Введение
1. Общая часть
1.1 Характеристика обьекта
1.2 Климатологические данные
1.3 Определение колличества потребителей теплоты. График годового расхода теплоты
1.4 Система и принципиальная схема теплоснабжения
1.5 Расчет тепловой схемы котельной
1.6 Подбор и размещение основного и вспомагательного оборудования
1.7 Тепловой расчет котлоагрегата
1.8 Аэродинамический расчет теплодутьевого тракта
2. Спецчасть.
Разработка блочеой системы подогревателей.
2.1 Исходные данные водоснабжения
2.2 Выбор схемы приготовления воды
2.3 Расчет оборудования водоподогревательной установки
2.4 Расчет сетевой установки
3. Технико-экономическая часть
3.1 Исходные данные
3.2 Расчет договорной стоимости строительно-монтажных работ
3.3 Определение годовых эксплуатационных расходов
3.4 Определение годового экономического эффекта
4. ТМЗР
Монтаж секционных водонагревателей
5. Автоматика
Автоматическое регулирование и теплотехнический контроль котлоагрегата КЕ-25-14с
6. Охрана труда в строительстве
6.1 Охрана труда при монтаже энергетического и технологического оборудования в котельной
6.2 Анализ и предотвращение появления потенциальных опасностей
6.3 Расчет стропов
7. Организация, планирование и управление строительством
7.1 Монтаж котлоагрегатов
7.2 Условия начала производства работ
7.3 Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы
7.4 Расчет параметров календарного плана
7.5 Организация стройгенплана
7.6 Расчет технико-экономических показателей
8. Организация эксплуатации и энергоресурсосбережения
Список литературы
Введение.
В наше сложное время, с больной кризисной экономикой строительство новых промышленных объектов сопряжено с большими трудностями, если вообще строительство возможно. Но в любое время , при любой экономической ситуации существует целый ряд отраслей промышленности без развития которых невозможно нормальное функционирование народного хозяйства, невозможно обеспечение необходимых санитарно-гигиенических условий населения. К таким отраслям и относится энергетика, которая обеспечивает комфортные условия жизнедеятельности населения как в быту так и на производстве.
Последние исследования показали экономическую целесообразность сохранения значительной доли участия крупных отопительных котельных установок в покрытии общего потребления тепловой энергии.
Наряду с крупными производственными, производственно-отопительными котельными мощностью в сотни тонн пара в час или сотни МВт тепловой нагрузки установлены большое количество котельных агрегатами до 1 мвт и работающих почти на всех видах топлива.
Однако как раз с топливом и существует самая большая проблема. За жидкое и газообразное топливо, которое поставляется на Украину в основном из России у потребителей часто не хватает средств расплатиться. Поэтому и необходимо использовать местные ресурсы.
В данном дипломном проекте разрабатывается реконструкция производственно-отопительной котельной поселка шахты "Кочегарка", которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. В перспективе предусматривается перевод котлоагрегатов на сжигание газа от дегазации газовых выбросов шахты, которая находится на территории обогатительной фабрики. В существующей котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ 25 14, служившие для снабжения паром предприятия шахты кочегарка, и водогрейные котлы ТВГ-8 (2 котла) для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения административно-бытовых зданий и жилого поселка.
В связи с сокращением добычи угля снизились производственные мощности угледобывающего предприятия, что привело к сокращению в потребности пара. Это вызвало реконструкцию котельной, которая заключается в использовании паровых котлов КЕ-25 не только для производственных целей, но и для производства горячей воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в специальных теплообменниках.
. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА
Проектируемая котельная находится в городе Горловке Донецкой области на территории шахты “Кочегарка”.
Планировка, размещение зданий и сооружений на промплощадке обогатительной фабрики выполнены в соответствии с требованиями СНиП.
Размер территории промплощадки в границах ограждений - 12,66 га, площадь застройки 52194 м2.
Транспортная сеть района строительства представлена железными дорогами общего пользования и автодорогами местного значения.
Рельеф местности равнинный, с небольшими подъемами , в почве преобладает суглинок.
Источником водоснабжения является фильтровальная станция и канал Северский Донец-Донбасс. Предусмотрено дублирование водовода.
1.2. КЛИМАТОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ И ГРУНТОВЫЕ УСЛОВИЯ
Для данного района строительства расчетная зимняя температура наружного воздуха для проектирования отопления и вентиляции tзр=-23°С; ?=88%. Расчетная летняя температура tлр=27,6°С; ?р =44%. Средняя температура за отопительный период tоср=-1,8°С Продолжительность отопительного периода составляет 83 дня. [1]
Таблица 1.1.
Продолжительность стояния температур наружного воздуха в течение отопительного периода.
Температура наружного воздуха, °С
-29,9 ? -25
-24,9 ? -20
-19,9 ? -15
-14,9 ? -10
-9,9 ?
-5
-4,9 ?
0
0,1 ? 0
+5,1 ? +8
Время стояния температур, ч.
8
53
161
382
665
1038
1340
673
Всего, ч.
8
61
222
604
1269
2307
3647
4320
Снеговая нормативная нагрузка - 50кг/м2.
Ветровая нормативная нагрузка - 45 кг/м2 .
Глубина промерзания грунта по естественной поверхности земли - 1 м.
Основанием для фундаментов служат суглинки. Условное расчетное давление на суглинок - 0,24МПа - (2,4кгс/см2 ). Грунтовые воды встречаются на глубине 2,5 ? 7,5 м от поверхности земли.
1.3. Определение количества потребилетей теплоты. График годового расхода теплоты.
Расчетные расходы теплоты промышленными предприятиями определяются по удельным нормам теплопотребления на единицу выпускаемой продукции или на одного работающего по вида.м теплоносителя (вода, пар). Расходы теплоты на отопление, вентиляцию и технологические нужды приведены в таблице 1.2. тепловых нагрузок.
Годовой график расхода теплоты строится в зависимости от продолжительности стояния наружных температур, которая отражена в таблице 1.2. данного дипломного проекта.
Максимальная ордината годового графика расхода теплоты соответствует расходу тепла при наружной температуре воздуха –23 ?С.
Площадь, ограниченная кривой и осями ординат, дает суммарный расход теплоты за отопительныф период, а прямоугольник в правой части графика - расход теплоты на горячее водоснабжение в летнее время.
На основании данных таблицы 1.2. расчитываем расходы теплоты по потребителям для 4-х режимов: максимально-зимний (tр. о. =-23?C;); при средней температуре наружного воздуха за отопительный период; при температуре наружного воздуха +8?C; в летний период.
Расчет ведем в таблице 1.3. по формулам:
- тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт
QОВ=QРОВ*(tвн-tн)/(tвн-tр.о.)
- тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период, МВт
QЛГВ=QРГВ*(tг-tхл)/(tг-tхз)*?
где: QРОВ- расчетная зимняя тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования системы отопления. Принимаем по табл. 1.2.
tВН - внутренняя температура воздуха в отапливаемом помещении, tВН =18?С
QРГВ - расчетная зимняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение ( табл. 1.2);
tн- текущая температура наружного воздуха ,°С;
tр.о.- расчетно отопительная температура наружного воздуха,
tг- температура горячей водя в системе горячего водоснабжения,tг=65°С
tхл , tхз - температура холодной воды летом и зимой,tхл =15°С,tхз =5°С;
? - поправочный коэффициент на летний период, ?=0,85
аблица 1.2
Тепловые нагрузки
Вид тепловой
Расход тепловой нагрузки, МВт
Характеристика
Нагрузки
Зимой
Летом
Теплоносителя
1.Отопление
и вентиляция
15,86
-
Вода 150/70 ?С
Пар Р=1,4 МПа
2.Горячее водоснабжение
1,36
По расчету
3.Технологические нужды
11,69
1,24
Пар Р=1,44МПа
ВСЕГО
28,91
1,24
-
Таблица 1.3.
Расчет годовых тепловых нагрузок
№ п/п
Вид нагрузки
Обозначение
Значение тепловой нагрузки при температуре МВт
tр.о=-23 ?С
tсро.п.=-1,8?С
tр.о=8?С
Летний
1.
Отопление и вентиляция
QОВ
15,86
7,66
3,87
-
2.
Горячее водоснабжение
QГВ
1,36
1,36
1,36
0,963
3.
Итого
QОВ+ГВ
17,22
9,02
5,23
0,963
4.
Технология
QТЕХ
11,69
11,69
1,24
1,24
5.
Всего
Q
28,91
20,71
6,47
2,203
По данным табл. 1.1. и 1.3. строим график годовых расходов тепловой нагрузки, представленный на рис .1.1.
1.4. СИСТЕМА И ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Источником теплоснабжения является реконструируемая котельная шахты. Теплоноситель - пар и перегретая вода. Питьевая вода используется только для систем горячего водоснабжения. Для технологических нужд используется пар Р=0,6МПа. Для приготовления перегретой воды с температурой 150-70?С предусматривается сетевая установка, для приготовления воды с t=65°С - установка горячего водоснабжения.
Система теплоснабжения - закрытая. Вследствии отсутствия непосредственного водоразбора и незначительной утечки теплоносителя через неплотности соединений труб и оборудования закрытые системы отличаются высоким постоянством количества и качества циркулируемой в ней сетевой воды.
В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей.
На промплощадке трубопроводы теплоснабжения прокладываются по мостам и галереям и частично в непроходных лотковых каналах типа Кл. Трубопроводы прокладывают с устройством компенсации за счет углов поворотов трассы и П-образных компенсаторов.
Трубопроводы приняты из стальных электросварных труб с устройством теплоизоляции.
На листе 1 графической части дипломного проекта показан генплан промплощадкп с разводкой тепловых сетей к объектам потребления .
1.5. РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ
Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования энергии и использования в установке теплоты рабочего тела. Она представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединенного линиями трубопроводов рабочего тела в соответствии с последовательностью его движения в установке.
Основной целью расчета тепловой схемы котельной является:
- определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расходов тепла на собственные нужды, и распределением этих нагрузок между водогрейной и паровой частями котельной для обоснования выбора основного оборудования;
- определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для выбора вспомогательного оборудования и определения диаметров трубопроводов и арматуры;
- определение исходных данных для дальнейших технико-экономических расчетов (годовых выработок тепла, годовых расходов топлива и др.).
Расчет тепловой схемы позволяет определить суммарную теплопроизводительность котельной установки при нескольких режимах ее работы.
Тепловая схема котельной приведена на листе 2 графической части дипломного проекта.
Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной приведены в таблице 1.4, а сам расчет тепловой схемы приведен в таблице 1.5.
Таблица 1.4
Исходные данные для расчета тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.
№№ пп
Наименование
Обоз-
Ед.
Расчетные режимы
Примечание
позиц. исход. данных
величин
начение
изм.
Максимально зимний
При средней температуре наиболее холодного периода
При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика
Летний
1
2
3
4
5
6
7
8
9
01
Температура наружного воздуха
tн
?C
-24
-10
-
-
I
02
Температура воздуха внутри отапливаемых зданий
tвн
?C
18
18
18
18
03
Максимальная температура прямой сетевой воды
t1макс
?C
150
-
-
-
04
Минимальная температура прямой сетевой воды в точке излома температурного графика
t1.изл
?C
-
-
70
-
05
Максимальная температура обратной сетевой воды
t2макс
?C
70
-
-
-
06
Температура деаэрированной воды после деаэратора
Tд
?C
104,8
104,8
104,8
104,8
07
Энтальпия деаэрированной воды
iд
КДж/кг
439,4
439,4
439,4
439,4
Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 1.2Мпа
08
Температура сырой воды на входе в котельную
T1
?C
5
5
5
15
09
Температура сырой воды перед химводоочисткой
TЗ
?C
25
25
25
25
10
Удельный объем воды в системе тепловодоснабжения в т. на 1 МВт суммарного отпуска тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение
qсист
Т/ МВт
30,1
30,1
30,1
30,1
Для промышленных предприятий
Параметры пара, вырабатываемого котлами (до редукционной установки)
11
Давление
P1
МПа
1,4
1,4
1,4
1,4
Из таблиц насы-
12
Температура
?1
?C
195
195
195
195
щенного пара и
13
Энтальпия
i1
КДж/кг
2788,4
2788,4
2788,4
2788,4
воды при давлении 1,4 МПа
Параметры пара после редукционной установки:
14
Давление
P2
МПа
0,7
0,7
0,7
0,7
Из таблиц насы-
15
Температура
?2
?C
165
165
165
165
щенного пара и
16
Энтальпия
i2
КДж/кг
2763
2763
2763
2763
воды при давлении 0,7 МПа
Параметры пара, образующегося в сепараторе непрерывной продукции:
17
Давление
P3
МПа
0,17
0,17
0,17
0,17
Из таблиц насы-
18
Температура
?3
?C
115,2
115,2
115,2
115,2
щенного пара и
19
Энтальпия
i3
КДж/кг
2700
2700
2700
2700
воды при давлении 0,17 Мпа
Параметры пара, поступающего в охладитель выпара из деаэратора:
20
Давление
P4
МПа
0,12
0,12
0,12
0,12
Из таблиц насы-
21
Температура
?4
?C
104,8
104,8
104,8
104,8
щенного пара и
22
Энтальпия
i4
КДж/кг
2684
2684
2684
2684
воды при давлении 0,12 Мпа
Параметры конденсатора после охладителя выпара:
23
Давление
P4
МПа
0,12
0,12
0,12
0,12
Из таблиц насы-
24
Температура
?4
?C
104,8
104,8
104,8
104,8
щенного пара и
25
Энтальпия
i5
КДж/кг
439,4
439,4
439,4
439,4
воды при давлении 0,12 Мпа
Параметры продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки:
26
Давление
P1
Мпа
1,4
1,4
1,4
1,4
Из таблиц насы-
27
Температура
?1
?C
195
195
195
195
щенного пара и
28
Энтальпия
i7
КДж/кг
830,1
830,1
830,1
830,1
воды при давлении 1,4 Мпа
Параметры продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки:
29
Давление
P3
Мпа
0,17
0,17
0,17
0,17
Из таблиц насы-
30
Температура
?3
?C
115,2
115,2
115,2
115,2
щенного пара и
31
Энтальпия
i8
КДж/кг
483,2
483,2
483,2
483,2
воды при давлении 0,17 Мпа
32
Температура продувочной воды после охлаждения продувочной воды
tпр
?C
40
40
40
40
33
Температура конденсата от блока подогревателей сетевой воды
tкб
?C
80
80
80
80
Принимается
34
Температура конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды
t2
?C
165
165
165
165
Принимается
35
Энтальпия конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды
i6
КДж/кг
697,1
697,1
697,1
697,1
Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,7 Мпа
36
Температура конденсата, возвращаемого с производства
tкп
?C
80
80
80
80
37
Величина непрерывной продувки
П
%
4,6
4,6
4,6
4,6
Принимается из расчета химводоочистки
38
Удельные потери пара с выпаром из деаэратора питательной воды в т на 1т деаэрированной воды
dвып
т/т
0,002
0,002
0,002
0,002
Принимается по рекомендациям ЦКТИ
39
Коэффициент собственных нужд химводоочистки
Кснхво
-
1,2
1,2
1,2
1,2
40
Коэффициент внутрикотельных потерь пара
Кпот
-
0,02
0,02
0,02
0,02
Принимается
41
Расчетный отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию
Qмаксов
МВт
15,86
-
-
-
Табл. 1.2.
42
Расчетный отпуск тепла на горячее водоснабжение за сутки наибольшего водопотребления
Qсргв
МВт
1,36
-
-
-
Табл. 1.2.
43
Отпуск тепла производственным потребителям в виде пара
Дотр
кг/с
4,98
4,98
4,98
0,53
44
Возврат конденсата от производственных потребителей (80%)
Gпотр
=кг/с
3,98
3,98
3,98
0,42
=0,8
Таблица 1.5
Расчет тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.
№№ пп
Наименование
Обоз-
Ед.
Расчетная
Расчетные режимы
позиц. исход. данных
величин
начение
изм.
формула
Максимально зимний
При средней температуре наиболее холодного периода
При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды.
Летний
Р01
Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды
tн.изл
?C
tвн-0,354(tвн- tр.о.)
-
-
18-0,354* *(18+24)= =3,486
-
Р02
Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха
Ков
-
(tвн- t'н)/ (tвн- tр.о)
1
(18-(-10))/(18-(-23))=0,67
(18-0,486)/ /(18-(-24))= =0,354
-
Р03
Расчетный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию
Qов
МВт
Qмаксов*Ков
15,86
15,86*0,67= 10,62
5,61
-
Р04
Значение коэффициента Ков в степени 0,8
К0.8ов
-
1
0,73
0,436
-
Р05
Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной
tI
?C
18+64,5* *К0.8ов+64,5*Ков
150 (см 03)
18+64,5*0,73+67,5*0,67= 110,3
70 (см 04)
70
Р06
Температура обратной сетевой воды
t2
?C
t1-80*Ков
70
56,7
54,7
42,7
Р07
Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зимних режимах
Qов+гв
МВт
Qов+ Qсргв
17,22
11,98
6,97
0,936
Р08
Расчетный расход сетевой воды в зимних режимах
Gсет
кг/с
Qов+гв*103/(t1-t2)*C
51.37
94.13
65.56
-
Р09
Отпуск теплоты на горячее водоснабжение в летнем режиме
Qлгв
МВт
-
-
-
0,963
Р10
Расчетный расход сетевой воды в летнем режиме
Gлсет
кг/ч
Qлгв*103/(t1-t2)*C
-
-
-
9,2
Р11
Объем сетевой воды в системе водоснабжения
Gсист
Т
qсис*Qдmax
519,53
519,53
519,53
519,53
Р12
Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети
Gут
кг/с
0,005*Gсист*1/3,60
0,72
0,72
0,72
0,72
Р13
Количество обратной сетевой воды
Gсет.обр.
кг/с
Gсет- Gут
21,24
92,21
60,08
7,64
Р14
Температура обратной сетевой воды перед сетевыми насосами
tз
?C
t2*Gсет.обр+Т*Gут/ Gсет
70,5
56,7
42,2
43,1
Р15
Расход пара на подогреватели сетевой воды
Дб
кг/с
Gсет*(t1-t3)/ (i2/4,19-tкб)* 0,98
7,14
9,13
2,93
0,48
Р16
Количество конденсата от подогревателей сетевой воды
Gб
кг/с
Дб
7,14
9,13
2,93
0,43
Р17
Паровая нагрузка на котельную за вычетом расхода пара на деаэрацию и на подогрев сырой воды, умягчаемой для питания котлов, а также без учета внутрикотельных потерь
Д
кг/с
Дпотр+Дб+Дмаз
4,98+7,14= 12,12
4,98+9,13= 14,11
4,98+2,93= 7,91
0,53+0,43= 0,96
Р18
Количество конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства
Gк
кг/с
Gб+ Gпотр
7,19+3,98= 11,12
9,13+3,98= 13,11
2,93+3,98= 6,91
0,43+0,42= 0,85
Р19
Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки
Gпр
кг/с
n/100*Д
0,6
0,7
0,39
0,05
Р20
Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки
Д'пр
кг/с
0,148*Gпр
0,148*0,6= 0,089
0,148*0,70= 0,104
0,148*0,39= 0,060
0,148*0,05= 0,007
Р21
Количество продувочной воды, на выходе из сепаратора непрерывной продувки
G'пр
кг/с
G'пр- Дпр
0,6-0,089= 0,511
0,70-0,104= 0,596
0,32-0,060= 0,33
0,05-0,007= 0,043
Р22
Внутрикотельные потери пара
Дпот
кг/с
0,02*Д
0,02*1212* 0,24
0,02*14,11= 0,28
0,02*7,91= 0,16
0,02*0,96= 0,02
Р23
Количество воды на выходе из деаэратора
Gд
кг/с
Д+ Gпр+ Пут
13,44
15,53
9,02
2,07
Р24
Выпар из деаэратора
Двып
кг/с
dвып*Gд
0,002*13,44= 0,027
0,002*15,53= 0,03
0,002*9,02= 0,018
0,002*2,07= 0,004
Р25
Количество умягченной воды, поступающей в деаэратор
Gхво
кг/с
(Дпотр-Gпотр)+ +G'пр+Дпот+Двып +Gут
2,498
2,64
2,44
0,96
Р26
Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку
Gс.в
кг/с
Кс.н.хво*Gхво
1,2*2,498= 3,2
1,2*2,64= 3,17
1,2*2,44= 2,93
1,2*0,96= 1,15
Р27
Расход пара для подогрева сырой воды
Дс
кг/с
Gсв*(Т3-Т1)*С/(i2-i6)*0.98
0.13
0.13
0.12
0.024
Р28
Количество конденсата от подогревателей сырой воды, поступающей в деаэратор
Gс
кг/с
Дс
0,13
0,13
0,12
0,024
Р29
Суммарный вес потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)
G?
кг/с
Gк+Gхво+Gс+Дпр-Двып
13,89
15,95
10,07
2,01
Р30
Доля конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства в суммарном весе потоков, поступающих в деаэратор
Gк/ G?
0,8
0,82
0,68
0,4
Р31
Удельный расход пара на деаэратор
dд
кг/кг
Рис.11 [ ]
0,0525
0,052
0,056
0,0753
Р32
Абсолютный расход пара на деаэратор
Д*g
кг/с
dд* G?
0.75
Р33
Расход пара на деаэратор питательной воды и для подогрева сырой воды
-
кг/с
(Дg+Дс)*
0,75+0,13= 0,88
0,82+0,13= 0,95
0,56+0,12= 0,88
0,15+0,024= 0,179
Р34
Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь
Д*'
кг/с
Д+(Дg+Дс)
12,12+0,88= 13,00
14,11+0,9= 15,06
7,91+0,68= 8,59
0,96+0,179= 1,13
Р35
Внутрикотельные потери пара
Дпот
кг/с
Д' * (Кпот/(1-Кпот))
0,26
0,3
0,17
0,023
Р36
Суммарная паровая нагрузка на котельную
Д*сум
кг/с
Д'+Дпот
13,26
15,36
8,76
1,153
Р37
Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки
Gпр
кг/с
n/100*Dсум
0,61
0,71
0,42
0,055
Р38
Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки
Dпр
кг/с
Gпр*(i7*0,98-i8)/ (i3-i8)
0,091
0,104
0,06
0,008
Р39
Количество продувочной воды на выходе их сепаратора непрерывной продувки
G'пр
кг/с
Gпр-Dпр
0,519
0,606
0,36
0,047
Р40
Количество воды на питание котлов
Gпит
кг/с
Dсум+Gпр
13,87
16,07
9,18
1,208
Р41
Количество воды на выходе из деаэратора
Gg
кг/с
Gпит+Gут
14,59
17,157
9,90
1,93
Р42
Выпар из деаэратора
Dвып
кг/с
dвып*Gg
0,029
0,034
0,02
0,004
Р43
Количество умягченной воды, поступающее в деаэратор
Gхво
кг/с
(Dпотр-Gпотр)-G'пр+ Dпот+Dвып+Gут
2,72
2,48
0,98
Р44
Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку
Gс.в
кг/с
Kс.н.хво*Gхво
1,2*2,57= 3,08
1,2*2,72= 3,24
1,2*2,48= 2,98
1,2*0,98= 1,12
Р45
Расход пара для подогрева сырой воды
Dc
кг/с
Gс.в.*(T3-T1)*C/ (i2-i8)*0,98
0,068
0,14
0,12
0,02
Р46
Количество конденсата поступающего в деаэратор от подогревателей сырой воды
Gc
кг/с
Dc
0,068
0,14
0,12
0,02
Р47
Суммарный вес потоков поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)
G?
кг/с
Gk+Gхво+Gc+Dпр-Dвып
13,9
16,04
9,78
1,96
Р48
Доля конденсата от подогревателей
кг/с
Gk/ G?
11,12/13,90= 0,797
13,11/16,04= 0,82
0,736
0,486
Р49
Удельный расход пара на деаэратор
dg
кг/кг
Рис.11
0,0525
0,052
0,056
0,0753
Р50
Абсолютный расход пара на деаэратор
Dg
кг/с
dg* G?
0,765
0,835
0,55
0,15
Р51
Расход пара на деаэрацию питательной воды и подогрев сырой воды
-
кг/с
(Dg+Dc)
0,833
0,975
0,67
0,17
Р52
Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь
Д1
кг/с
D+(Dg+Dc)
12,12+0,87= 12,9
14,11+0,87= 15,07
7,91+0,67= 8,58
0,96+0,17= 1,13
Р53
Суммарная паровая нагрузка на котельную
Dсум
кг/с
Д1+Dпот
13,21
15,385
8,75
1,153
Р54
Процент расхода пара на собственные нужды котельной (деаэрация подогрев сырой воды)
Кс.н.
%
(Дg+Дс)/Dсум*100
6,3
6,34
7,66
14,74
Р55
Количество работающих котлов
Nк.р.
Шт.
Dсум/Dкном
2
2
2
1
Р56
Процент загрузки работающих паровых котлов
Кзат
%
Dсум/Dкном*Nк.р.* *100%
95,17
110,84
63
16,6
Р57
Количество воды, пропускаемое помимо подогревателей сетевой воды (через перемычку между трубопроводами прямой и обратной сетевой воды)
Gсет.п.
кг/с
Gсет*(tmax1-t1)/ /(tmax1-t3)
0
40,22
49,52
7,03
Р58
Количество воды пропускаемое через подогреватели сетевой воды
Gсет.б.
кг/с
Gсет- Gсет.п.
51,37
94,13-40,22= 53,91
66,56-49,52= 17,04
9,20-7,03= 2,17
Р59
Температура сетевой воды на входе в пароводяные подогреватели
t4
?C
[t1max(i6-tк.б.с.)+ t3(i2-i6)]/(i2- tк.б.с.)
81,6
71,2
57,4
58,6
Р60
Температура умягченной воды на выходе из охладителя продувочной воды
Т4
?C
T3+G'пр/Gхво*(i8/c --tпр)
33,6
32,1
31,1
37,2
Р61
Температура умягченной воды поступающей в деаэратор из охладителя пара
Т5
?C
T4+Dвып/Gхво*(i4-i5)/c
37,8
35,6
34,4
39,2
1.6. ПОДБОР И РАЗМЕЩЕНИЕ ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
На основании результатов полученных при расчете тепловой схемы котельной (таб. 1.5) производим выбор основного и вспомогательного оборудования.
1.6.1. Выбор паровых котлоагрегатов
Выбор типа, количества и единичной производительности котлоагрегатов зависит главным образом от расчетной тепловой производительности котельной, где они будут установлены; от вида теплоносителя, отпускаемого котельной.
На основании вышеизложенного и в связи с тем, что для технологических потребностей нербходим пар, в котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ-25-14 единичной производительностью по пару D =6,94кг/с, что в сумме дает 13,88 кг/с. А из расчета тепловой схемы максимальная суммарная паровая нагрузка котельной Dсум=15,377 кг/с (табл.1.5 п.53), что позволяет использовать котлоагрегаты КЕ-25-14 с небольшой перегрузкой в один из режимов.
1.6.2. Подбор сетевых насосов
Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды . Расход сетевой воды принимаем из табл. 1.5 позиция .
GЗ СЕТ=93,13 кг/с = 338,87 т/ч
Необходимая производительность сетевых насосов, приведенная к плотности ?В=1000кг/м3, м/ч
GСН=GЗ СЕТ/?В70=338,87/0,978=346,49
Напор сетевых насосов выбирается из условия преодоления гидравлического сопротивления теплотрассы при расчетном максимальном расходе воды, сопротивления котельной и соединительных трубопроводов с 10%-м запасом.
HC P=1,1 Н (1.2)
Иэ данных гидравлического расчета тепловой сети
Н = 0,7 МПа
Тогда
HC P=1,1*0,7=0,77 МПа
К установае принимаем блок сетевых насосов БСН-1801420, состоящий из 2-х насосов Д400/80, один из которых резервный, электродвигатель А02_82_2, N=100кВт, n=3000-1, Q=400м3/ч, H=0,65?0,85 Мпа
1.6.3. 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.
Производительность всей котельной, кг/с
QПИТ=1,1*DСУМ (1.3)
где DСУМ -суммарная паропроизводительность котельной
из табл.1.5 п.53: DСУМ=15,377 кг/с
QПИТ=1,1*15,377 = 16,91 кг/с=60,89 т/ч
Напор, который должны создавать питательные насосы для паровых котлоагрегатов, МПа
НПИТ=1,15*(Рб-Рд)+НСЕТ (1.4)
где Рб - наибольшее возможное избыточное давление в котлоагрегате,
Рб =1,3 МПа
Рд - избыточное давление в деаэраторе ,Рд=0,12МПа
НСЕТ- соиротивление всасывающего и нагнетающего трубопроводов.
Принимаегл НСЕТ=0,15МПа
ННАС= 1,15(1,3-0,12)+0,15 = 1,51 МПа
Из табл. 15.3 [3] принимаем к установке 2 питательных насоса ПЭ-65-40, один из которых резервный: электродвигатель А2-92-2, подача 65 м3/ч напор 4,41 МПа, частота вращения 3000-1.
1.6.4. Подбор конденсатного насоса
Конденсатные насосы перекачивают конденсат из баков, куда он поступает с производства или из пароводяных подогревателей, в деаэратор.
Производительность конденсатного насоса, м3/ч(кг/с)
QК НАС= К(табл.1.5. п.18)=13,11 кг/с=47,2 м3/ч
Напор развиваемый конденсатным насосом, МПа
Нкон=2,3 Мпа
По табл. 15.6. [3] принимаем к установке 2 насоса Кс-50-55-1 один из которых резервный: электродвигатель 4А160М4, подача 50м3/ч,напор 5,5 МПа,частота вращения 1450-1.
1.6.5. Подбор подпиточных насосов
Для восполнения утечки воды из закрытых систем теплоснабжения устанавливают подпиточные насосы.
Подача подпиточного насоса принимается иэ табл.1.5
Gподп=0,72 кг/с=2,592 м3/ч
Давление, создаваемое подпиточным насосом, должно обеспечить невскипание воды на выходе из котельной
Нпод=0,4 МПа
Пo табл.15.6. [3] принимаем к установке 2 подпиточных насоса Кс-12-50 один иэ которых резервный: электродвигатель 4А100 2, подача 12 м3/ч напор 0,5 МПа, частота вращения 2900 -1
1.6.6. Подбор деаэратора
В новых производственных и производственно-отопительных котельных с паровыми котлоагрегатами предусматривается установка атмосферных деаэраторов типа ДА.
Подбираем деаэратор по его производительности ,т/ч(кг/с)
GД=17,157 кг/с=61,76 т/ч (табл.1.5п. 41)
Принимаем к установке деаэратор DА-100( табл. 3 ):
производительность, т/ч - 100
давление ,МПа - 0,12
емкость деаэраторного бака.м3 - 25
поверхность охладителя
выпара, м2 - 8
1.7. Тепловой расчет котлоагрегата
Котел KЕ-25-14c предназначен для производства насыщенного пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Топочная камера котла шириной 272 мм полностью экранирована (степень экранирования Нл/ ст =0,8) трубами d=51х2,5мм. Трубы всех экранов приварены к верхним и нижним камерам d219x8мм. Топочная камера по глубине разделена на два объемных блока. Каждый из боковых экранов (правый и левый) переднего и заднего топочных блоков образует самостоятельный циркуляционный контур. Верхние камеры боковых экранов в целях увеличения проходного сечения на входе в пучок расположены ассиметрично отпосительно оси котла. Шаг труб боковых и фронтового экранов – 55 мм, шаг труб заднего экрана – 100 мм, трубы заднего экрана выделяют из топочного объма камеру догорания, на наклонном участке труб уложен слой огнеупорного кирпича толщиной 65мм. Объем топочной камеры -61,67 м3.
Для улучшения циркуляционных характеристик фронтового экрана на нем устанавливаются три рециркуляцинные трубы d89х4мм. Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева - 92,10м2.
Третьим блоком котла является блок конвективного пучка с двумя барабанами (верхним и нижним) внутренним диаметром 1000мм. Длина верхнего барабана 7000мм, нижнего – 5500мм. Толщина стенки барабана котла - 13мм, материал - сталь 16ГС. Ширина конвективного пучка по осям крайних труб 2320мм. В таком пучке отсутствуют пазухи для размещения пароперегревателя, что существенно улучшает омывание конвективного пучка.
Конвективный пучок выполнен из труб d51x2,5мм. Поперечный шаг в пучке составляет 110 мм, продольный - 90мм. Площадь поверхности нагрева конвективного пучка равна 417,8м2. Первые три ряда труб на входе в пучок имеют шахматное расположение с поперечным шагом S =220мм. Удвоение величины шага по сравнению с остальными рядами позволяет увеличить проходное сечение на входе в пучок, частично перекрытое потолком потолочной камеры.
Хвостовые поверхности состоят из одноходового по воздуху воздухоподогревателя с поверхностью нагрева 228 м2, обеспечивающего нагрев воздуха до 180 0С и установленного следом за ним по ходу газов чугунного экономайзера с поверхностью нагрева 646 м2.
Для сжигания каменных и бурых углей под котлом устанавливается механическая топка ТЧЗ-2,7/5.6. Активная площадь зеркала горения равна 13,4 м2. Решетка приводится в движение при. Помощи привода ПТ-1200, обеспечивающего 8 ступеней регулирования скорости движения в приделах 2,8 - 17,6 м/ч. Дутьевой короб под решеткой разделен на четыре воздушные зоны. Подача воздуха регулируется при помощи поворотных заслонок на воздуховодах. Котельная установка оборудована системой возврата уноса и острого дутья. Выпадающий в конвективном пучке унос оседает в четырех зольниках и возвращается в топочную камеру для дожигания при помощи воздушных эжекторов по прямым трубкам d76мм через заднюю стенку, восемь сопл острого дутья d2 мм расположены в задней стенке топки на высоте 1400мм от решетки.
1.7.1. Исходные данные и выбор коэффициента избытка воздуха
Ведем расчет котлоагрегата применительно к условиям проектируемого объекта: уголь марки ГР со следующими характеристиками
СР=55,2%, НР=3,8%, ОР=5,8%, WР=1,0%, SР=3,2%, АР=23%, NP=8%, QPH=22040КДж/кг, VГ=40%,
Величины коэффициента избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева определяем последовательно
?n=?i+?? (1.3)
где ?i - коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода
?? - нормативный присос воздуха
Таблица 1.6
Коэффициенты избытка воздуха
№ п/п
Газоход
Коэффициент избытка воздуха за топкой.
??
?n
1
Топка
1,35
0,1
1,35
2
Конвективный пучок
0,1
1,45
3
Воздухоподогреватель
0,08
1,53
4
Водяной экономайзер
0,1
1,63
1.7.2. Расчет обьемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания
Расчет теоретического объема воздуха
V0=0,0889*(Ср+0,375*Sрогр+к)+0,265*Нр-0,0333*Ор
V0=0,0889*(55,2+0,375*3,2)+0,265*3,8-0,0333*5*8=5,83 м3/кг
Расчет теоретических обьемов продуктов сгорания при ?=1 м3/кг
VORO2=1,866*(CP+0,375Sрогр+к)/100=1,866*(55,2+0,375*3,2)/100=1,0524
VONO2=0,79*V?+0,08*Np=0,79*5,83+0,008*1=4,612
VOH2O=0,111НР+0,0124WР+0,0161V0=0,111*3,8+0,0124*8+0,0161*5,83=0,6148
Таблица 1.7
Характеристики продуктов сгорания
№
Величина
Ед. изм.
Газоходы
1
3
4
5
6
7
1
Коэффициент избытка воздуха за топкой
?Т
1,35
2
Нормативный присос
??
0,1
0,1
0,08
0,1
3
Коэффициент избытка воздуха за газоходом
?n
1,35
1,45
1,53
1,63
4
Объем трехатомных газов. VRO2=V0RO2
м3/кг
1,0524
1,0524
1,0524
1,0524
5
Объем двухатомных газов. VN2=V0N2+0.0161*V0
-“-
6,943
7,526
8,109
8,285
6
Объем водяных паров VH2O=V0H2O+0,0161(?- -1)* V0
-“-
0,652
0,662
0,671
0,674
7
Суммарный объем дымовых газов
VГ=VRO2+VN2+VH2O
-“-
8,647
9,24
9,832
10,0114
8
Объемная доля трехатомных газов
rRO=VRO2/VГ
-“-
0,122
0,114
0,107
0,105
9
Объемная доля водяных паров rH2O=VH20/VГ
-“-
0,197
0,186
0,176
0,077
10
Концентрация золы в дымовых газах, ?=Ар*?ун/100*Vг
-“-
3,99
3,73
3,51
3,29
Таблица 1.8
Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, КДж/кг
?, ?С
I0=(ctв)*V0
I0RO2=(c?)RO2* *V0RO2
I0N2=(c?)N2*V0N2
I0H2O=(c?)H2O* *V0H2O
I0?
1
2
3
4
5
6
30
39*5,83=227,2
100
132*5,83=769,3
169*0,054= 187,13
4,62*130= 600,6
151*0,616= 92,87
871,596
200
286*5,83=1550,3
357*1,05= 376,3
260*4,62= 1201,2
304*0,615= 186,96