Проектирование производственноотопительной котельной для жилого района г Смоленска

Министерство образования и науки Российской Федерации

Южно-Уральский государственный университет

Кафедра промышленной теплоэнергетики



Проектирование производственно – отопительной котельной

для жилого района г. Смоленска



Пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине

«Источники и системы теплоснабжения

промышленных предприятий»

Э – 450.140104.2006.085.02.ПЗ





Нормоконтролер:

Руководитель:

Кириллов В. В. _________

«___»________2006 г.

Автор работы:

Студент группы Э-450

 Давыдов И. С.__________

«___»_____2006 г.

Проект защищен

	с оценкой ____________

		«___»________2006 г.





Челябинск

2006 г.


Аннотация



Давыдов Илья Сергеевич. Расчет производственно-отопительной котельной для жилого района г. Смоленска. Челябинск, ЮУрГУ, Энергетический факультет, 2006 г, 38 с, 4 рисунка, 16 таблиц, 1 лист формата А1. Библиография литературы – 7 наименований.

В данном проекте приводится расчет производственно-отопительной котельной для жилого района города Смоленска. В основной части проекта рассчитаны тепловые нагрузки на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение, а также расходы воды на отопление и вентиляцию. Выполнен гидравлический и тепловой расчет паропровода по заданной схеме, а также контактный теплообменник с активной насадкой. Приведено обоснование выбора основного оборудования тепловой схемы котельной, а также развернутая тепловая схема производственно-отопительной котельной на листе формата А1.


Содержание

	

	1.Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения……………………………………………………..……………...5

1.1 Сезонная нагрузка………………………..……………………….…………..6

1.2 Круглогодичная нагрузка…………………………………………………….7

2.Расчет температур сетевой воды……………….…………………..…………10

3.Расчет расходов сетевой воды……………………………………….……….13

4.Гидравлический расчет паропровода……………………………….……….14

5.Тепловой расчет паропровода………………………………………….……..17

6.Принципиальная тепловая схема котельной…………………………..…….19

7.Расчет тепловой схемы котельной………………………………….………..21

7.1 Расчет тепловой схемы паровой части котельной………………………..21

7.2. Расчет тепловой схемы паровой части котельной……………………….25

8.Расчет контактного теплообменника с активной насадкой….……………28

8.1 Тепловой расчет КТАН……………………………………………………..28

8.2 Гидравлический расчет КТАН…………………….……………………….31

9.Выбор оборудования тепловой схемы котельной…………………………..32

Заключение………………………………………………………….……………36

Список литературы…………………………………………………...………….37

Приложение…………………………………………………………….………..38


1.Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения



В качестве потребителя коммунально-бытовой нагрузки выбран микрорайон г. Смоленска.  с жилыми домами квартирного типа и этажностью 5 и более этажей.

Исходные данные для определения сезонной и круглогодичной тепловых нагрузок:

		Расчетная температура воздуха проектирования отопления tно, оС34

		Средняя температура наиболее холодного месяца tнхм, оС……..-16,9

		Расчетная температура воздуха внутри жилых помещений tв , оС+20

		Расчетная температура горячей воды у абонента tг , оС………..+55

		Расчетная температура холодной водопроводной воды в летний период tх, оС…………………………………………………………………..+15

	6. Расчетная температура холодной водопроводной воды в зимний период tх, оС…………………………………………………………………..+5

	7. Количество квадратных метров жилой площади на одного жителя Fуд ,м2/чел……………………………………………………………………...18

		8. Количество жителей z, чел…………………………………….90000

		9. Укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади qo , Вт/м……………….87

		10. Норма среднего недельного расхода горячей воды для жилых помещений, a, л/сут……………………………………..……………………..105

		11. Норма среднего недельного расхода горячей воды  для общественных и административных зданий, b, л/сут………………………...25

	12. Коэффициент, учитывающий расход тепла на общественные здания, k1………………………………………………………………….. 0,25

	13. Коэффициент, учитывающий тип застройки зданий, k2……..…..0,6

	14. Продолжительность работы системы отопления, no, сут..………218

	Коэффициент учитывающий изменение средненедельного расхода тепла на ГВС в неотопительный период по отношению к отопительному, в0,8

	

	1.1 Сезонная нагрузка

	

	Производственно-отопительная котельная рассчитывается для трех режимов работы, поэтому необходимо, чтобы нагрузки отопления и вентиляции были определены для следующих температур наружного воздуха:

температура начала отопительного периода tн=+8 0С;

средняя температура наиболее холодного месяца tнхм=-16,9 0С;

расчетная температура воздуха проектирования отопления tно=-34 0С

Таблица 1 Расчет сезонных нагрузок



Величина

Единица измерения

Расчет

Наименование

Расчетная формула или способ определения





Расчетная нагрузка отопления (при tно)



МВт



Расчетная нагрузка вентиляции (при tнв= tно для жилых и общественных зданий)



МВт



Нагрузка отопления при tн= +8 0С



МВт



Нагрузка

вентиляции при

tн= +8 0С



МВт



Нагрузка отопления при tнхм = -8,6 0С



МВт



Нагрузка  вентиляции при

tнхм = -8,6 0С



МВт





1.2 Круглогодичная нагрузка



Таблица 2 Расчет круглогодичной нагрузки



Величина

Единица измерения

Расчет

Наименование

Расчетная формула или способ определения





Средненедельный расход тепла на ГВС для зимнего периода



МВт



Средненедельный расход тепла на ГВС для летнего периода



МВт



Коэффициент недельной неравномерности

kн (справочное)

-

1,2

Коэффициент суточной неравномерности

kс (справочное)

-

2,0

Расчетный расход тепла на ГВС для зимнего периода



МВт

1,2∙2,0∙21,823 = 52,375

Расчетный расход тепла на ГВС для летнего периода



МВт

1,2∙2,0∙13,967= 33,521

Средняя температур воздуха отопительного периода

 или по приложению 1 [1]

0С

-2,7

Годовой расход тепла на отопление



МВт



Годовой расход тепла на вентиляцию



МВт



Годовой расход тепла на ГВС



МВт



Суммарный годовой расход теплоты



МВт






2. Расчет температур сетевой воды



Значения температур сетевой воды в зависимости от температур наружного воздуха определяются методом регулирования тепловых нагрузок и температурным графиком теплосети. В данном случае имеем качественное регулирование по совмещенной нагрузке в закрытой системе теплоснабжения при температурном графике теплосети 150/70 0С.

Таблица 3 Расчет температур сетевой воды



Величина

Единица измерения

Расчет

Наименование

Расчетная формула или способ определения





Температура воды в подающем трубопроводе при tн=tно

(по условию)

С

150

Температура воды в обратном трубопроводе при tн=tно

(по условию)

С

70

Температура воды в стояке местной системы после смешения на вводе



С

95

Перепад температур воды в местной системе



С

95-70 = 25

Перепад температур тепловой сети



С

150-70 = 80

Температурный напор нагревательного прибора местной системы



С





Текущие значения температур воды в прямом и обратном трубопроводе рассчитываем по формулам:



,

где  –– величина относительной тепловой нагрузки: 

Таблица 4 Температуры сетевой воды



tн,°С

+8

0

-5

-10

-15

-20

-25

-26



0,227

0,409

0,523

0,636

0,75

0,864

0,977

1

ф01

53,02

77,15

91,71

105,84

119,86

133,70

147,26

150

ф02

34,86

44,43

49,87

54,96

59,86

64,58

69,10

70



Независимо от метода регулирования тепловых нагрузок необходимо учитывать, что при любых температурах наружного воздуха температура сетевой воды в подающем трубопроводе не может опускаться ниже 65 °С.  Поэтому при определенной температуре наружного воздуха (tни) происходит смена метода регулирования с качественного на количественное или наоборот.

Из (рис.2) в точке излома температурного графика определяем температуру наружного воздуха tни=+5°С.

Температуры сетевой воды  и должны быть рассчитаны с учетом нагрузки отопления и ГВС. , .

Для двух подогревателей const. Можно рассчитать по формуле:



Для расчетного режима, при котором поверхность теплообмена подогревателей будет максимальна, то есть при tн=tни=4,8°С, находим величину:



где  величина недогрева водопроводной воды в подогревателе первой ступени П1,  принимается в диапазоне 5…10°С.

Определим температуру воды в подогревателе первой ступени:



.

Для любой наружной температуры  находят  и .

Выполним пересчет сетевой воды и результаты сведем в таблицу:

Таблица 5 Пересчет температур сетевой воды



tн,°С

8

5

0

-5

-8,6

-10

-15

-20

-25

-26

д1

20,16

20,16

16,65

12,69

11,3

8,99

5,42

1,98

0

0

д2

25,20

25,20

28,71

32,67

34,06

36,37

39,94

43,38

46,57

47,34

ф1

85,16

85,16

93,8

104,4

113,3

114,8

125,3

135,7

147,3

150

ф2

9,66

9,66

15,72

17,2

17,94

18,59

19,92

21,2

22,53

22,66




3. Расчет расходов сетевой воды



Расход сетевой воды на абонентском вводе поддерживается постоянным и равным:

(tн≤tни)   

При tн>tни расход сетевой воды находим по текущей тепловой нагрузке :

, кг/с

Расход воды на вентиляцию определяем так же, но по температурам сетевой воды  и :

(tн≤tни)       

(tн>tни)       , кг/с


4. Гидравлический расчет паропровода



Гидравлический расчет паропровода выполняется от потребителей к источнику, чтобы определить параметры пара у источника.

Исходные данные:

Схема паропровода изображена на бланке задания (стр.2)

Технологический теплоноситель – сухой насыщенный водяной пар.

Результаты гидравлического расчета паропровода приводятся в таблице 6.

	Таблица 6. Гидравлический расчет паропровода

	

		Расчетная

		величина

		Обозн.

		Разм.

		Расчетная формула или способ

		определения

		Номер участка

		

		

		

		

		1

		2

		3

		Расход пара на участке

		D

		кг/с

		По заданию

		16,67

		8,335

		8,335

		Длина участка

		L

		м

		--«---»--

		650

		240

		90

		Удельное падение давления

		Rл

		Па/м

		Принимается по [1]

		25

		25

		25

		Доля местных потерь

		

		---

		--«---»--

		0,5

		0,5

		0,5

		Потери давления на участке

		P

		кПа

		

24,375

9,0

		3,375

		Давление пара в конце участка 

		Pкон

		кПа

		По заданию. 

		Для уч.1:

		

709,0

700

700

		Давление пара в начале участка

		Pнач

		кПа

		

		733,38

		709,0

		703,38

		Средняя плотность пара на участке

		

		кг/м3

		

		3,76

		3,693

		3,707

		Абсолютная эквивалентная шероховатость паропровода

		kэ

		м

		По рекомендации [1]

		0,0002

		Коэффициент

		Аd

		м0,0475

		По табл. 5.1 [1] или

		

		0,42

		Расчетный диаметр паропровода

		d

		м

		

		0,511

		0,398

		0,398

		Диаметр паропровода по стандарту

		d’

		м

		Приложение 11 [1]

		0,514

		0,408

		0,408

		Средняя скорость пара

		ср

		м/с

		

		21,38

		17,28

		17,20

		Количество нормальных задвижек на участке

		nз

		---

		По заданию

		2

		Количество П-образных компенсаторов на участке

		nк

		---

		Принимается по [2]

		3

		2

		1

		Коэффициент гидравлического сопротивления задвижки

		з

		---

		Приложение 10 [1]

		0,4

		Коэффициент гидравлического сопротивления компенсатора

		к

		---

		--«---»--

		1,7

		Коэффициент гидравлического сопротивления тройника

		тр

		---

		--«---»--

		---

		0,08

		1,8

		Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления

		уч

		---

		

		5,9

		4,28

		4,3

		Коэффициент

		AR

		м0,25

		Табл. 5.1 [1]

		10,610-3

		Удельное падение давления

		R’л

		Па/м

		

		25,79

		22,07

		21,99

		Коэффициент

		Al

		м - 0,25

		Табл. 5.1 [1]

		76,4

		Эквивалентная длина местных сопротивлений

		Lэкв

		м

		

		196,18

		106,63

		107,12

		Потери давления на участке

		P’

		кПа

		

		21,82

		7,65

		2,55

		Давление пара в конце участка 

		Pкон

		кПа

		По заданию. 

		Для уч.1:

		

		707,65

		700,0

		700,0

		Давление пара в начале участка

		Pнач

		кПа

		

		729,47

		707,65

		702,55

Проверка погрешности в определении плотности пара

		Средняя плотность пара на участке

		’ср

		кг/м3

		

		3,79

		3,685

		3,72

		Погрешность определения плотности

		

		%

		

		-0,8

		0,21

		-0,04

		Полученная погрешность меньше допустимой (2%).




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

		2

		0С

		Табл. II [4]

165,21

164,96

164,96

		Температура пара в начале участка

		1

		0С

		Принимается

172

165,21

165,21

		Средняя температура пара на участке

		ср

		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

		’1

		0С

		

170,12

167,28

165,87

		Погрешность определения температуры

		

		%

		

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

		

		%

		--«---»--

		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

		

		%

		

		

		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=-26С

tнхм=-8,6С

tни=+5С

tн=+8С

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= -26С

tнхм = -8,6С

tни = +5С

tн = +8С

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

	т

	%

	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

		

		---

		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

		I

		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<1,3

		100

		Коэффициент теплоотдачи со стороны дымовых газов

		1

		

		

		546,65

		Толщина стенки трубок насадки

		

		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

		2

		

		

		5069,16

		Коэффициент теплопроводности материала трубок насадки

		

		

		Справочник

		55

		Коэффициент теплопередачи

		k

		

		

		455,90

Среднелогарифмический температурный напор

		tср

		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

		

		м

		

		0,354

		Шаг труб

		a

		м

		

		0,376

		Ширина насадки

		b

		м

		

		7,144

		Расход орошающей воды

		Gор

		м3/ч

		

		30,54


8.2 Гидравлический расчет КТАНа



Таблица 14 Гидравлический расчет КТАНа



		Расчетная

		величина

		Обозн.

		Разм.

		Расчетная формула или

		способ определения

Резуль-тат

расчета

		Местные потери давления на входе из подводящей трубы в коллектор

		

		кПа

		

		0,254

		Местные потери давления на входе из коллектора в трубки пакета



		кПа

		

		0,135

		Местные потери давления при повороте потока на 180° в трубках



		кПа

		

		0,451

		Местные потери давления на выходе из трубок пакета в коллектор



		кПа

		

		1,015

		Местные потери давления на выходе из коллектора в отводящую трубу



		кПа

		

		0,154

		Линейные потери давления на трение в трубках пакета

		

		кПа

		

		68,24

		Общее гидравлическое сопротивление КТАН

H

		кПа

		

		70,249




9. Выбор оборудования тепловой схемы котельной



	Для удаления агрессивных газов и деаэрации воды устанавливаем два деаэратора:

	В паровой части котельной:

	Деаэратор атмосферный ДА-100/25

	- расход воды 100 т/ч;

	- рабочее давление 1,2 кгс/см2.



В водогрейной части котельной:

Вакуумный деаэратор ДВ – 25

- расход воды 25 т/ч;

- рабочее давление 0,3 кгс/см2.

Комплектуется охладителем ОВВ-8.

Таблица 15 Расчет теплообменного оборудования (производственная часть)



		Расчетная

величина

		Обоз.

		Размерн.

		Расчетная формула или метод опре-деления

Номер теплообменного аппарата









Паровая (производственная) часть









1

2

3

4

5

		Тепловая нагрузка

Q

кВт



80,9

259,67

516,21

686,3

67,84

		Наибольшая разность температур теплоносителей

		tБ

		0С

		

110,7

155,34

141,89

54,5

21

Наименьшая разность температур теплоносителей

		tМ

		0С

		

35,6

44

21,4

10

19,4

Среднелога-рифмический температурный напор

		t

		0С

		

64,35

87,21

64,57

26,64

20,1

Коэффициент теплопередачи

		k

		

		По [7]

800

1500

800

Поверхность теплообмена

		F

		м2

		

1,57

2,95

5,74

33,8

4,56



Выбираю следующие теплообменные аппараты:

Т№1: Водо-водяной 07 ОСТ 34-588-68 7-114х2000 ПВ-z-07

Площадь поверхности нагрева: 1,76 м2

Число трубок: 12

Т№2: Пароводяной ПП2-4-2-II

Площадь поверхности нагрева: 4,07 м2;

Число трубок: 19

Т№3: Пароводяной ПП2-6-2-II

Площадь поверхности нагрева: 6,08 м2;

Число трубок: 68

Т№4: Водо-водяной 18 ОСТ 34-588-68 18-377х4000 ПВ-z-18

Площадь поверхности нагрева: 40,1 м2

Число трубок: 283

Т№5: Водо-водяной 11 ОСТ 34-588-68 11-219х2000 ПВ-z-11

Площадь поверхности нагрева: 5,89 м2

Число трубок: 37


Таблица 16 Расчет теплообменного оборудования (отопительная часть)



		Расчетная

величина

		Обоз.

		Размерн.

		Расчетная формула или метод опре-деления

Номер теплообменного аппарата









Водогрейная (отопительная) часть









6

7

8

		Тепловая нагрузка

Q

кВт



579,54

965,77

27,54

		Наибольшая разность температур теплоносителей

		tБ

		0С

		

65

85

5

Наименьшая разность температур теплоносителей

		tМ

		0С

		 

4

46

4,05

Среднелога-рифмический температурный напор

		t

		0С

		

19,81

62,96

4,65

Коэффициент теплопередачи

		k

		

		По [7]

800

Поверхность теплообмена

		F

		м2

		

37,2

19,2

7,87



Выбираю следующие теплообменные аппараты:

Т№6: Водо-водяной 18 ОСТ 34-588-68 18-377х4000 ПВ-z-18

Площадь поверхности нагрева: 40,1 м2

Число трубок: 283



Т№7 Водо-водяной 17 ОСТ 34-588-68 17-377х2000 ПВ-z-17

Площадь поверхности нагрева: 19,8 м2

Число трубок: 212

Т№8 Водо-водяной 13 ОСТ 34-588-68 13-273х2000 ПВ-z-17

Площадь поверхности нагрева: 10,0 м2

Число трубок: 64


Заключение



В результате расчета данного проекта мы рассчитали сезонную и круглогодичную тепловую нагрузку котельной, а также рассчитали расходы воды на отопление и вентиляцию (см. рис 1,2).

Выполнили гидравлический и тепловой расчет паропровода и получили следующие данные:

требуемое давление пара у источника (Pк = 0,729 МПа) для обеспечения потребителям заданного давления Раб = 0,70 МПа.

потери тепла через изоляцию на трех участках (см. табл. 7)

Разработали принципиальную тепловую схему котельной (см. рис. 4).

Прозводственно-отопительная котельная была разбита на две части производственную и отопительную.

По результатам расчета паровой части котельной для обеспечения требуемой технологической нагрузки были выбраны два паровых котельных агрегата Е-35-14

Водогрейная часть котельной была рассчитана на четыре режима работы в зависимости от температуры наружного воздуха.

Для обеспечения отопительной нагрузки были выбраны три водогрейных котла марки КВГМ-50.

Проведен тепловой и гидравлический расчет КТАНа.

Выбрано теплообменное оборудование для котельной.

Приведена развернутая тепловая схема производственно-отопительной котельной на листе формата А1.