Теплогенерирующие установки. 2

Содержание

1. Общий раздел………………………………………………………………………………………………………………….3

1.1 Характеристика стоящего объекта…………………………………………………………….3

1.2 Расчетная схема  трубопроводов теплосети…………………………………………….4

2. Расчет расхода  теплоты на отопление  и вентиляцию……………………………………….5

2.1 Расчетные тепловые  потоки………………………………………………………………………..7

3. Расчетный раздел…………………………………………………………………………………………………………..8

3.1 Гидравлический расчет  тепловых сетей…………………………………………………..8

3.2 Расчет дроссельных  шайб…………………………………………………………………………….12

3.3 Расчет участка самокомпенсации без учета гибкости отводов……..13

3.4 Расчет П-образных  компенсаторов с  гладкими отводами…………………17

3.5 Расчет нагрузок  на подвижную опору………………………………………………….….20

3.6 Расчет нагрузок  на неподвижную  опору………………………………………………...21

Список  литературы…………………………………………………………………………………………………………...22 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Расчет тепловой схемы котельной с паровыми котлами

Отпуск  пара технологическим  потребителям часто  производится от котельных, называемых производственными. Эти котельные обычно вырабатывают насыщенный или слабо перегретый пар с давлением до 1,4 или 2,4 МПа. Пар используется технологическими потребителями и в небольшом количестве - на приготовление горячей воды, направляемой в систему теплоснабжения. Приготовление горячей воды производится в сетевых подогревателях, устанавливаемых в котельной.

Принципиальная  тепловая схема отопительно-производственной котельной с отпуском небольшого количества теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения в закрытую систему теплоснабжения показана на рис.1.

Насос сырой воды подает воду в охладитель продувочной воды, где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до 20-30 °С в пароводяном подогревателе сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированной воды и подогревается до определенной температуры. Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогревателе паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть, химически очищенной воды проходит через охладитель выпара деаэратора.

Подогрев  сетевой воды производится паром в последовательно  включенных  двух  сетевых   подогревателях.   Конденсат  от  всех подогревателей направляется в головку деаэратора, в которую также поступает конденсат, возвращаемый внешними потребителями пара.

Подогрев  воды в атмосферном  деаэраторе производится паром от котлов и паром из расширителя непрерывной продувки. Непрерывная продувка от котлов используется в расширителе, где котловая вода вследствие снижения давления частично испаряется.

В котельных с паровыми котлами независимо от тепловой схемы  использование теплоты  непрерывной продувки котлов является обязательным. Использованная в охладителе продувочная вода сбрасывается в продувочный колодец (барботёр). 
 
 
 

      Рисунок 1 – Тепловая схема отопительно-производственной котельной

1- паровой котел;  2 - расширитель непрерывной продувки; 3 - насос сырой воды; 4- барботер; 5- охладитель непрерывной продувки; 6 - подогреватель сырой воды; 7- химводоочистка; 8 - питательный насос; 9 - подпиточный насос; 10 - охладитель подпиточной воды; //- сетевой насос; 12- охладитель конденсата; 13- сетевой подогреватель; 14- подогреватель химически очищенной воды; 15 - охладитель выпара; 16 - атмосферный   деаэратор;    17- редукционно-охладительная   установка   (РОУ). 

Деаэрированная  вода с температурой около 104°С питательным  насосом подается в паровые котлы. Подпиточная вода для системы теплоснабжения забирается из того же деаэратора, охлаждаясь в охладителе деаэрированной воды до 70 °С перед поступлением к подпиточному насосу. Использование общего деаэратора для приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них. В открытых системах теплоснабжения расход подпиточной воды значителен, поэтому в котельной следует устанавливать два деаэратора: один для приготовления питательной воды, другой - подпиточной воды. В котельных с паровыми котлами, как правило, устанавливаются деаэраторы атмосферного типа.

Для технологических  потребителей, использующих пар более низкого давления по сравнению с вырабатываемым котлоагрегатами, и для подогревателей собственных нужд в тепловых схемах котельных предусматривается редукционная установка для снижения давления пара (РУ) или редукционно-охладительная установка для снижения давления и температуры пара (РОУ).

      Таблица 1 - Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной (рис.1) с паровыми котлами, работающей на закрытую систему  теплоснабжения

При расчете тепловой схемы в нижеуказанной  последовательности определяются:

1. Коэффициент   снижения   расхода   теплоты   на   отопление 
и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца

      2. Расход воды на подогреватели сетевой воды

где Q - расчетная тепловая нагрузка потребителей системы теплоснабжения (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение), МВт; t₁ и t₂ - температура воды соответственно перед сетевыми подогревателями и после них, °С.

3. Расход пара на подогреватели сетевой воды

где - энтальпия редуцированного пара перед подогревателями сетевой воды, кДж/кг; - энтальпия конденсата после подогревателей сетевой воды, кДж/кг; - КПД сетевого подогревателя (для различных подогревателей собственных нужд принимается равным 0,98). 

4. Расход редуцированного пара внешними потребителями

где D_Т - расход редуцированного пара внешними технологическими потребителями, т/ч.

5. Суммарный расход свежего пара внешними потребителями

где

где D'_T - расход свежего пара давлением 1,4 МПа; - энтальпия свежего пара, кДж/кг; - энтальпия питательной воды, кДж/кг; - расход пара перед РОУ, т/ч.

6. Количество впрыскиваемой воды

7. Расход пара на  собственные нужды  котельной

где К_с.н - расход пара на собственные нужды котельной (подогрев сырой и химически очищенной воды, расход на деаэратор) в процентах расхода пара внешними потребителями; рекомендуется принимать его равным 5-10 %.

8. Расход пара на покрытие потерь в котельной

где К_п - расход пара на покрытие потерь, процентов расхода пара внешними потребителями; рекомендуется принимать его равным 2-3 % .

9. Суммарный расход пара на собственные нужды

10. Суммарная паропроизводительность котельной

11.  Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей 
и внутри котельной

        где  - доля конденсата, возвращаемого внешними потребителями;

      К_к - потери конденсата в цикле котельной установки, процентов сум-

              марной паропроизводительности  котельной; рекомендуется при-

              нимать их равными  3 %.

12. Расход химически очищенной воды

где К_ТС - потери воды в теплосети, процентов количества воды в системе теплоснабжения, рекомендуется принимать их равными 2-3 % .

13. Расход сырой воды

где К_х.о.в - коэффициент, учитывающий расход сырой воды на собственные нужды химводоочистки, рекомендуется принимать его равным 1,25.

14. Количество воды,   поступающей в  расширитель с непре- 
рывной продувкой,

где р_пр - процент продувки, принимается от 2 до 5 %.

15. Количество пара,  получаемого в расширителе непрерывной продувки,

           где i_к.в  - энтальпия котловой воды, кДж/кг;

      i"_pacm - энтальпия пара, получаемого в расширителе непрерывной продув

                 ки, кДж/кг;

      - энтальпия воды, получаемой в расширителе непрерывной продувки,

                кДж/кг;

х - степень сухости пара, выходящего из расширителя непрерывной продувки,  принимается  равной 0,98.

16.  Количество воды на выходе из расширителя непрерывной 
продувки

17.  Температура сырой воды после охладителя  непрерывной 
продувки

где - энтальпия воды после охладителя непрерывной продувки, принимается равной 210 кДж/кг.

18.  Расход пара на подогреватель сырой воды

     где  - энтальпия сырой воды после подогревателя, определяется для температуры воды, принимаемой от 20 до 30 °С, кДж/кг;

- энтальпия  сырой воды после  охладителя непрерывной  продувки,

определяется  по температуре   t'_c. _в,   кДж/кг;

- энтальпия  редуцированного  пара, кДж/кг;

  - энтальпия конденсата редуцированного пара, определяется по температуре конденсата, принимаемой равной 70-85 °С.

19.  Температура химически очищенной воды после охладителя 
деаэрированной воды

где - температура химически очищенной воды на входе в охладитель

деаэрированной  воды (в процессе химической очистки воды ее температура снижается примерно на 2 °С; снижением температуры воды в оборудовании химводоочистки и последующим ее подогревом в охладителе выпара можно пренебречь без ущерба для точности расчета), °С;

- температура деаэрированной (питательной) воды на входе в охладитель, °С;

t₂ - температура деаэрированной воды после охладителя, принимается

равной 70 С;

- расход подпиточной воды для покрытия утечек в системе теплоснабжения, т/ч.

20. Расход   пара   на   подогрев   химически   очищенной   воды 
в подогревателе перед деаэратором

21. Суммарное  количество воды и  пара,   поступающее в де 
аэратор, за вычетом греющего пара деаэратора

22. Средняя температура воды в деаэраторе

 23. Расход греющего пара на деаэратор

24. Расход редуцированного пара на собственные нужды 
котельной

25. Расход свежего  пара на собственные  нужды котельной

26. Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода на собственные нужды и потери пара в котельной

27. Невязка с предварительно принятой паропроизводитель- 
ностью котельной

При расчёте тепловой схемы невязка  составила менее 3 %, что является назначительной, расчёты оставляем без изменений.

В результате расчета  к установке принимаются  три котла ДЕ-25-14ГМ паропроизводительностью  по 26,88 т/ч каждый со следующими параметрами пара: давление 1,37 МПа, температура перегретого пара 225 °С. В качестве аварийного топлива предусмотрен мазут, хотя основным топливом является природный газ.  

2 Расчет рассеивания  вредных выбросов  и выбор высоты  дымовой трубы.

      Загрязнение воздушной среды  котельными установками  связано с выбросами  в дымовую трубу  токсичных газов  SO₂, SO₃ и мелкодисперсной золы. Кроме того, при высоких температурах в ядре факела происходит частичное окисление азота с образованием окислов азота NO и NO₂. При неполном сгорании топлива в продуктах сгорания могут появиться оксид углерода и даже метан СН₄. основным показателем, характеризующим загрязнение воздушной среды, является выброс вредностей в единицу времени.

      Расчет  рассеивания вредных  примесей в атмосфере  производится в соответствии с санитарными  нормами СН-369-74 при  неблагоприятных  метеорологических условиях, а именно при опасной скорости ветра. Под опасной скоростью ветра понимают скорость, при которой концентрация вредных примесей на уровне обитания человека достигает максимальных значений.

Таблица 1 – Предельная допустимая концентрация вредных веществ в атмосфере населенных пунктов -ПДК

В современных производственных и отопительных котельных  дымовая труба  служит не для создания тяги, а для отвода продуктов сгорания на определенную высоту, при которой обеспечивается рассеивание вредностей до допустимых санитарными нормами концентраций в зоне нахождения людей.

За  стандарт качества воздуха  приняты предельные допустимые концентрации (ПДК) различных токсических веществ. В таблице 1 приведены предельные допустимые концентрации вредностей, выбрасываемых котельными, для населенных мест. Предельные допустимые концентрации атмосферных загрязнений устанавливаются по двум показателям: максимально-разовому и среднесуточному. Максимально-разовая концентрация характеризует качество атмосференого воздуха при отборе пробы его в течение 20 мин, а среднесуточная – в течение суток. Расчеты ведутся по каждому вредному веществу в отдельности. При этом концентрация каждого из них не должна превышать значений, указанных в таблице 1. Дополнительным требованием, установленным Минздравом РФ, является условие, при котором сумма отношений концентраций вредностей к их КПД должна быть меньше или равна единице, т.е.

Определение минимальной высоты дымовой трубы  рекомендуется производить  в такой последовательности:

1. Определяется выброс  SO₂ (г/с) (по резервному топливу – мазуту – см. Приложение 3).

где  S^p – содержание серы в рабочей массе топлива, %;

_{принимаем – 0,3}

S^p=14%

μ_S – молекулярная масса SO₂ и S, их отношение равно 2.  

2.  Определяется выброс  оксидов азота,  рассчитываемый по  NO₂ (г/с).

,

где β₁ – безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива и способа шлакозолоудаления на выход оксидов

азота; β₁=0,85

k – безразмерный коэффициент, , где D_k – действительная паропроизводительность котельной, т/ч;

      В_р – расчетный расход топлива.

где Q_nk – полезная мощность парового котла;

n – количество устанавливаемых котлов (4 шт.)

 - одного котла,

где Д_nk – паропроизводительность котла, кг/с (см. Приложение 2),

  i_n, i_nв, i_kв – энтальпия пара, питательной воды, котловой воды, кДж/к;

  i_n=2788 кДж/кг;  i_nв=437 кДж/кг; i_kв=829 кДж/м;

  - низшая теплота сгорания топлива (газа) (см. Приложение 3);

  принимаем –41750 к Дж/м³ (газопровод Уренгой-Помара-Ужгород)

       - к.п.д котельного агрегата, =0,9÷0,92;

        =2. 

 г/с

,г/с

3.  Определяется диаметр  устья дымовой  трубы (м)

В соответствии со СНиП II-35-76 выбираем диаметр выходного отверстия-1,2м

где V_ТР – объемный расход продуктов сгорания через трубу при температуре их в выходном сечении, м³/с (охлаждение продуктов сгорания  в дымовой трубе не учитывается);

       ω_вых – скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы (принимается 20-30 м/с при искусственной тяге и высоте дымовой трубы до 100 м).

где V_г =10 – выход продуктов сгорания при сжигании 1 м³ топлива, м³/с;

       t_ух=185⁰С – температура продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы;

       В_р – расчетный расход топлива, м³/с; 

3. Определяется  предварительная  минимальная высота дымовой трубы (м)

где А – коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности, составляет:

Для субтропической зоны Средней Азии ……………………..…………240