--PAGE_BREAK--
5. Тепловой расчет паропровода
Прокладка паропровода надземная, поэтому расчетная температура окружающей среды соответствует температуре наружного воздуха в максимально зимнем режиме tно.
Паропровод полностью изолирован, задвижки изолированы на ѕ от площади поверхности, компенсаторы изолированы полностью.
Результаты теплового расчета сведены в таблицу 7.
Таблица 7 Тепловой расчет паропровода
Расчетная
величина
Обознач.
Размерн.
Расчетная формула или метод
определения
Номер участка
1
2
3
Расход пара на участке
D
кг/с
По заданию
16,67
5,55
5,55
Длина участка
L
м
--«---»--
650
240
90
Удельная потеря теплоты с 1 м изолированного паропровода
q
Приложение 3 [2]
1,76
1,56
1,56
Эквивалентная длина задвижки
Lзэкв
м
Принимается в диапазоне 4…8
4
Количество нормальных задвижек на участке
nз
—
По заданию
2
Эквивалентная длина опор
Lопэкв
м
(10…15%)L
65
24
9
Суммарная эквивалентная длина местных тепловых потерь
Lэкв
м
Lзэквnз+ Lопэкв
73
32
17
Температура пара в конце участка
t2
0С
Табл. II [4]
165,21
164,96
164,96
Температура пара в начале участка
t1
0С
Принимается
172
165,21
165,21
Средняя температура пара на участке
tср
0С
168,61
165,09
165,09
Средняя массовая теплоемкость пара на участке
Ср
Табл. V [4]
2,505
2,456
2,456
Потери тепла на участке
Q
кВт
250,18
81,08
31,91
Температура пара в начале участка
t’1
0С
170,12
167,28
165,87
Погрешность определения температуры
d
%
0,51
1,24
0,34
Полученная погрешность меньше допустимой (2%)
Энтальпия пара в начале участка
i
По табл. III [4]
2822,3
2819,6
2819,4
Условные обозначения:
1 — котел паровой;
2 — редукционный клапан;
3 — сепаратор непрерывной продувки;
4 — водоводяной теплообменник №1;
5 — пароводяной теплообменник №2;
6 — пароводяной теплообменник №3;
7 — водоводяной теплообменник №4;
8 — пароводяной теплообменник №5;
9 — водоводяной теплообменник №6;
10 — водоводяной теплообменник №7;
11 — пароводяной теплообменник №8;
12 — конденсатоотводчик;
13 — КТАН;
14 — водоструйный эжектор;
15 — деаэратор вакуумный;
16 — бак рабочей воды;
17 — регулятор температуры;
18 — котел водогрейный;
19 — редукционно-охладительная установка
20 — блок ХВО;
21 — деаэратор атмосферный.
7. Расчет тепловой схемы котельной
7.1 Расчет тепловой схемы паровой части котельной
Таблица 8 Исходные данные для расчета паровой части котельной
Величина
Обозн.
Разм.
Способ определения
Значение
Давление технологического пара
Pтех
МПа
Из расчета паропровода
Технологическая нагрузка
Dтех
кг/с
По заданию
16,67
Доля возвращаемого конденсата
m
%
--«---»--
60
Температура возвращаемого конденсата
tтех
0С
--«---»--
70
Солесодержание котловой воды
Sкв
мг/кг
--«---»--
5000
Солесодержание химически очищенной воды
Sх
мг/кг
Рекомендации из [5]
360
Энтальпии пара при давлениях:
1,4 МПа
0,732 МПа
0,15 МПа
i”1.4
i”0,732
i”0,15
кДж/кг
Табл. II [4]
2788,4
2764,76
2693,9
Энтальпии:
технол. конденсата
пит. воды (90 0С)
воды после СНП
исходной воды
котловой воды
iтех
iпв
i’0.15
iив
i’1.4
кДж/кг
То же
334,92
376,94
467,13
20,95
830,1
Энтальпия конденсата после паровых подогревателей
iк
кДж/кг
Табл. I [4] для t = 800C
334,92
На принципиальной тепловой схеме производственно-отопительной котельной (рис. 4) представлена паровая часть, результаты расчета которой приводятся в таблице 9.
Таблица 9 Расчет паровой части котельной
Расчетная
величина
Обозн.
Разм.
Расчетная формула или
способ определения
Расчетный режим
tно = -260С
Расход технологического конденсата с производства
Gтех
кг/с
Потери технологического конденсата
Gптех
кг/с
16,67-10,0=6,67
Потери пара в тепловой схеме
Dпот
кг/с
0,03∙16,67=0,50
Расход пара на собственные нужды
Dсн
кг/с
0,1∙16,67=1,667
Производительность котельной по пару после РОУ
Dк0,732
кг/с
16,67+0,50+1,667=
=18,837
Сумма потерь пара и конденсата
Gпот
кг/с
6,67+0,50=7,17
Доля потерь теплоносителя
Пх
—
Процент продувки
Pп
%
∙100%
Расход питательной воды на РОУ
GРОУ
кг/с
Производительность по пару Р = 1,4 МПа
Dк1.4
кг/с
18,837-0,185=18,652
Расход продувочной воды
Gпр
кг/с
Расход пара из сепаратора продувки
Dc0.15
кг/с
Расход воды из сепаратора продувки
GСНП
кг/с
0,526-0,086=0,44
Расход воды из деаэратора питательной воды
Gд
кг/с
18,837+0,526=19,362
Расход выпара из деаэратора питательной воды
Dвып
кг/с
0,002∙19,362=0,039
Суммарные потери сетевой воды, пара и конденсата
Gпот
кг/с
6,67+0,50+0,44+0,039=
7,649
Расход химобработанной воды
Gхво
кг/с
7,649
Расход исходной воды
Gисх
кг/с
1,15∙7,649=8,796
Энтальпия конденсата после охладителя продувочной воды (Т№1)
i’к
кДж/кг
Табл. II [4] для tк = 450C
188,55
Энтальпия исходной воды после охладителя продувочной воды (Т№1)
i12
0С
Энтальпия химочищенной воды на выходе из Т№3
i42
кДж/кг
Табл. I [4]
для t32 = 800C
334,92
Энтальпия воды на входе в охладитель деаэрированной воды (Т№3)
i41
0С
Расход пара на Т№2
D2
кг/с
, t″КТАН=14,50С
Расход пара на Т№3
D3
кг/с
Энтальпия ХОВ после охладителя выпара питательного деаэратора
i52
0С
Расход пара на деаэратор питательной воды
Dд
кг/с
Расчетный расход пара на собственные нужды
Dснр
кг/с
+ D3
0,85+0,159+0,316 = =1,325
Расчетная паропроизводительность
Dкр0,732
кг/с
16,67+1,225+0,50 =
= 18,495
Ошибка расчета
D
%
Полученная погрешность меньше допустимой (2%)
Выбор паровых котельных агрегатов будим производить из расчета обеспечения покрытия тепловой нагрузки.
Выбираю паровой котельный агрегат Е-35-14. Для покрытия нагрузки ставим два таких котла. Его краткая характеристика:
· номинальная паропроизводительность, кг/с: 9,72
· абсолютное давление пара, МПа: 1,4
· температура питательной воды, 0С: 100
7.2 Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной
Таблица 10 Исходные данные для расчета водогрейной части котельной
Наименование параметра
tно=-26°С
tнхм=-8,6°С
tни=+5°С
tн=+8°С
летний
Тепловая нагрузка на ГВС, МВт
52,375
33,521
Тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт
103,447
67,114
30,564
0
Температура в подающем трубопроводе, , °С
150
113,3
85,16
Температура воды в обратном трубопроводе, , °С
22,66
17,94
9,66
Таблица 11 Расчет водогрейной части котельной
Наименование расчетного параметра
Метод
определения
tно= -26°С
tнхм = -8,6°С
tни = +5°С
tн = +8°С
Производительность котельной, МВт
155,822
119,489
82,939
33,521
Расход тепла на собственные нужды, МВт
Принимается до 3% от Q
4,675
3,585
2,488
1,006
Суммарная производительность котельной, МВт
160,497
123,074
85,427
34,527
Расход сетевой воды, кг/с
464,863
105,963
Расход на подпитку и потери в тепловой схеме воды, кг/с
9,297
2,183
Расход воды через котельные агрегаты, кг/с
478,810
109,143
Температура воды на выходе из котельного агрегата, 0C при t’к=700C=const
150
131,346
112,581
87,210
Расход воды на собственные нужды, кг/с, при t’к=700C=const
8,762
8,391
7,865
3,180
Расход воды на линии рециркуляции, кг/с
81,522
97,341
119,952
48,481
Расход воды на перемычке, кг/с
0,0
77,55
121,132
48,957
Расход исходной воды, кг/с
, при
11,156
2,620
Расход греющей воды на теплообменник химочищенной воды Т№2, кг/с
где t”хво=650С, t’хво=250С, t21=t”к, t22=700C
4,649
6,062
8,733
2,537
Температура исходной воды, °С
По заданию
5
5
5
15
Температура греющей воды после теплообменника исходной воды Т№1
22,0
33,19
44,45
59,67
Расход выпара из деаэратора, кг/с
0,019
0,004
Расход греющей воды на деаэрацию, кг/с
0,581
0,758
1,092
0,634
Расход воды на собственные нужды, кг/с
5,230
6,820
9,825
3,171
Расход воды через котельный агрегат, кг/с
471,454
473,437
469,568
107,315
Относительная погрешность, %
-1,56
-1,13
-1,9
-1,67
Полученная погрешность меньше допустимой (2%)
Выбор водогрейных котельных агрегатов будим производить из расчета обеспечения покрытия нагрузки отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Выбираю три водогрейных котельных агрегата КВГМ-50
Краткая характеристика КВГМ-50:
· номинальная теплопроизводительность, МВт: 58
· расчетный расход воды, кг/с: 172
· расчетные температуры, 0С:
— на входе 70
— на выходе 150
· вид топлива: газ или мазут
· поверхность нагрева, м2: 1468
8. Расчет контактного теплообменника с активной насадкой
8.1 Тепловой расчет КТАНа
Таблица 12.Характеристика топлива, сжигаемого в котельных агрегатах
CH4
C2H6
C3H8
C4H10
C5H12
N2
CO2
Qнр
rт
%
МДж/м3
кг/м3
85,8
4,1
1,3
1,1
0,2
7,1
0,4
42,30
0,736
Таблица 13 Тепловой расчет КТАНа
Расчетная
величина
Обозн.
Разм.
Расчетная формула или
способ определения
Резуль-тат
расчета
Расход воды через КТАН
GКТАН
кг/с
Gисх
8,796
Теоретический объем воздуха для сжигания газа
м3/м3
2,78
Теоретический объем соединений RO2 в продуктах сгорания топлива
м3/м3
1,017
Теоретический объем соединений R2 в продуктах сгорания топлива
м3/м3
7,631
Теоретический объем водяных паров в продуктах сгорания топлива
м3/м3
2,154
Коэффициент избытка воздуха
a
—
Принимается
1,15
Объем азота в продуктах сгорания
м3/м3
8,630
Объем водяных паров в продуктах сгорания
м3/м3
2,210
Объем кислорода в продуктах сгорания
м3/м3
0,33
Массовый расход сухих газов
Gсг
кг/м3
11,315
Расход топлива на котел
В
кг/с
1,056
Температура дымовых газов на входе в КТАН
t’г
0С
Характеристика котла
130
Температура дымовых газов на выходе из КТАНа
t”г
0С
Принимается [3]
64
Падение энтальпии дымовых газов в КТАНе
DI
кДж/кг
Приложение10 [2]
65
Температура воды на входе в КТАН
t’в
0С
Из расчета паровой части котельной
8,33
Температура воды на выходе из КТАНа
t”в
0С
14,76
Скорость газов
wг
м/с
Принимается [2]
7
Скорость воды в трубках
wв
м/с
Принимается [2]
1,5
Коэффициент
А1
Пункт 4.3 [2], так как б
100
Коэффициент теплоотдачи со стороны дымовых газов
a1
546,65
Толщина стенки трубок насадки
d
м
Пункт 4.3 [2]
0,002
Внутренний диаметр трубок насадки
dвн
м
--«---»--
0,018
Средняя температура воды в насадке
tcp
0С
11,55
Коэффициент
А2
1187,43
Коэффициент теплоотдачи со стороны воды
a2
5069,16
Коэффициент теплопроводности материала трубок насадки
l
Справочник
55
Коэффициент теплопередачи
k
455,90
Среднелогарифмический температурный напор
Dtср
0С
82,52
Площадь насадки
F
м2
5,6
Количество трубок
n
шт.
18
Общая длина трубок
lобщ
м
81,07
Длина одной трубки
l
м
4,5
Количество секций в змеевике
z
шт.
Принимается
4
Длина одной секции
l’
м
0,99
Высота насадки
h
м
0,396
Средняя температура газов
tсрг
°С
97
Проходное сечение для газов
Fк
м2
2,31
Расстояние между трубками
y
м
0,354
Шаг труб
a
м
0,376
Ширина насадки
b
м
7,144
Расход орошающей воды
Gор
м3/ч
30,54
продолжение
--PAGE_BREAK--