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:

1.  Расчетная температура воздуха проектирования отопления tно, оС34

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

3.  Расчетная температура воздуха внутри жилых помещений tв , оС+20

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

5.  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			a		---				--«---»--		0,5				0,5			0,5
Потери давления на участке			DP		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		wср		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		xз		---				Приложение 10 [1]		0,4
		Коэффициент гидравлического сопротивления компенсатора		xк		---				--«---»--		1,7
		Коэффициент гидравлического сопротивления тройника		xтр		---				--«---»--		---				0,08			1,8
		Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления		xуч		---						5,9				4,28			4,3
		Коэффициент		AR		м0,25				Табл. 5.1 [1]		10,6×10-3
		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		DP’		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			r’ср			кг/м3						3,79				3,685			3,72
Погрешность определения плотности			d			%						-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	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<1,3

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

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	DtБ			0С			110,7			155,34		141,89		54,5		21
Наименьшая разность температур теплоносителей	DtМ			0С			35,6			44		21,4		10		19,4
Среднелога-рифмический температурный напор	Dt			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	DtБ	0С		65	85	5
Наименьшая разность температур теплоносителей	DtМ	0С		4	46	4,05
Среднелога-рифмический температурный напор	Dt	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.

Министерство образования и науки Российской Федерации Южно-Уральский государственный университет Кафедра промышленной теплоэнергетики Проектирование производственно – отопительной котельной для жилого района г. Смоленска Пояс

 

• 14:21 05 Июля 2016
  Российско-китайский медуниверситет откроет магистерскую программу по TCM
• 01:21 05 Июля 2016
  На форуме МГУ Россия и Китай обсудят научно-образовательное сотрудничество
• 11:00 04 Июля 2016
  Реморенко: "ЕГЭ-туризм" в России сходит на нет
• 10:52 04 Июля 2016
  Летняя российско-австрийская школа откроется в Москве
• 15:31 01 Июля 2016
  В СПбГУ могут воссоздать географический факультет

Заказать уникальную работу