитываемой поверхности; h¢_эк— энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, определяется из рис.1[приложение ] по температуре продуктов сгорания, известной из расчета предыдущей поверхности нагрева, кДж/кг; h^²_эк — энтальпия уходящих газов, определяется из табл.5 по принятой в начале расчета температуре уходящих газов, кДж/кг; _эк— присос воздуха в экономайзер, принимается по табл.3; h⁰_прc — энтальпия теоретического количества воздуха, при температуре воздуха Tв = 30(°С) определяется по формуле:

h⁰_прc=V⁰_В C_В Tв

h⁰_прc=9,91∙ 1,32 30 = 392,436 кДж/кг

h¢_эк=h²_кп=7000 кДж/кг

h²_эк=h_ух=3165 кДж/кг

=0,985

Q_эк = 0,985 (7000-3165+0,05∙392,436 )=3796,8 кДж/к

2. Приравнивая теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте, воспринятой водой в водяном экономайзере, определяем энтальпию воды после водяного экономайзера (кДж/кг):

h_в= B_р∙ Q_эк / (D 1000) + h_п.в

h_в= 459,6 2∙3796,8 / (6,5∙ 1000) + 4,19 30 = 394,17 кДж/кг

где: h_п.в — энтальпия питательной воды на входе в экономайзер, кДж/кг; D - паропроизводительность котла, кг/ч.

3. По энтальпии воды после экономайзера и давлению ее из таблиц для воды и водяного пара определяем температуру воды после экономайзера t_в.

t_в= h_в / C_в = 394,17 / 4,1989 = 93,9 °С

Т.к полученная температура воды оказалась более чем на 20 °С ниже температуры при давлении в барабане котла, то для котлов давлением до 2,4 МПа к установке принимают чугунный водяной экономайзер. При несоблюдении указанных условий к установке следует принять стальной змеевиковый водяной экономайзер.

4. Выбираем конструктивные характеристики принятого к установке экономайзера. Для чугунного и стального экономайзера выбирается число труб в ряду с таким расчетом, чтобы скорость продуктов сгорания была в пределах от 6 до 9 м/с при номинальной паропроизводительности котла. Конструктивные характеристики труб чугунных экономайзеров ВТИ приведены в табл. 6.3.[2] Число труб в ряду для чугунных экономайзеров должно быть не менее 3 и не более 10.

F_тр= 0,120м²;

H_тр= 2,95 м².

5. Определяем площадь экономайзера и среднеарифметическую температуру продуктов сгорания по формулам:

F_эк= B_р∙V_г(+273) / (W_г 273 3600),

где: W_г -предварительно принятая скорость продуктов сгорания , W_г=6 м/с ; V_г –объём дымовых газов за экономайзером (табл.3).

= (¢+²) / 2 ,

где: Q¢= Q²_кп2 –до экономайзера;

Q²= Q_ух =200°С- на выходе из экономайзера.

= (370+200) / 2=285 °С.

F_эк= 459,62 11,11 (285 + 273) / (6 3600 273) = 0,48 м²

5. Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания :

F_эк= Z₁ F_тр

Отсюда Z₁= F_эк / F_тр,

Z₁=0,48 / 0,120 = 4.

Действительная площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания

F^ф_эк = Z₁ F_тр

F^ф_эк= 4 0,12 = 0,48 м².

6. Определяем действительную скорость продуктов сгорания в экономайзере (м/с)

W^ут_г=B_р∙ V_г∙ (+273) / (F^ф_эк∙ 273∙3600),

W^ут_г=459,62 ∙11,11 (285+273) / (0,48 273 ∙3 600) = 6,04 м/с.

7. Определяем коэффициент теплопередачи. Для чугунных экономайзеров:

K=K_H C_V, определяется с помощью номограммы рис.6.9[2]

K_эк= 18 Вт/(м²∙К).

8. По известным значениям температур воды и дымовых газов определяем температурный напор:

T₁= t¢_эк-t_В = 370 – 93,9 = 276,1 °С.

T₂= t²_эк-t_пв = 200 -30 = 170 °С.

T= (276,1 -170) / [ln (276,1 / 170)] = 218,78 °С

9. Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера (м²)

H_эк=10³ Q_эк B_р / (K ∙T∙ 3600),

H_эк= 10³ 3796,8 459,62 / (18 218,78 3600) = 123,09 м².

10. По полученной поверхности нагрева экономайзера окончательно устанавливаем его конструктивные характеристики. Для чугунного экономайзера определяем общее число труб и число рядов по формулам:

n = h_эк / h_тр

m = n / Z₁

где: h_тр - площадь поверхности нагрева одной трубы, м² [2, табл.6.3]; Z₁ — принятое число труб в ряду.

n= 123,09 / 2,95 = 42

m= 42 / 4 = 11

3.2 Проверка теплового баланса

Проверка теплового баланса котлоагрегата заключается в определении невязки баланса по уравнению:

DQ = Q_р h_ка - (Q_л + Q_кп + Q_эк)

где: Q_л, Q_кп , Q_эк — количества теплоты, воспринятые луче-воспринимающими поверхностями топки, конвективным пучком и экономайзером; в формулу подставляют значения, определенные из уравнения баланса.

При правильном расчете невязка не должна превышать 0,5 %

Q = 37310 0,903 - (13660,6 + 16271,89 + 3796,8) = - 38,36

Q 100 / Q^р_н h_ка = -38,36 100 / 37310 0,903 = 0,11 % < 0,5 %

Расчет можно считать оконченным.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненного проекта в отопительно-производственной котельной предусматривается установка шести котлов ДЕ 6,5-14- ГМ работающих на газе. Паропроизводительность и тепловая мощность котельной полностью обеспечивают потребности производства и собственных нужд.

При выполнении данного курсового проекта были рассчитаны тепловые нагрузки, определены параметры котельной, произведены расчёты процессов горения, теплового баланса котельных агрегатов, рассчитан расход газа на котёл, было выбрано вспомогательное оборудование.

Так же был произведены тепловые расчёты топок, газоходов котла, выполнен конструктивный расчёт экономайзера (расчёт хвостовых поверхностей котельного агрегата) и проверка теплового баланса.

Литература

1. Тепловые и атомные электростанции. М.: Энергоатомиздат. 1989 г. Под ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина.

2. Р. И. Эстеркин. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. Л.: Энергоатомиздат, 1989 г.

3. Гусев К. Л. Основы проектирования котельных установок. М.: Стройиздат, 1973 г.

4. Сидельский Л. Н., Юренев В. Н. Котельные установки промышленных предприятий. М.: Энергоиздат, 1986 г.

5. Зах Р. Г. Котельные установки. М.: Энергия, 1968 г.

6. К. Ф. Роддатис, А. Н. Полтарецкий. Справочник по котельным установкам малой производительности. М.: Энергоатомиздат, 1991 г.

7. Г. Н. Делягин, В. И. Лебедев и др. теплогенерирующие установки. М.: Стройиздат, 1986 г.

8. Теплотехнический справочник. Том 2. М.: Энергоатомиздат, 1976 г.

1. ОПИСАНИЕ КОТЕЛЬНОЙ

Паровая котельная оборудована двумя котлами ДКВР 20/13 и котлом ДЕ-16-14-225ГМ с соответствующим вспомогательным оборудованием, водоподготовкой, деаэрационно-питательной, сетевой, подпиточной установками установкой сбора и перекачки конденсата. При котельной имеется мазутное хозяйство емкостью 2х1000м³.

Котельная снабжает теплом и паром собственное производство пивзавода.

Котлы ДКВР 20/13в 1998г. выработали свой ресурс и после капремонта один котел газифицируется, а второй консервируется.

РЕЦЕНЗИЯ

на дипломный проект студента энергетического факультета

Гомельского государственного технического

университета им. П.О. Сухого

Соловьева Виталия Николаевича

на тему: "Перевод на природный газ котла ДКВР 20/13 Речицкого пивзавода."

В данном дипломном проекте произведен расчет по переводу котла ДКВР 20/13 с мазута на природный газ и определены: необходимый расход газа для покрытия заданной нагрузки, параметры тепловой схемы, необходимая поверхность теплообмена экономайзера, т.е. выполнен его конструктивный расчет. Кроме того, выполнен поверочный расчет котлоагрегата, рассчитана схема водоподготовки, а также сделан выбор основного и вспомогательного оборудования. Для надежной и безопасной эксплуатации котлоагрегата разработаны схемы автоматического контроля и регулирования процессов. В проекте отражены вопросы техники безопасности и охраны окружающей среды, а также на основе сметно-финансовой документации произведен расчет основных технико-экономических показателей, сделан сравнительный анализ работы котла на мазуте и газе, на основе которого определен экономический эффект.

Следует отметить достаточно хороший уровень технической подготовки дипломника и умение использовать свои знания при решении поставленных практических задач, а также хорошее качество графических разработок и оформление расчетно-пояснительной записки на ПЭВМ.

Соловьев В.Н. освоил технику инженерного конструирования и расчетов, подготовлен для работы по специальности на производстве, в проектных и научно-исследовательских организациях.

Оценка проекта: дипломный проект заслуживает оценки "хорошо".

Начальник ПТО ГТС Ефименко Виктор Александрович

ОТЗЫВ

на студента энергетического факультета

Гомельского государственного технического

университета им. П.О. Сухого

Соловьева Виталия Николаевича

Во время работы над дипломным проектом зарекомендовал себя как старательный студент, проявил активность и инициативу в сборе материала.

Показал хорошие знания и навыки по всем разделам проекта. Проявил творческий подход к выполнению дипломного проекта. Благодаря полученным знаниям может считаться готовым к серьезной инженерной работе.

Полученное задание по дипломному проекту выполнил качественно и в срок.

Заслуживает оценки «хорошо».

Дипломник Соловьев В.Н. заслуживает присвоения квалификации инженер-теплоэнергетик.

Руководитель проекта ассистент кафедры Иванова Е.М.

"Промышленная теплоэнергетика и экология"

Экология.

Общие положения

Газ не содержит твердых примесей, связанного азота и практически не содержит серы, за исключением поставок газа, не прошедшего стадий очистки на газоперерабатывающем предприятии, или когда сжижаются попутные газы, технологические сбросные газы нефтехимического или металлургического производства.

Отсюда следует, что борьба с выбросами оксидов азота часто является единственным средством, позволяющим обеспечить чистоту атмосферы в районе расположенного теплоэнергетического объекта, работающего на газу.

Концентрация оксидов азота в дымовых газах при сжигании природного газа в крупных котлах (производительностью по пару 210-420 т/ч) составляет обычно 0,4-0,8 г/м³ (в пересчете на диоксид NO₂) , а в мощных энергетических котлах может достигать 1,5 г/м³ . В дымовых газах небольших отопительных и промышленных котлов содержится меньше оксида азота ( 0,1-0,5г/м³), но дымовые трубы, которыми оснащают такие котельные, имеют обычно столь малую высоту, что приземная концентрация Nox часто превышают санитарные нормы. В отличие от молекулярного азота N₂, который составляет почти 79% атмосферного воздуха, оксиды азота содержатся в атмосфере в значительно меньших количествах, но, несмотря на это, роль их в жизни человека весьма существенна.

Оксиды азота обычно классифицируются в зависимости от степени окисления азота. При соединении азота с кислородом по мере увеличения его валентности образуются гелиооксид N₂О, оксид NO, азотистый ангидрид N₂O_3,

диоксид NO_2, тетраоксид диазота N₂O₄ и азотный ангидрид N₂O₅.В проблеме охраны атмосферного воздуха наибольшее практическое значение имеют оксид и диоксид азота, сумму которых часто обозначают как NO_X . Другие оксиды азота не считаются важным с биологической точки зрения или их присутствие в земной атмосфере ничтожно мало вследствие неустойчивости этих соединений.

Оксид азота NO – малоактивный в химическом отношении бесцветный газ, лишенный запаха и плохо растворимый в воде. При комнатной температуре и атмосферном давлении растворимость NO составляет лишь 0.047 г/см³, с повышением температуры растворимость падает. Диоксид азота NO₂,более активен, он красно-бурого цвета и отличается резким запахом.

Главной проблемой, возникающей в результате присутствия в воздухе оксидов азота, является их токсическое воздействие на здоровье людей. Установлено , что даже кратковременное (до 1 ч) воздействие диоксида азота в концентрации 47-140 мг/м³ может вызвать воспаление легких и бронхит, а при концентрации 560-940 мг/м³ велика вероятность летального исхода в результате отека легких.

Повышенные концентрации оксидов азота в воздухе воздействуют не только на людей, но и на растительный мир ; по данным американских исследователей, при концентрациях от 280 до 560 мкг/м³ наблюдались повреждения томатов и бобовых.

Основным источником выброса оксидов азота в атмосферу является сжигание ископаемого топлива стационарными установками при производстве теплоты и электроэнергии. Большую роль, особенно в городах , играют также выбросы автотранспорта и некоторых промышленных предприятий ( заводов по производству азотной кислоты, взрывчатых веществ и т.д. ).

Важнейшей сферой борьбы с загрязнением атмосферы оксидами азота является энергетика.

Для оценки перспектив загрязнения атмосферы токсичными продуктами сгорания органического топлива важно правильно оценить ожидаемый прирост потребления первичной энергии, а также рост потребления тех энергоносителей. Таковыми являются нефть и нефтепродукты , используемые для сжигания , природный газ , а так же твердые топлива .

На выходе из дымовой трубы состав окислов азота почти не изменяется по сравнению с топочной камерой, т.е состоит из NO,и только в атмосфере может происходить процесс его постепенного доокисления .

Наибольший выход окислов азота характерен для высококалорийных сортов топлива ( мазут, каменный уголь, природный газ ).

Из анализа влияния основных факторов на образование окислов азота выступают методы их подавления в топочной камере.

При внедрении мероприятий, рассчитанных на снижение образования оксидов азота, приходится учитывать, что некоторые из них могут увеличить содержание других, не менее опасных загрязнителей. В частности при некоторых режимах сжигания газа образуются канцерогенные продукты: бензаперен и другие полициклические ароматические углеводороды. Концентрация бензаперена в дымовых газах при полной нагрузке газовых котлов составляет 1-10 мкг/100м³, причем нижнее значение соответствует крупным энергетическим котлам, а верхнее- отопительным котлам. Если учесть, что среднесуточная предельно-допустимая концентрация бензаперена в воздухе равна 0,001 мкг/м³, то становится ясным, что при нормальных условиях работы котла токсичность дымовых газов определяется в основном содержанием в них оксидов азота, и только при частичных нагрузках, главным образом, на отопительных блоках, или при нарушении нормальных режимов горения суммарная относительная токсичность продуктов неполного сгорания может оказаться сопоставимой с токсичностью оксидов азота.

Простейшим мероприятием, снижающим максимальный уровень температуры в топке, является уменьшение нагрузки котла. Многочисленные измерения, проведенные на котлах различной мощности с горелками разных конструкций, показали, что зависимость концентрации Nox от нагрузки котла близка к степенной. Снижение нагрузки котла сопровождается снижением температур в топке за счет уменьшения объёмного тепловыделения и температуры подогрева воздуха. Снижение выходных скоростей в горелках также оказывает определенное влияние на образование Nox.

Понятно, что снижение нагрузки котла нельзя рассматривать в качестве мероприятия по снижению выбросов оксидов азота (за исключением, может быть, случаев особо не благоприятных метеорологических условий, продолжительность которых довольно ограничена), однако влияния теплового напряжения зоны активного горения на образование оксидов азота может быть использовано конструкторами при создании новых котлов на природном газе.

Еще одним простейшим средством снижения температурного уровня, а следовательно, и концентрации оксидов азота в дымовых газах является осуществление рециркуляции дымовых газов. При сжигании газа, когда отсутствуют слабозависящие от температуры топливные NOx ,эффективность рециркуляции газов весьма велика.

При рециркуляции дымовых газов через горелки уменьшается также концентрация кислорода, что приводит к дополнительному снижению образования NOx . Если же подавать газы рециркуляции через шлицы в под топки, как это иногда делается для регулирования температуры промежуточного перегрева при снижении нагрузки, то их влияние на выбросы оксидов азота будет незначительно.

Дальнейшее увеличение рециркуляции уже менее эффективно. Ограниченность применения этого метода снижения выбросов оксидов азота объясняется тем, что рециркуляция дымовых газов снижает экономические показатели (возрастают потери с уходящими газами и расход электроэнергии на собственные нужды). В тех случаях, когда рециркуляцию газов необходимо производить на уже действующих котлах, появляются дополнительные трудности, связанные с установкой дымососа рециркуляции и коробов для подачи дымовых газов к горелкам.

Еще одним недостатком этого метода являются опасное возрастание концентрации бензапирена по мере увеличения рециркуляции дымовых газов.

Снижение максимальной температуры в топочной камере, а следовательно, и концентрации оксидов азота, можно обеспечить увеличением теплоотвода, например за счет установки двусветного экрана или других тепловоспринимающих поверхностей нагрева в зоне интенсивного горения.

Снижение температурного уровня за счет ввода влаги в зону горения является одним из возможных путей сокращения выбросов оксидов азота при сжигании природного газа. При этом эффективности метода зависит не только от количества вводимой в топку влаги, но и от способа ввода, а также от коэффициента избытка воздуха в топочной камере.

Как и в случае сжигания угля или мазута, простейшим методом уменьшения концентрации оксидов азота в продуктах сгорания газа является снижение избытка воздуха, подаваемого через горелки . Сказанное относится только к тому диапазону избытков воздуха, который применяется обычно в энергетических котлах (1,1-1,2) . В случае более высоких a снижение температуры в топочной камере оказывает большее влияние на образование оксидов азота и в результате увеличение избытка воздуха сверх a=1,2 снижает концентрацию NOx в дымовых газах.

Снижение избытка воздуха возможно лишь до тех пор, пока это не приводит к интенсивному росту продуктов неполного сгорания, когда не только уменьшается экономичность топочного процесса, но и создается опасность загрязнения атмосферы другими веществами, не менее вредными, чем оксиды азота.

При многоярусном размещении горелок эффективным средством снижения выбросов оксида азота может оказаться нестехиометрическое сжигание.

Другим методом нестехиометрического сжигания является ступенчатое сжигание. При этом на котлах для подачи воздуха, необходимого для полного сгорания, как правило, устанавливают отдельные горелки (обычно-верхнего яруса), если через остальные горелки удается подать количество топлива, необходимое для работы котла с номинальной нагрузкой.

Расчет выбросов оксидов азота

В условиях высокотемпературного горения топлива азот воздуха становится реакционноспособным и, соединяясь с кислородом, образует оксиды. Кроме того, образование оксидов азота в процессах горения может происходить за счет разложения и окисления азотосодержащих соединений, входящих в состав топлива. Всего азот с кислородом может образовывать шесть соединений:

N₂O,NO,N₂O₃,NO₂,N₂O₄,N₂O₅.

Наиболее устойчивым оксидом является NO₂ ,в который могут переходить и другие оксиды азота, поэтому установленные нормы ПДК даются для суммы всех оксидов в пересчете на NO₂ . В дымовых газах котлоагрегатов оксиды азота обычно состоят на 95-99% из оксида азота, 1-5% составляет диоксид азота, доля других оксидов азота пренебрежимо мала.

Массовый выброс оксидов азота в пересчете на NO₂ (т/г, г/с) в атмосферу с дымовыми газами котла вычисляется по формуле :

M_NO2=0,34×10^-7kBQ^р_н(1-q_/100)₁₂

где₁- коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива (содержание N^г ), принимается равным 0,8;

k- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота ,кг/т условного топлива;

₂- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок ₂=1);

Коэффициент k для котлов паропроизводительностью менее 70 т/ч при сжигании мазута и газа определяется по формуле:

k=3,5D_ф/70,

где D_ф -фактическая паропроизводительность котла;

Принимается D_ф=0,95D ,

где D -номинальная паропроизводительность котла

Тогда [2]:

k=3,5×,95×20/70=0,95

M^{ДКВР-20/13}_NO2=0,34×10^-7×9×386×7346×372×^ г/с

Расчет выбросов оксидов углерода.

В недостаточно совершенных топочных устройствах или при неналаженном режиме сжигания топлива часть его горючих не окисляется до конечных продуктов, а образуются продукты неполного сгорания. Наиболее вероятным продуктом неполного сгорания всех видов топлива является окись углерода CO.

Массовый выброс оксидов углерода (г/с) в атмосферу с дымовыми газами котла вычисляется по формуле

M_CO=0,001C_COB(1-q₄/100)

Где C_CO- выход оксида углерода при сжигании топлива (кг/тыс.м³)

C_CO=q₃RQ^р_н/1013

гдеq₃- потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, 0,5 %;

R- коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную содержанием в продуктах неполного сгорания оксида углерода. Для газа R=0,5;

Q^р_н- теплота сгорания натурального топлива ,кдж/м³ ;

q₄- потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, %

Значения q₃,q₄ принимаем по данным укрупнённого расчета котлоагрегата.

C_CO=0,5×0,5×37346/1013=9,21 кг/тысм³

M^{ДКВР-20/13}_CO=0,001×21×386=0,003 г/с;

Определение высоты трубы производится по формуле

Где p_п - поправочный коэффициент для расчета многоствольных труб, зависящий от числа стволов в трубе , отношения расстояния между ближайшими стволами на выходе к диаметру ствола (на выходе) и от угла наклона выходного участка выходного участка ствола к вертикальной оси . Для одноствольных труб p_п =1,0.

m - коэффициент, учитывающий условия выхода из устья трубы, значения которого принимаются в зависимости от скорости W₀ .

A- коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы град^1/3, (для Республики Беларусь A =160)

M- суммарный выброс NO₂ из всех труб котельной, г/с

F- безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примеси в атмосфере: для газообразных веществ и мелкодисперсных аэрозолей, скорость упорядоченного оседания которых практически равно нулю , F =1;

ПДК - предельно допустимая концентрация в атмосфере NO₂, SO₂ или золы .( По СНиП для NO₂ (ПДК) равна 0,085 мг/м³)

С_ф- фоновая концентрация района, устанавливаемая органами санинспекции района;

z- число дымовых труб ;

V- суммарный объём дымовых газов;

t- разность температур выбрасываемых газов и воздуха (последняя принимается по средней температуре самого жаркого месяца в полдень).

Т.к рассчитываемый котел работает на газе, то выбросов SO₂ нет, расчет ведется по NO₂.

Фоновую концентрацию принимаем в размере 20% от ПДК NO₂. Таким образом

С_ф=0,2×0,085=0,017 мг/м³.

Объем дымовых газов принимается по данным расчета котлоагрегата ДКВР-20/13. При сжигании объём дымовых газов выходящих за 1с из котла составит V=5,46 м³/с;

Приводя полученную цифру к нормальным условиям получим:

V^{ДКВР-10/13} = V_к×(t_ух+273)/273=5,46 × (140+273)/273=6,26 м³/с.

Среднюю температуру самого жаркого месяца в полдень принимаем 25 ^ОС.

Высота трубы составит:

Принимается ближайшая большая труба стандартной высоты 30 м .

Диаметр устья дымовой трубы:

,

где :

V_ТР – объёмный расход продуктов сгорания через трубу при расчётной температуре их в выходном сечении,

м³/с; V_ТР = V_Д =5,46 м³/с;

w_ВЫХ – скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы, принимается равной 25 м/с [1].

По СНиП II-35-76 выбирается кирпичная дымовая труба диаметром выходного сечения 1, 2 м.

Охрана труда и экология

Паровые и водогрейные котлы должны удовлетворять нормам и требованиям по обеспечению безопасной их эксплуатации., которые изложены в соответствующих Правилах устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.

Конструкция котла и его основных элементов должна обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течение назначенного срока службы, а также возможность технического освидетельствования, очистки, промывки, ремонта и эксплуатационного контроля металла, фасонных и литых деталей, сварных соединений.

Конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева и свободного теплового расширения его элементов при растопке и нормальном режиме работы.

Каждый котел с камерным сжиганием топлива должен быть снабжен взрывными предохранительными устройствами, которые должны быть размещены и устроены так, чтобы при их срабатывании исключалось травмирование людей. Газоходы, через которые подаются отходящие газы, должны иметь взрывные клапаны такой конструкции, которая обеспечит безопасность обслуживающего персонала при их срабатывании. Горелочные устройства должны быть безопасны и экономичны. Должны обеспечивать надежное воспламенение и устойчивое горение топлива без отрыва и проскока пламени за пределы топки в заданном диапазоне режимов работы, не допускать выпадения капель жидкого топлива на под и стенки.

Изготовление, монтаж, ремонт, а также реконструкция, модернизация котлов и их элементов должны выполнятся специализированными предприятиями и организациями, располагающими техническими требованиями, необходимыми для качественного выполнения работ. При изготовлении, монтаже и ремонте должна применяться система контроля качества, которая гарантировала бы выявление недопустимых дефектов, ее высокое качество и надежность в эксплуатации. Контроль качества сварки и сварных соединений включает:

1. проверку уровня квалификации и аттестации персонала;

2. проверку сборочно – сварочного, контрольного оборудования, аппаратуры, приборов и инструментов;

3. контроль качества основных материалов;

4. контроль качества сварочных материалов и материалов для дефектоскопии;

5. операционный контроль технологии сварки;

6. неразрушающий контроль качества сварных соединений;

7. разрушающий контроль;

8. контроль исправления дефектов.

Основными методами неразрушающего контроля металла и сварных соединений котлов являются:

- визуальный и визуально – оптический;

- радиографический;

- ультразвуковой;

- капиллярный;

- прогонка металлического шара;

- гидравлическое испытание.

При разрушающем контроле должны проводиться испытания механических свойств.

Для управления работой котлов и обеспечения режимов эксплуатации они должны быть оснащены:

1. устройствами, предохраняющими от повышения давления (предохранительными устройствами);

2. указателями уровня воды (для паровых котлов);

3. манометрами;

4. приборами для измерения температуры среды;

5. запорной и регулирующей арматурой;

6. приборами безопасности.

Каждый элемент котла, внутренний объем которого ограничен запорной арматурой, должен быть защищен предохранительными устройствами, автоматически предотвращающими повышение давления сверх допустимого путем выпуска рабочей среды в атмосферу.

В качестве предохранительных устройств допускается применять:

1. рычажно – грузовые предохранительные клапаны прямого действия исключая их использование в транспортабельных котельных;

2. пружинные предохранительные клапаны прямого действия;

3. выкидные предохранительные устройства (гидрозатворы).

Манометры, устанавливаемые на котлах и трубопроводах в пределах котельной, должны иметь класс точности не ниже 2,5.

У водогрейных котлов для измерения температуры воды устанавливают термометры при входе воды в котел и на выходе из него. При наличии в котельной двух и более котлов термометры, кроме того размещают на общих подающем и обратном трубопроводах.

Арматура, установленная на котлах и трубопроводах, должна иметь маркировку с указанием:

1. условного прохода;

2. условного или рабочего давления и температуры среды ;

3. направления потока среды.

Каждый котел оборудуют следующими трубопроводами :

1. для продувки котла и спуска воды при остановке котла ;

2. для удаления воздуха из котла при растопке ;

3. для удаления конденсата из паропроводов ;

4. для отбора проб воды и пара ;

5. для ввода корректирующих (моющих) реагентов при эксплуатации (химической очистке) котла.

Гидравлическому испытанию подлежат все котлы и их элементы после изготовления. Котлы, изготовление которых заканчивается на месте установки, транспортируемые на место монтажа отдельными деталями, элементами или блоками, подвергаются гидравлическому испытанию на месте монтажа.

Гидравлическому испытанию с целью проверки плотности и прочности всех элементов котла, а также всех сварных и других соединений подлежат :

1. все трубные, сварные, литые, фасонные и другие элементы и детали, а также арматура, если они не прошли гидравлическое испытание на местах их изготовления; гидравлическое испытание не является обязательным для перечисленных элементов и деталей, если они подвергаются стопроцентному контролю ультразвуком или иными равноценными неразрушающими методами дефектоскопии ;

2. элементы котлов в собранном виде ;

3. котлы, пароперегреватели и экономайзеры после окончания их изготовления или монтажа.

Пробное давление при гидравлическом испытании должно составлять 1,5 рабочего давления, но быть не менее 0,2 МПа (2 кг*с/см²) . Котлы, на которые имеются ГОСТы, должны испытываться давлением, указанным в этих ГОСТах.

Для гидравлических испытаний должна применяться вода с температурой не ниже 278 К (5 ⁰С) и не выше 313 К (40 ⁰С).

Котел считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено:

1. признаков разрыва ;

2. течи, слезок и потения на основном металле и в сварных соединениях;

3. остаточных деформаций.

Время выдержки котла под пробным давлением должно быть не менее 10 мин. Падение давления во время испытания не допускается.

Устройство помещений и чердачных перекрытий над котлами не допускается. Место установки котлов внутри производственных помещений должно быть отделено от остальной части помещения несгораемыми перегородками по всей высоте котла, но не менее 2 м, с устройством дверей. Для обслуживающего персонала в зданиях котельной должны быть оборудованы бытовые и служебные помещения в соответствии с санитарными нормами. Выходные двери из помещения котельной должны открываться наружу.

Помещения котельной должны быть обеспечены достаточным естественным светом, а в ночное время – электрическим освещением. Помимо рабочего освещения в котельной должно быть аварийное электрическое освещение.

Помещение котельной, котлы и все оборудование следует содержать в исправном состоянии и чистоте. Проходы в котельном помещении и выходы из него должны быть всегда свободными.

Водно – химический режим должен обеспечивать работу котла и питательного тракта без повреждения их элементов в следствие отложений накипи и шлама, повышения относительной щелочности котловой воды до опасных пределов или в результате коррозии металла.

Для жидкостных котлов должно быть установлено не менее двух циркуляционных насосов с электрическим приводом, из которых один должен быть резервным. Подача и напор циркуляционных насосов должны выбираться так, чтобы была обеспечена необходимая скорость циркуляции теплоносителя в котле.

Жидкостные котлы должны быть оборудованы линией рециркуляции с автоматическим устройством, обеспечивающим поддержание постоянного расхода теплоносителя через котлы при частичном или полном отключении потребителя.

Для восполнения потерь циркулирующего в системе теплоносителя должно быть предусмотрено устройство для обеспечения подпитки системы.

ОПИСАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ

Для покрытия чисто паровых нагрузок или для отпуска незначительного количества тепловой энергии в виде горячей воды от тепловых источников, предназначенных для снабжения потребителей паром, устанавливаются паровые котлы низкого давления.

Основная часть пара отпускается на производственные нужды из паропроводов котельной, часть редуцированного и охлажденного пара используется в пароводяных подогревателях сетевой воды, откуда направляется в закрытую систему тепловых сетей. Конденсат от внешних потребителей собирается в конденсатные баки и перекачивается конденсатными насосами в деаэраторы питательной воды. Конденсат от пароводяных подогревателей, установленных в котельной, подается прямо в деаэраторы. Кроме того, имеется трубопровод для возможности слива его в конденсатные баки.

Основной целью расчета любой тепловой схемы котельной является выбор основного и вспомогательного оборудования с определением исходных данных для последующих технико-экономических расчетов.

Насос сырой воды подает воду в охладитель продувочной воды, где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до 20-30 ^оС в пароводяном подогревателе сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированой воды и подогревается до определенной температуры. Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогревателе паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть химически очищенной воды проходит через охладитель выпара деаэратора.

Подогрев сетевой воды производится паром в последовательно включенных двух сетевых подогревателях. Конденсат от всех подогревателей направляется в головку деаэратора, в которую также поступает конденсат, возвращаемый внешними потребителями пара.

Подогрев воды в атмосферном деаэраторе производится паром от котлов и паром из расширителя непрерывной продувки. Непрерывная продувка от котлов используется в расширителе, где котловая вода вследствие снижения давления частично испаряется.

В котельных с паровыми котлами независимо от тепловой схемы использование теплоты непрерывной продувки котлов является обязательным. Использованная в охладителе продувочная вода сбрасывается в продувочный колодец (барботер).

Деаэрированная вода с температурой около 104 ^оС питательным насосом подается в паровые котлы. Подпиточная вода для системы теплоснабжения забирается из того же деаэратора, охлаждаясь в охладителе деаэрированной воды до 70 ^оС перед поступлением к подпиточному насосу. Использование общего деаэратора для приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них.

Для технологических потребителей, использующих пар более низкого давления по сравнению с вырабатываемым котлоагрегатами, и для подогревателей собственных нужд в тепловых схемах котельных предусматривается редукционная установка для снижения давления пара (РУ) или редукционно-охладительная установка для снижения давления и температуры пара (РОУ) [1].

Температура снижается за счет испарения поданной в РОУ питательной воды, которая распыляется за счет снижения давления с 13 - 14 кгс/см² до 6 кгс/см².

Поскольку в паровой котельной Речицкого пивзавода постоянно в работе находится только один из трех установленных котлов, то для всех трёх агрегатов установлен один общий центробежный питательный электронасос, такой же насос находится в резерве. Вода в паровые котлы может также подаваться одним поршневым насосом с паровым приводом.

Фактические напоры теплоносителей определяются исходя из рабочего давления пара в котлах и расчетов гидравлического сопротивления системы трубопроводов, арматуры и теплообменников.

Расчет тепловой схемы котельной с паровыми котлами выполняется для трех режимов: максимально-зимнего; наиболее холодного месяца и летнего.

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ

Расположение котельной: г. Речица

Таблица 3.1

* 1-- максимально зимний режим

2-- режим наиболее холодного месяца

3-- летний режим

Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для 2 режима

,

где - расчетная температура наружного воздуха на отопление для 2 режима,(табл. 2.1)

Температура сетевой воды на нужды отопления и вентиляции в подающей линии для 2 режима

t₁ = 18 + 64,5× k_ов^0,8 +67,5× k_ов , ^оС

t₁ = 18 + 64,5·0,7^0,8 + 67,5·0,7 = 111 °С

Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции

t₂ = t₁ – 90×k_ов ,^оС

t₂ = 111 - 90·0,7 = 50 °С

Расход воды в подающей линии для нужд горячего водоснабжения

, т/ч

1. т/ч

2. т/ч

3. т/ч

Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию

, т/ч

1. т/ч

2. т/ч

3. т/ч

Расход сетевой воды

G = G_ов + G_гв , т/ч

1. G = 67,7 + 10,7500 = 78,5 т/ч

2. G = 59,9 + 14,0984 = 74,0 т/ч

3. G = 0,0 + 9,8286 = 9,8 т/ч

Расход пара на подогреватель сетевой воды

, т/ч

1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч

Утечка воды в тепловых сетях

G_ут = 0,01×k_тс× G_ов , т/ч

где k_тс - потери воды в системе теплоснабжения, принимаются равными

1,5-3% [табл. 3.1]

1. G_ут = 0,01×3×67,7 = 2,0 т/ч

2. G_ут = 0,01×3× 59,9 = 1,8 т/ч

3. G_ут = 0,01×3× 0 = 0,0т/ч

Количество подпиточной воды

G_подп = G_гв + G_ут ,т/ч

1.G_подп = 10,75 + 2 = 12,78 т/ч

2.G_подп = 14,0984 + 1,8 = 15,90 т/ч

3.G_подп = 9,8286 + 0 = 9,83 т/ч

Расход редуцированного пара внешним потребителем

D^ll_роу = D_т + D_псв ,т/ч

1.D^"_роу = 16 + 10,78 = 26,78 т/ч

2.D^"_роу = 16 + 7,76 = 23,76 т/ч

3. D^"_роу = 17,9 + 1,18 = 19,08 т/ч

Суммарный расход свежего пара внешним потребителем

, т/ч

1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч

Количество воды, впрыскиваемой в РОУ

1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч

Расход пара на собственные нужды котельной

D^l_сн = 0,01×k_сн×D_вн , т/ч

где k_сн - коэффициент расхода пара на собственные нужды котельной ,%.

Принимаем в интервале 5 – 10 %

1. D^'_сн = 0,01×9×25,66 = 2,31 т/ч

2. D^'_сн = 0,01×9×22,77 = 2,05 т/ч

3. D^'_сн = 0,01×9,2×18,29 = 1,68 т/ч

Расход пара на покрытие потерь котельной

D_п = 0,01×k_п× (D_вн + D^l_сн), т/ч

где k_п - коэффициент покрытия потерь котельной, % .

Принимаем в интервале 1 – 3 % [табл. 3.1]

1. D_п = 0,01×1×( 25,66 + 2,31) = 0,28 т/ч

2. D_п = 0,01×1×( 22,77 + 2,05) = 0,25 т/ч

3. D_п = 0,01×3×( 18,29 + 1,68) = 0,60 т/ч

Суммарный расход пара на собственные нужды и потери

D_сн = D^l_сн + D_п , т/ч

1. D_сн = 2,31 + 0,28 = 2,59 т/ч

2. D_сн = 2,05 + 0,25 = 2,30 т/ч

3. D_сн = 1,68 + 0,6 = 2,28 т/ч

Суммарная паропроизводительность котельной

D = D_сн + D_вн , т/ч

1. D = 2,59 + 25,66 =28,25 т/ч

2. D = 2,3 + 22,77 = 25,07 т/ч

3. D = 2,28 + 18,29 = 20,57 т/ч

Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной

G^пот_к = (1 -b )×D_n + 0,01×k_к×D , т/ч

где b - доля возврата конденсата [табл. 3.1]

k_к - потери конденсата в цикле котельной

,% [табл.3.1]1.G^пот_к = (1 – 0,7)ּ16 + 0,01ּ3ּ28,25 = 5,65 т/ч

2.G^пот_к = (1 - 0,7)ּ16 + 0,01ּ3ּ25,07 = 5,55 т/ч

3.G^пот_к = (1 - 0,7)ּ17,9 + 0,01ּ3ּ20,57 = 5,99т/ч

Расход химочищенной воды на подпитку теплосетей

G_хов = G^пот_к + G_подп , т/ч

1.G_хов = 5,65 +12,78 = 18,43 т/ч

2.G_хов = 5,55 +15,9 = 21,45 т/ч

3.G_хов = 5,99 + 9,83 = 15,82 т/ч

Расход сырой воды

G_св = k_хвּG_хов, т/ч

k_хв - коэффициент , учитывающий расход сырой воды на нужды хим

водоочистки , принимаем в интервале 1,1 - 1,25 [табл.3.1]

1. G_св = 1,25ּ18,43 = 23,04 т/ч

2. G_св = 1,25ּ21,45 = 26,81 т/ч

3. G_св = 1,25ּ15,82 = 19,78 т/ч

Количество котловой воды , поступающей с непрерывной продувкой в сепаратор

G_пр = 0,01ּP_прּD

где Р_пр - коэффициент непрерывной продувки, %, принимаем в интервале от 2 до 5 % [табл. 3.1]

1. G_пр = 0,01ּ3ּ28,25 = 0,85 т/ч

2. G_пр = 0,01ּ3ּ25,07 = 0,75т/ч

3. G_пр = 0,01ּ3ּ20,57 = 0,62 т/ч

Количество пара, образовавшегося в расширителе непрерывной продувки

, т/ч

Где χ - степень сухости пара. Принимаем χ = 0,98

h^'_расш - энтальпия отсепарированной поточной воды , кДж/кг.

Принимаем по табл. 3.1

h^"_расш - энтальпия пара, выходящего из сепаратора непрерывной про

дувки , кДж/кг [табл.3.1]

1. т/ч

2. т/ч

3. т/ч

Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувкиG_расш = G_пр – D_расш , т/ч

1. G_расш = 0,85 - 0,14 = 0,71 т/ч

2. G_расш = 0,75 - 0,13 = 0,62 т/ч

3. G_расш = 0,62 - 0,11 = 0,51 т/ч

Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки

, т/ч

где h^"_пр - энтальпия продувочной воды с t = 50 ^оC

h^"_пр =50ּ4,2 = 210 кДж/кг

1. °C

2. °C