На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти готовые бесплатные и платные работы или заказать написание уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов по самым низким ценам. Добавив заявку на написание требуемой для вас работы, вы узнаете реальную стоимость ее выполнения.

Здравствуйте гость!

Задание № 1847

Наменование:

Курсовик Тепловой расчёт котельной установки.

Предмет:

Другой

Бюджет:

0 руб.

Дата:

30.09.2010

Описание:

Курсовая по Теплогазоснабжению и Вентиляции (ТГиВ)

Расчет котельной
Выполнить: Тепловой расчёт котельной установки.

Данные (так же они есть на Стр.2 в прикрепленном файле):

Qв=1,4 Гкал/ч
Qгв=0,6 Гкал/ч
Дпотр=5тонн в час

Величина продувки 4 процента
Степень подпитки g= 5
Котёл ке-2,5-14с.

Город берётся любой где близко река.
Надо расчёт и чертеж.

Ниже пример расчета.


Новосибирский Государственный
Архитектурно-Строительный Университет




Кафедра: Теплогазоснабжение и
Вентиляция




Курсовая работа

Расчет котельной

































Г. Новосибирск
2009 г.

















“Тепловой расчёт котельной установки”







Мои данные на курсовик

Qв=1,4 Гкал/ч
Qгв=0,6 Гкал/ч
Дпотр=5тонн в час






Величина продувки 4 процента
Степень подпитки g= 5
Котёл ке-2,5-14с.

Город берётся любой где близко река!!! Надо всё! расчёт и чертеж.




КП-ТГиВ.03-ТГУ


Должн. Фамилия Подп. Дата. Пояснительная записка Стад. Лист Листов
Разработал . У 1
Проверил Хмельницкий П.Е.. НГАСУ гр. 341
Принял.


стр.
Исходные данные для расчёта тепловой схемы. 3
Расчёт тепловой схемы. 5
Аэродинамический расчет газового тракта 9
Исходные данные для аэродинамического расчёта газоходов. 9
Расчёт и выбор золоуловителя. 10
Расчёт дымовой трубы. 11
Схема аэродинамического расчета газового тракта 14
Расчёт и выбор дымососов 18
Расчёт воздушного тракта. 20
Аэродинамический расчет воздушного тракта 20
Подбор вентилятора 22
Расчёт вспомогательного оборудования котельной установки 22
Топливоподача и расходные бункера твердого топлива 22
Шлакозолоудаление 23
Водоподготовка 24
Расчет оборудования водоподготовки 24
Расчет и подбор деаэратора атмосферного типа 26
Подбор питательных и сетевых насосов. 26
Определение диаметров основных трубопроводов. 27
Расчет себестоимости тонны пара. 28
Технико-экономические показатели котельной. 30
Список используемой литературы 31


Содержание



Определяемая
величина обозначение Един.
Измер. Способ определения Значение при режимах
Макс
зимн. Наиб.
холод
месяца В точке
излома Летн.
2 3 4 5 6 7 8 9
1
Максимальные тепловые нагрузки Qo Гкал/ч Считаются заданными или опред. по согласован с потребителем.
4,5
Qв Гкал/ч
Qгв Гкал/ч 1
Дпотр Т/ч 1
2 Температура наружного воздуха tн oC СНиП 2.01.01-82
Для г. Львова
-19 -7 4,9
3 Температура воздуха внутри отаплива-емых зданий tвн oC СНиП 2.08.01-85
2.08.02-85 20 20 20
4 Максимальная температура воды в подающей линии сист.теплоснабжения t1max oC Задаёмся 150
5 Максимальная температура воды в обратной линии сист.теплоснабжения t2max oC Задаёмся 70
6 Температура деаэрированной воды tд oC Из таблицы насыщенного пара при давлении в деаэраторе(Рд=1,2ат) 104
7 Температура сырой воды на входе в котельную t св oC
СНиП 3.05.01-85
+5 +15
8 Температура сырой воды перед водоподготовительн.
установкой
tвпу oC tвпу= t" св ,принимается по режиму работы ВПУ 30
Параметры пара , вырабатываемого котлами :
9 Давление Рк ата По тепловому расчету 13
10 Температура tп oC Из таблицы насыщенного пара при давлении Рк 190,71
11 Теплосодержание i"к Ккал/кг 665,3
Параметры пара после редукционной установки:
12 Давление Рроу ата По согласованию с преподавателем 5
13 Температура t"роу оС Из таблицы насыщенного пара при давлении 158
14 Теплосодержание i"роу 658
Параметры пара в расширителе (сепараторе )непрерывной продувки
15 Давление Рр Кгс/см2 1,7
16 Температура tр оС 115
17 Энтальпия i"р Ккал/кг 644
Исходные данные для расчёта тепловой схемы.
Таблица№1


Продолжение таблицы№1
№ 2 3 4 5 6 7 8 9
Параметры пара , поступающего в охладитель выпара из деаэратора
18 Давление Рд ата Задаёмся 1,2
19 Температура t"д оС См.п.6 104
20 Теплосодержание iвып Ккал/кг Из таблицы насыщенного пара при давлении Рд 640,7
Параметры конденсата после охладителя выпара.
21 Давление Рд ата См.п.18 1,2
22 Температура tд оС См.п.19 104
23 Теплосодержание i"вып Ккал/кг См.п.20 104,4
Параметры продувочной воды
а) на входе в сепаратор непрерывной продувки
24 Давление Рк ата См.п.9 1,3
25 Температура tп оС См.п.10 190,71
26 Теплосодержание i к Ккал/кг Из табл.насыщенного пара при давлении Pk 193,6
б) на выходе из сепаратора(расширителя)
27 Давление в расширителе Рр ата См.п.15 1,7
28 Температура tр оС См.п.16 115
29 Теплосодержание i р Ккал/кг По табл.насыщенного пара и воды 114,8
30 Температура проду-вочной воды после
охладителя проду-вочной воды
tпр

оС
50
Энтальпия проду-вочной воды после
охладителя проду-вочной воды
i пр
Ккал/кг 50
31 Температура конденсата от подогревателей сетевой воды
оС


Принимается

80


Ккал/кг 80
32 Температура и теплосодержание
конденсата , возвра-щаемого от произ-водственных потре-бителей. оС

Принимается
80


Ккал/кг 80
33 Температура и теплосодержание конденсата после подогревателей сырой воды
оС
Из табл.насыщенного пара и воды при давлении в подогревателе 158


Ккал/кг 159
34 Температура и теплосодержание конденсата после подогревателя хим.очищен. воды
оС


Из табл.насыщенного пара и воды при давлении в подогревателе 158


Ккал/кг 159


Продолжение таблицы№1

35 Возврат конден-
сата от производ-ственных потре-бителей Gпотр Т/ч

Дпотр*К 8
36 Удельные потери пара с выпаром из деаэратора dвып
Т/ч Принимается по рекомендации ЦКТИ 0,002
37 Коэф-т собствен-ных нужд водопод-готовки. Принимается по рекомендац.
Уточняется расчётом .водоподготовки
2
38 Величина непре-рывной продувки П % Принимается предварительно
3-5%.Уточняется расчётом ВПУ 4

Расчёт тепловой схемы.
Таблица№2

Определяемая
величина обозначение Един.
Измер. Способ определения Значение при режимах
Макс.
зимн. Наиб.
холод
месяц В точке
излома летн
2 3 4 5 6 7 8 9
1 Температура наружного в-ха в т.
излома температурного графика сет. воды. tн.изл оС
20-0,354(18+40) 6,194
2 Коэфф-т снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию

Ков оС
1 0,69 0,387
3 Температура воды
в подающей линии
системы теплосн-ния

t1 оС
150 113 74 74
4 Температура обратной сетевой воды на входе в котельную

t2

оС
70 57 43 70
5 Расчётный отпуск тепла на отопление
и вентиляцию
Qов
Гкал/ч

4,5 3 1,74 0
6 Суммарный отпуск тепла, отдаваемого
в теплосети
Qтс
Гкал/ч

5,5 4,12 2,74 0,8Qгв=0,8
7 Расчётный расход с воды в теплосеть Gтс
Т/ч
68,75 74,3 88,5 25,8
8 Расход подпиточной воды для заполнения утечек в т-сети ΔGтс Т/ч 0,01·Куп·Gтс
Куп -принимаем2% 1,38 1,49 1,8 0,52

9 Кол-во сетевой воды в обратной линии системы теплосн-ия Gтс.обр
Т/ч Gтс- ΔGтс 37,38 72,82 86,74 25,3
10 Температура обратной сетевой воды перед сетевым насосом t3 oC
70,4 58,58 43 42,3
11 Расход редуцированного пара на подогревателе
сетевой воды Дпсв Т/ч
9,6 7,1 4,9 1,5
12 Расход редуцированного пара внешними потребителями Двн Т/ч Дпотр +Дпсв 25,6 23 20,9 17,5
13 Кол-во конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства. Gконд Т/ч Дпсв + Gпотр 17,6 15,1 12,8 9,5
14 Расход пара на собственные нужды котельной. Т/ч 0,01×Ксн ×Двн
Ксн –принимаем 10% 2,56 2,31 2,09 1,75
15 Расход пара на покрытие потерь в котельной. Дпот Т/ч Кпот ×Двн
0,51 0,46 0,42 0,35

16 Суммарный расход пара на собственные нужды Дсн Т/ч + Дпот
3,1 2,8 2,5 2,1
17 Суммарная паропро-изводительность котельной. Д Т/ч Двн+ Дсн 28,7 25,9 23,4 19,5
18 Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной. Т/ч (Дпотр - Gпотр)+0,02Д 8,57 8,52 8,47 8,4
19 Кол-во воды, поступающей в расширитель с непрерывной продувкой. Gпр Т/ч 0,01×П×Д
П-(см.38, табл№1) 1,14 1,03 0,94 0,78
20 Кол-во пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки. Драсш Т/ч
0,18 0,16 0,15 0,13
21 Кол-во воды на выходе из расширителя непрерывной продувки
Т/ч Gпр - Драсш 0,96 0,87 0,89 0,66
22 Кол-во воды на выходе из деаэратора Gд Т/ч Д+Gпр+ΔGтс 31 28 26 20,7

Продолжение таблицы№2
23 Выпар из деаэратора Двып Т/ч dвып × Gд =0,002 Gд 0,06 0,06 0,052 0,04
24 Кол-во умягчённой воды поступающей из водоподготовки котельной уст-ки Gвпу Т/ч 11 11 11,1 9,6
25 Кол-во сырой воды, поступающей в водоподготовительную установку Gсв Т/ч
13,17 13,12 13,33 11,53
26 Температура сырой воды после охлади-
теля непрерывной продувки tсв ºС
10,64 10,11 9,55 9,4
27 Расход пара на подогрев сырой воды Дсв Т/ч
0,52 0,53 0,56 0,49
28 Кол-во конденсата от подогревателей сырой воды поступающей в деаэратор. Gпсв Т/ч 0,52 0,53 0,56 0,49
29 Расход пара на подогрев химически очищенной воды перед деаэратором. Дпхов Т/ч
1,13 1,12 1,14 0,99
30 Кол-во конденсата от подогревателей химически очищенной воды. Gпхов Т/ч 1,13 1,12 1,12 0,99
31 Суммарный вес потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара) G′q Т/ч Gконд+ Gвпу+ Драсш+
+Дсв+ Gпхов-Двып 30,35 27,78 25,68 20,6
32 Средняя температура воды в деаэраторе. ˚C (Gконд×tпотрконд+ Gвпу ×t″хов+Драсш× i″расш+
Дсв×iсвконд+ Gпхов× iхов конд-Двып× i″вып)/Gд 87,63 88 88,39 90
33 Расход греющего пара на деаэратор. Д Т/ч
0,91 0,82 0,74 0,57
34 Расход пара на собственные нужды. Дсн Т/ч ДД+ДСВ+ДПХОВ 2,57 2,5 2,44 2,04
35 Действительная па-ропроизводительность котельной с учетом расхода пара на собственные нужды. Дк Т/ч 1,02(ДВН+ДСН) 28,73 26,1 23,8 20
36 Невязка с предварительно принятой па- ропроизводительностью. ΔД %
0,19 0,83 0,6 1,7
Продолжение таблицы№2







Расчётная тепловая схема




Аэродинамический расчет газового тракта

Аэродинамический расчет осуществляется по нормативному методу. На основании аэродинамического расчета определяется полный перепад давлений газового тракта, по которому выбирается типоразмер дымососа и двигателя к нему.

Исходные данные для расчета

Исходные данные для расчета сопротивлений газового тракта в пределах котлоагрегата берутся теплового расчета и конструктивных характеристик котлоагрегата (проект №1) и сводятся в таблицу 3.

Данные для аэродинамического расчёта газового тракта на участке топка-выход из экономайзера.
Таблица№3
Участок тракта. Ø трубы. Расположение труб Число рядов труб по ходу газа. Отношение
σ=S1/d Отношение
σ=S2/d Ψ= S1-d
S2-d Средняя теме-ратура газов. Средняя ско-рость газов. Поправочный коэ-т К из табл№ VΙΙ-5[7].
Котёл-пучки. 51 коридорное 40 1,76 2,15 0,66 656 8,35 1,15
Водяной экономайзер. 71 24 215 7,69 1,1
Исходные данные для аэродинамического расчёта газоходов.
Таблица№4
Участок Скорость газов W
(м/c). Секундный объём газов
Vд , (м/с). Расчётное се-чение газохода
, (м2)
Материал и форма газохода. Конструктивные разме-ры.
От котла до эконо-майзера. 11,38 5,69 0,5
0,8
От экономайзера до золоуловителя. 9,84 4,92 0,5
0,8
От золоуловителя до дымососа. 9,84 4,92 0,5 0,8
От дымососа до входа в сборный газоход. 9,84 4,92 0,5 0,8
Сборный газоход участки: 1.
2. 9,84 4,92 0,5 0,8
11 9,86 0,88 1,2

Скорости в газоходах принимаем предварительно 10-12 м/с, рассчитаем , по принятой скорости и секундному расходу газа определяем сечение газохода, округляем до 0,01 и пересчитываем скорость.
Объем газов определяется по формуле:

где - расход топлива на один котел кг/ч;
- объем дымовых газов на данном участке м3/кг;
- присос воздуха в газоходе, определяется по формуле:

∆αкп-эк=0,001*4=0,004
∆αэк-зу=0,001*4=0,004

∆αзу-дс=0,001*4=0,004

∆αдс-тр=0,001*7=0,007

По формуле 1 находим объем газов для каждого участка:

Т-эк: Vд=0,34*(8,4+0,004*5,75)*(270+273)/273=5,69[м3/кг];

Эк-зу: Vд=0,34*(9+0,004*5,75)*(270+273)/273=4,92[м3/кг];

Зу-дс: Vд=0,34*(9+0,004*5,75)*(270+273)/273=4,92[м3/кг];

Дс-сб.г: Vд=0,34*(9+0,007*5,75)*(270+273)/273=4,92[м3/кг];

- температура уходящих газов за котельным пучком ,экономайзером берутся из первой части проекта 270°С и 160°С.


Расчёт и выбор золоуловителя.
, ( кг*с2/м4 )
ρд=0,132*273/(273+160)=0,083
, (м3/с).
ζзу =100.


Д – выбираем из Аэродинамический расчёт котельных установок стр 81 рис lll-34(б). Т.к Ø=274мм, а толщина одной стенки =10мм, то Ø=0,254м. БЦ-2-5×(4÷2).
Δhзу =60 (выбираем).
(м3/с).



Расчёт дымовой трубы.

Высота дымовой трубы рассчитывается по следующей формуле:

[м];

где А – безразмерный коэффициент, зависящий от климатических условий района.
В данном случае А = 120.
F – коэффициент, зависящий от скорости осаждения выбросов в атмосфере. Для газообразных выбросов F = 1.
m – коэффициент, зависящий от скорости дымовых газов на выходе из устья трубы. При скоростях, находящихся в диапазоне 10 ÷ 15 м/с, m = 1.
ПДК – предельно допустимая концентрация вредной примеси в атмосфере по санитарным нормам для NO2 ПДК = 0,085 мг/м3.
Vо – общий объем дымовых газов перед трубой.
n – число котлов

Vобщ=nVд=3*4,92=14,79

где Vд – объем газов перед дымососом каждого котла.
n – количество котлов
∆ύ – перепад между температурой газов на входе в дымовую трубу
и температурой воздуха в самый теплый летний месяц.

∆ύ=ύух-tвозд=160-27=133°С

М – Суммарный выброс газообразных вредных примесей (SO2 + NO2 + CO) или золы, (г/с) через дымовую трубу при работе всех котлоагрегатов..



Bp=1,224 – расход топлива на один котел, т/ч.
n =3– число котлов в котельной.
К – коэффициент, учитывающий выход NO2 на тонну условного топлива, кг/т.у.т.
И определяется по формуле:



К=Д/20=0,5


β1 – коэффициент, учитывающий влияние на выход NO2 содержание азота в топливе NГ.
Для котлов, работающих на твердом топливе β1 = 0,55, т.к. Np=0.9%.
=21945 - низшая теплота сгорания топлива [кДж/кг]
q4 = 5,5– потеря тепла от механической неполноты сгорания [%]


МNO2=397*10-7*0.5*1.224*21945*(1-5,5/100)*3*0,55=0,83 (г/с)


Sр =0,8 – содержание серы в топливе [%]
=0,1- доля SO2, улавливаемая летучей золой в газоходах котла. Принимается в зависимости от вида топлива из “Аэродинамический расчёт котельных установок”, стр93 по lll-44.

MSO2=5.56*1.224*(1-0.1)*3=14.7 (г/с).



q4 = 5,5– потеря тепла от механической неполноты сгорания [%]
аун =0,1– доля золы в уносе (в долях)
=0,93 - кпд золоуловителя (в долях)
Ар=19,8.
Мзолы=2,78*(19,8+5,5*21945/32680)*1,224*0,1*(1-0,93)*3=0,27 (г/с0.


МNO2прив=0,83*0,5/0,085=4,9


М= 14,7+4,9=19,5 (г/с).

(м)
(м)
по СНиП II-35-76 часть 2, глава 35, п.7,14 – Ближайшая большая высота составляет 30 метров, выбираем трубу высотой 45 м с учетом того, что вблизи котельной могут находиться высокие здания.


Найдем диаметр устья дымовой трубы:

d’’=1.13*(Vобщ/Wвых)0,5=1,37 м.

где Vo =14,79– общий объем дымовых газов перед трубой.

Wвых =10– скорость дымовых газов на выходе из трубы. Принимается по рис. III – 47 /7/.
Ближайший больший диаметр, рекомендуемый по СНиП II – Г.9 – 65 при высоте трубы 45 м равен 1,5 м.
Расчет нижнего внутреннего диаметра трубы:

d’= d’’+0,02Н=1,5+0,02*45=3,75
Ближайший больший диаметр, рекомендуемый по СНиП II – Г.9 – 65 при высоте трубы 45 м равен 4,2 м.

Тогда при пересчете скорость выхода дымовых газов из трубы при перерасчете на данное сечение будет равна 9 м/с.
Сопротивление дымовой трубы:



Сопротивление трения канонических кирпичных рассчитывается по приближенной формуле:



где i = 0,02 – средний уклон внутренних стен
ρ =0,083– плотность дымовых газов

∆hтр=0,004*92*0,083/(0,02*2)=0,584 кг/м2

– потеря с выходной скоростью, определяется при ξ= 1, где ξ – коэффициент сопротивления выхода из трубы.

=ξw2ρ/2=1*92*0.083/2=2.92
∆hд тр=0,584+2,92=3,504 кг/м2

Самотяга котлоагрегата и дымовой трубы рассчитывается по формуле:



где Н=45м – высота вертикального участка тракта
hc’ – величина самотяги на 1 м высоты при температуре наружного воздуха tв=20 0С. Определяется по нижнему полю графика VII-26 /7/. Вданном случае hc’ = 0,35 мм. вод.ст
حH2О=0,08

ύ=160
hc=0.35*45=15.75 (кг/м2)



Схема аэродинамического расчёта газового тракта.
Таблица№5
Наименование величины. Обозначение Раз-мер-ность. Расчётная формула. Расчёт.
Топка
Разряжение на вы- ходе из топки(из поворотной камеры).

Кг/м2 Принимается 1
Конвективные пучки
Коэффициент соп-ротивления пучка. ζкп Кг/м2 ζ=ζгр×СσZ2 17,48
ζгр По графику VІІ-6, стр190. 0,475
σ1 Из таблицы №3 1,76
Сσ В зав-ти от σ1 0,92
Средняя скорость дымовых газов. Wг М/с Из 1-ой части проекта 8,25
Средняя темпера-тура в КП.
ºС
Из 1-ой части проекта 635
Динамическое давление. hq Кг/м2 «Норм. метод»графикVІІ-2, стр186 1,45
Сопротивление пучка. Δhкп Кг/м2 ζкп× hq 25,35
Местные сопротивления в пучке. Δhм Кг/м2 ζ=4«Норм. метод»п1.36 стр19. 5,8
ζ× hq
Коэффициент К «Норм. метод»стр175,таблVII-5 1,15
Общее сопротивление. h Кг/м2 (Δhкп+ Δhм)×К 39,2








Продолжение таблицы№5
Газоход между котлом и водяным экономайзером
Средняя скорость дымовых газов. Wг М/с Из табл№4 11,38
Температура газов в газоходе.
ºС 270
Динамическое давление. hq Кг/м2 «Норм. метод»стр186 рисVІІ-2. 4,3
Конфузор. Меньший диаметр канала сечение канала. Dм М Из табл№4 0,8
Больший диаметр канала Dб М 0,98
Отношение диаметров. 0,98/0,8 0,816327
ζвх «Норм. метод»стр196.рис VII-11. 0,06
Длина конфузора L M 0,5
Угол раскрытия конфузора. α град

20
Коэффициент полноты удара. φр «Норм. метод»стр196.рис VII-12, по кривой №2 0,4
Коэффициенты местного сопротивления. ζконф Кг/м2 φр× ζвх 0,024
Поворот.
Радиус R м Выбираем произвольно.«Норм. метод»стр18 п1-29, рисVІІ-15(а)крив1. 2
Отношение R/b. R/b. 2,5
КΔζо «Норм. метод»стр18 п1-29, рисVІІ-15(а)крив1. 0,19
Коэффициенты местного сопротивления. ζпов Кг/м2 КΔζо× В× С 0,19
Сопротивление участка. Δh Кг/м2 Σhq× ζ 0,9202


Водяной экономайзер
Скорость газов Wг М/с Из табл№4 7,69
Температура газов в экономайзере.
ºС Из 1-ой части проекта 215
Динамическое давление
Кг/м2 «Норм. метод»графикVІІ-2, стр186 1,9
Число рядов по ходу газов. Z2 24
Коэффициент сопротивления пучка. ζэк Кг/м2 0,5×Z2 12
Коэффициент К К Таблица VΙΙΙ-5[7]. 1,1
Сопротивление водяного экономайзера с учётом К Δh Кг/м2 ζэк× ×К
25,08
Участок выхода из экономайзера –вход в золоуловитель.
Температура газов после экономайзера. υ ºС Из 1-ой части проекта 160
Динамическое давление hq Кг/м2 «Норм. метод»графикVІІ-2, стр186 3,9
Диффузор. Меньшее сечение канала. Dм М 0,5
Большее сечение канала. Dб М 0,8
Отношение диаметров. Dм/Dб 0,625
Коэф-т сопр. при внезапном изменении сечения ζвых «Норм. метод»стр196.рис VII-11. 0,19
Длина диффузора L M 0,5
Угол раскрытия диффузора. α град

33
Коэффициент полноты удара. φр «Норм. метод»стр196.рис VII-12, по кривой №2 0,73
Конфузор. Меньший диаметр канала сечение канала. Dм М 0,55
Большее сечение канала. Dб М 0,8
Отношение диаметров. Dм/Dб 0,6875
Коэф-т сопр.при внезапном изменении сечения ζвх «Норм. метод»стр196.рис VII-11. 0,1
Длина диффузора L M 0,5
Угол раскрытия конфузора. α град

28
Коэффициент полноты удара. φр «Норм. метод»стр196.рис VII-12, по кривой №2 0,6
Повороты R м 2
R/b. 2,5
Коэффициенты местного сопротивления. КΔζо «Норм. метод»стр18 п1-29, рисVІІ-15(а)крив1. 0,19
Кол-во поворотов n 3
Коэффициенты местного сопротивления. ζдиф Кг/м2 «Норм. метод»стр196.рис VII-11. 0,1387
Коэффициенты местного сопротивления. ζконф Кг/м2 «Норм. метод»стр196.рис VII-11. 0,06
Сопротивление участка до золоуловителя. h Кг/м2 2,99793
Сопротивление золоуловителя Δhзу Кг/м2 Выбирается при расчете золоуловителя. 60
Суммарное сопротивление. Δh Кг/м2 62,99793
Участок выхода из золоуловителя - вход в дымосос.
Средняя скорость в участке. Wг М/с Из табл.№4 9,84
Динамическое давление hd Кг/м2 «Норм. метод»графикVІІ-2, стр186 4
Диффузор. Меньшее сечение канала. Dм М 0,55
Большее сечение канала.
Dб М 0,8
Отношение диаметров. Dм/Dб 0,6875
Коэф-т сопр .при внезапном изменении сечения ζвых «Норм. метод»стр196.рис VII-11. 0,1
Длина диффузора L M 0,5
Угол раскрытия диффузора. α град

28
Коэффициент полноты удара. φр «Норм. метод»стр196.рис VII-12, по кривой №2 0,6
Поворот R м
2
R/b. 2,5
Коэффициенты местного сопротивления. КΔζо «Норм. метод»стр18 п1-29, рисVІІ-15(а)крив1. 0,19
Сопротивление кармана ζкарм «Норм. метод» 0,2
Сопротивление участка. Δh Кг/м2 hq× ζ 1,8
Участок выхода из дымососа – выход из дымовой трубы
Средняя скорость в участке. Wг М/с Из табл.№4 9,84
Температура газов в газоходе.
ºС 160
Динамическое давление
Кг/м2 «Норм. метод»графикVІІ-2, стр186 4
Диффузор. Меньшее сечение канала. Dм М 0,593
Большее сечение канала. Dб М 0,8
Отношение диаметров. Dм/Dб 0,74125
Коэф-т сопр .при внезапном изменении сечения ζвых «Норм. метод»стр196.рис VII-11. 0,05
Длина диффузора L M 0,5
Угол раскрытия диффузора. α град

23
Коэффициент полноты удара. φр «Норм. метод»стр196.рис VII-12, по кривой №2 0,45
φр× ζвх 0,0225
Боров. Коэффициент сопротивления трения. λ 0,05
Длина L м 10
Диаметр D м 0,8
Скорость Wг М/с 9,84
Плотность газов ρ кг/м 0,083
Потери давления по борову Δhб Кг/м2 2,511414
Поворот R м 2
R/b. 2,5
Коэффициенты местного сопротивления. КΔζо «Норм. метод»стр18 п1-29, рисVІІ-15(а)крив1. 0,19
Сопротивление участка. Δh Кг/м2 3,361414
Высота дымовой трубы. Н м принято 45
Скорость Wг М/с 10
Плотность газов ρ кг/м 0,083
Средний уклон внутренних стен труб i принято 0,02
Сопротивление трения Δhтр Кг/м2 0,83
Динамическое давление hдин Кг/м2 4,2
Сопротивление выхода. Δhвых. Кг/м2 4,2
Сопротивление дымовой трубы Δhд.тр Кг/м2 5,03
Суммарное сопротивление. ΣΔh Кг/м2 138,3895
Перепад полных давлений по газовому тракту ΔHп Кг/м2 124,4



=1,01 [см. Н.М. стр. 207 VII-26 по верхнему полю номограммы.]

h’=h’’+0.95Hт=1,5+0,95*1,5=2,93
∆Hполн=123,64 (кг/м2)


Расчет и выбор дымососа

Расчетная производительность дымососа выражается формулой:



где - секундный объем дымовых газов перед дымососом
- коэффициент запаса по производительности,
Vдым=3600*4,93*1,1=19522,8 м3/ч
Расчетное полное давление:



где - коэффициент запаса по производительности, ;
- полный перепад давлений
Ндым=1,2*124,4=149,3 кг/м2

Выбор дымососа производят по сводным характеристикам, для этого пересчитывают на условия, для которых составлены сводные характеристики.



К=0,132(υух+273)/( υзав +273)ρ0=1,17

где =160 - температура газов перед дымососом;
- температура газов, для которой рассчитывались заводские характеристики дымососов ;
- плотность перемещаемых газов при нормальных условиях, определяют по номограмме VII-26

Нрив=149,3*1,17=174,66 кг/м2

По каталогу выбираем дымосос и электродвигатель к нему:
• ДН – 9у
• η = 75%
• двигатель 4А – 160S – 4 - УЗ
• установленная мощность N = 15 кВТ




Расчёт воздушного тракта.

Исходные данные для аэродинамического расчета воздушного тракта
Таблица№6
Участок Кол-во параллельных веток Скорость газов
W м/с Секундный объем газов

Расчетное сечение
м2
Конструктивные размеры
d
Всасывание
9,3 2,6 0,28 0,6
Нагнетание
9.3 2,6 0,28 0,6

Vхв=Вр V0 (αт-∆αт)( tхв+273)/(273*3600)=2,6 м3/с

tхв=300С.
Аэродинамический расчет воздушного тракта.
Таблица№7
Наименование величины Обозначение Размерность Расчетная формула Результат
Всасывающая линия
Средняя скорость газов
м/с См. табл. № 6 9,3
Температура воздуха t 30
Динамическое давление
кг/м2 «Норм. метод»график
VІІ-2, стр186 4
Коэффициент местного сопротивления.


Патрубок для забора воздуха
ζ «Норм. метод»стр173 таб.VІІ-5 п.5. При наличии заслонки.
0,3
Тройник ζ «Норм. метод»стр202 0,5
Диффузор. Карман. Меньшее сечение канала. Dм М2 0,6
Большее сечение канала. Dб М2 0,88
Dм/Dб 0,68
ζвх «Норм. метод»стр196.рис VII-11. 1,15
Длина ℓ М 0,5
Угол раскрытия α
град

30
Коэффициент полноты удара. φр «Норм. метод»стр196рис VII-12, по кривой №1 0,65
Коэффициенты местного сопротивления. ζдиф Кг/м2 φр× ζвх 0,75
Коэффициенты местного сопротивления для кармана. ζкарм Кг/м2 «Норм. метод»стр33 п.2.32 0,2
Суммарное сопротивление участка. Δhвсас Кг/м2 Σζ×hд 3,79
Нагнетающая линия
Средняя скорость газов м/с
См. табл. № 6 11
Температура воздуха t 30
Динамическое давле-ние
кг/м2 «Норм.метод»графикVІІ-2, стр186 7,2
Поворот. Радиус. R м 2
Отношение R/b R/b 2/0.6 3,33

КΔζо 0,15
Коэффициенты местного сопротивления. ζпов Кг/м2 0,15
Сопротивление колосниковой решетки. Hкр Кг/м2 65
Сопротивление участка. Δh Кг/м2 65+0,15*7,2 66,08

Полный перепад давлений по воздушному тракту

∆Hполн=Σ∆h-h’т

Σ∆h - суммарное сопротивление воздушного тракта с учетом сопротивления слоя топлива

Σ∆h =66,08+3,79=69,87 кг/м2

h’т-разряжение топки на уровне вода воздуха

h’т = h’’т+0,95Нт=1,5+0,95*1,5=2,93

∆Hполн=69,87-2,93=66,9 кг/м2







Подбор вентилятора.

Производительность
м3/ч

β1=1,05-коэффициент запаса по производительности
Vвент=1,05×2,64×3600=9979,2 м3/ч
Расчётный напор
Нр=β2∆Нполн=1,1*66,9=73,59 кг/м2

По каталогу Тягодутьевые машины подберем вентилятор.
Вентилятор:
ВДН-9у
частота об/мин

Двигатель:
4А-160S-4-У3
N=15 кВт
Напряжение
частота об/мин.




Расчёт вспомогательного оборудования котельной установки


Топливоподача и расходные бункеры твёрдого топлива:
Схема топливоподачи складывается из устройств подачи топлива с топливного склада на бункерную галерею, перемещения топлива вдоль бункерной галереи и расходных бункеров самого угля.

N=3-число работающих котлов
Вр=1224-расчетный расход топлива на 1 котел, кг/ч
γн=910 кг/м2- насыпной вес угля
β1=1,1-коэффициент запаса в зависимости от угла наклона транспортера, α=170
Vтр=1,1*3*1224/910=4,44 м3/ч

Режим работы топливоподачи 2 смены(18часов). Расчётный расход топлива в расходных бункерах 10часов.

Объёмная производительность топливоподачи:

1,5Vтр=1,5*4,44=6,66 м3/ч

Емкость расходного бункера:


h=10-расчетный запас топлива в бункере, ч
β=0,8-коэффициент наполняемости бункера

Vбунк=1224*10/910*0,8=16,8 м3

Шлакозолоудаление
, кг/ч
ΣGог=0,01*1224*3*(19,8+5,5*21945/32680)*(1-0,1(1-0,85))=841,1 кг/ч
αун=0,1-кол-во золы, уносимой в газоходы
ηзу=0,85
Схема пневматического золошлакоудаления
1 – затвор дисковый. 2 – насадка регулируемая. 3 – бункер шлаковый.
4 – затвор. 5 – дробилка валковая. 6 – насадка концевая. 7 – бункер золы золоуловителя. 8 – затвор дисковый. 9 – камера осадительная. 10 – циклон. 11 – сборник пыли. 12 – клапан-мигалка. 13 – бункер сбора шлака и золы.
14 – шнек-увлажнитель шлака и золы. 15 – насос вакуумный. 16 – бак-отстойник. 17 – бачок гидрозатвора.



Gшзу≥(2-3)Gог=2*841=1682 кг/ч
В зависимости от требуемой производительности подбираем емкость ковша:
Vковш=0,2м3


Водоподготовка
Из справочника по котельным установкам малой производительности / под ред.
Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н.
Жобщ=3,57 мг-экв/л
Жкарб=3,54 мг-экв/л
S0=228 мг/л (сухой остаток)
Sкв=4000 мг/л (стр163 Гусев)
Возврат конденсата К=50% (из задания).


Определим величину продувки:


Sk=5 мг/л- принимается в расчете величина сухого остатка конденсата.

П=100%*(228*(1-0,5)+5*0,5)/(4000-228*(1-0,5)-5*0,5)=3%<7%


Dпр.=П×Dк=0.03×10=0,3054>0,5 т/ч
Исходя из этих параметров следует, что необходимо предусматривать непрерывную и периодическую продувку с использованием тепла непрерывной продувки (сепаратор, теплообменник).

Относительная щёлочность котловой воды:


Щов(Na- катионирования) =Жкарб=3.54 мг-экв/л

Щквов=100З%*40*3,54/228=62%
Принимаем натрий-катионированную обработку воды с очисткой от углекислоты.

Концентрация углекислоты в паре:
[мг/л]

Ссо2=22*3,54*(1-0,5)*1,1=43 мг/л>20мг/л.

Расчет оборудования водоподготовки

Определение производительности водоподготовки для паровой котельной

Dхво=(Dк+Dпр)×n×(1-к)×1,1×10-3 [м3/ч]

Dхво=(10+0,3)×3×(1-0,5)×1,1 =17 м3/ч

Выбор скорости фильтрации в зависимости от жесткости исходной воды

Для фильтров I ступени:
При жесткости до 5 мг экв/л-25 м/ч
Для фильтров II ступени-45 м/ч
Выбор количества фильтров: на I ст. 2 рабочих, 1 резервный
на II ст. 2 рабочих
Рассчитываем площадь сечения одного фильтра:

FNAI=Dхво/Wa=17/20*2=0.43 м2

FNAII=17/45*2=0.19
Находим условный диаметр:
DуI=0,74
DуII=0,49
Dу=700 мм, f=0.39м2
Проверяем скорость фильтрации:
WI=17/0.39*2=22 м/с
WII=17/0,39*2=22 м/с
Определяем кол-во регенераций:
Z=A/fNAHслEpNAa
А-общее количество солей жесткости, удаляемое на фильтрах

А=24ЖоДхво г.экв/сутки

АI=24×3.54*17=1456.56 г.экв/сутки

EpNA=300 мг экв/л –рабочая обменная способность катионита
HслI=2-высота слоя катионита
HслII=1.5
ZI=1456.56/0,39*2*300*2=3,11
АII=24*0.1*17=40.8 г.экв/сутки
ZII=40.8/0.39*1.5*300*2=0.12

Расход 100% поваренной соли на 1 регенерацию одного фильтра:


qс=100 г/г-экв.

Q I cNA=300*0.39*2*100/1000=23.4 кг

QII cNA=300*0.39*1.5*100/1000=17.55 кг

Суточный расход технической соли на регенерацию фильтров:


Qтс I=23.4*3.11*2*100/93=156.5 кг/сут
Qтс II=17.55*1.5*0.12*100/93=3.4 кг/сут

Межрегенерационый период работы фильтров:

Z-число регенераций в сутки
tNAрег=2-время I регенерации

ТNAI=24/3.11-2=5.72 ч

ТNAII=24/0,12-2=198 ч


Расчет и подбор деаэратора атмосферного типа.

Количество воды, поступающей в деаэратор для питания «n» котлов:
кг/ч
Де=3*(10+0,3)=30,9*103 кг/ч
Расход пара на нагрев этой воды в деаэраторе:

кг/ч.

Потеря пара с выпаром:

Х=2- величина выпара на тонну деаэрируемой воды

Двып=Ддвх/1000=30900*2/1000=61,8 кг/ч

Полный объём бака с учётом свободного объёма:
Vбака=1,15Двд40*10-3/60 =1,15*30900*40*0,001/60=23,69 м3


Принимаем по справочнику по котельным установкам малой производительности под. Ред. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н.

По таблице 12.37 /8/ осуществляется подбор деаэратора:
• марка ДА – 100;
• номинальная производительность 100 т/ч;
• рабочее давление 0,12 МПа;
• температура деаэрированной воды 104 0С;
• полезная вместимость аккумуляторного бака 25 м3;
• диаметр и толщина стенки аккумуляторного бака, мм: 2216х8;
• поверхность охладителя выпара 8 м2;
• тип охладителя ОВА – 8.

Подбор питательных и сетевых насосов.

Dпн=1,1×Dк×n=1,1×10×3=33×103 кг/ч.

Напор питательного насоса

Hпн=[10×(Pк-Pд)+Δhэк+ΔHc+Hг]×104 Па
Pк=13 ата.
Pд=0,2 ата.
∆hэк= = 10*10*13/100= 13м. вод. ст.
∆Hc=15 м. вод. ст. «Метод. Указ»Расчёт и выбор вспомогательного оборудования.
Hг=0,5 м
Hпн=[10×(13-0,2)+13+10+0,5]×104=1485000 Па

Принимаем по «справочнику по котельным установкам малой производительности / под ред. К.Ф.Роддатис, А.Н.Полтарацкий стр. 420табл15.3. Определяем по Напору(Нпн) марку насоса.
• марка ПЭ–65–40
• подача 65 м3/ч;
• напор 440 м;
• частота вращения 3000 об/мин;
• электродвигатель А2–92–2;
• мощность 125 кВт.

Определение диаметров основных трубопроводов.



Таблица№8
Теплоноситель Участок Расход
т/ч Скорость
м/с Уд. Объем
м3/кг Диаметр мм.
по расч. по ГОСТ8732-78*
Питательная
вода всасывающая
линия 4×(Dк+Dпр)
30,9 1 0,001 105 108
от насоса до
1 котла 30,9 1,2 0,001 95 95
от 1 до 2
котла 3×(Dк+Dпр)
20,6 1,2 0,001 78 83
от 2 до 3
котла 2×(Dк+Dпр)
10,3 1,2 0,001 55 57
Насыщенный
пар от котла до
главной магистрали Dк
10 30 0,1434 130 133
магистраль м/к 1и2 котлами 2×Dк
20 30 0,1434 184 194
магистраль м/к 2и3 котлами 2×Dк
20 30 0,1434 184 194
магистраль м/к 3и4 котлами 3×Dк
30 30 0,1434 225 245






Расчет себестоимости тонны пара.

руб/т;
Dуст –максимальная часовая производительность котельной по пару:
Dуст=n×Dk=3×10000=30000 кг/ч
Dгод=h×ΣDуст=5000×30=150000 т/год.
h –годовое число часов использования котельной.
Сумма расходов тепла за год:

∑Qуст=Qгв+ Qов+ Qтехн+ Qсн =1+3,5+1+8,96+1,45=18,76 , Гкал/ч
Qгв, Qов, Qтехн, Qсн-заданы Гкал/ч
Дпотр=16 т/ч ,Qтехн=16*0,56=8,96 Гкал/ч
Годовые расходы определяются из выражения:
Qгод=h*∑ Qус=5000* 18.76=93800

Годовые эксплуатационные расходы определяются из выражения:


Определение годовых отчислений на амортизацию:





,
, где

K=k×ΣQуст×k0 тыс.руб.
k0=1
K=40*25*103*18,76*1=18760 тыс.руб.
nзд=0,42 ; nоб.монт=0,58
Кзд=К×nзд=18760*0,42=7879,2 тыс.руб.
Коб,м=К×nоб,м=18760*0,58=10880,8 тыс.руб.
Sам=7879,2*(1,5+1,6)/100+10880,8*(3,3+4,32)=1073,37 тыс.руб./год
Определение затрат на текущий ремонт:

Sтр=0,2×Sам=0,2*1073,37=214,674 тыс.руб./год
Определение годовых затрат на топливо:
Sтопл=1,06×Вр×n×hгод×ст
ст=1,3 тыс.руб./т
Sтопл=1,06*1,224*3*5000*1,3=25300 тыс.руб./год

Определение годовых затрат на электроэнергию:

где - установленная мощность электродвигателей, без резервных;

Nпр= 1520% от Σ( Nдс+Nвент)*n+Nпит
Nпр=0,2[(15+11)*3+125]=40,6 , КВт
ΣN=(Nдс+Nвент)*n+Nпит+Nпр=[(15+11)*3+125+40,6=243,6кВт
Сэл=1,2 руб./кВт
Sэл=243,6*1,2*5000=1461,6 тыс.руб./год
Определение годовых затрат на воду:
, тыс.руб.
S воды(17*50+0,1*17*10)*5000=1400,7 т/год -расход технической воды на охлаждение подшипников.
Схво=50руб./т
Стех=10руб./т
Определение годовых затрат на заработную плату персонала:
n=mшт×∑Qуст=2,9*18,76=54 чел.
mшт - по учебнику Котельные установки Роддатис К.Ф. стр. 422-423 таб. 10-4
Cперс=180000 руб/год
Sзп=Cперс×n=180×54=9720тыс.руб./год
Определение прочих расходов:
Sпр=0,05×(Sам+Sтр+Sтопл+Sэл+Sвод+Sзп)
Sпр=0,05×(1073,37+21,67+25300+1461,6+1400,7+9720)=39170,34*0,05=1958,52 тыс.руб
ΣS=39170,34+1958,52=41128,86 тыс.руб./год

Стоимость 1 тонны пара



a=41128,86/150000=274,2 руб. /тонну





Технико-экономические показатели котельной.

Таблица №9
№ Наименование величины Размерность Обозначение Способ определения
1 2 3 4 5
1 Установленная теплопроизводительность котельной по пару Т/ч Dу По заданию
30
2 Годовое число часов работы котельной Час/год
По заданию 5000
3 Годовая выработка тепла котельной Т/год
hгодДу=5000*30=150000
4 Расход тепла на собственные нужды и потери % qсн 8%
5 То же в год Гкал/год
93800*8/100=7504
6 Годовой расход топлива Т/год
18360
7 Установленная мощность эл. двигателей (без резервных) кВт
243
8 Годовой расход электоэнергии КВтч/год
× =243*5000=1215000

9 Годовой расход воды Т/год
85850
10 Штаты котельной Шт/ед М 54
11 Сметная стоимость котельной:
- строительная часть
- оборудование и монтаж Тыс.руб
7879,2
10880,8
12 Себестоимость выработаной тонны пара Руб/т aпара 274,2








Список используемой литературы


1. Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф., Берзиныш Э.Я. – Производственные и отопительные котельные. , М. 1984г.

2. Щеголев М.М., Гусев Ю.Л., Иванова М.С. –Котельные установки.,М. 1972г.

3. Роддатис К.Ф., Соколовский Я.Б. – Справочник по котельным установкам малой производительности. , М. 1975г.

4. Кострикин Ю.М., Мещерский Н.А., Коровина О.В. – Водоподготовка и водяной режим энергообъектов низкого и среднего давления. М. 1990г.

5. Лифшиц О.В. – Справочник по водоподготовке котельных установок малой мощности. М. 1969г.

6. Гусев Ю.Л. – Основы проектирования котельных установок. М. 1952г.

7. СНиП II-35-76 Часть 2 Глава 3 – Котельные установки . М. 1977г.

8. Аэродинамический расчет котельных установок. Нормативный метод.

9. СНиП ПА.6.72. Строительная климотология и геофизика . М. 1974г.

10. Методические указания по курсовому проектированию. Н-ск 1982г