Подякувати Студентському архіву довільною сумою
Admin
26.02.2023 12:38
Дякуємо, що користуєтесь нашим архівом!
Інформація про навчальний заклад
ВУЗ:
Національний університет Львівська політехніка
Інститут:
Не вказано
Факультет:
Не вказано
Кафедра:
Кафедра ТГВ
Інформація про роботу
Рік:
2010
Тип роботи:
Інші
Предмет:
Теплогазопостачання
Частина тексту файла (без зображень, графіків і формул):
Міністерство освіти та науки України
Національний університет „Львівська політехніка”
Кафедра теплогазопостачання та вентиляції
Розрахунково-пояснювальна записка
до курсової роботи
з курсу
«Теплогенеруючі установки»
Зміст
1. Вступ
2. Вихідні дані
3. Кліматичні дані місця будівництва
4. Склад палива і розрахунок процесів горіння палива
5. Визначення теплової потужності теплогенеруючої установки (ТГУ)
Вибір типу і кількості котлоагрегатів
6. Розрахунок теплової схеми ТГУ
7. Аеродинамічний розрахунок газоповітряного тракту котельні
8.Підбір допоміжного обладнання
9. Компонування котельні
Список використаної літератури
1.Вступ
В Україні на потреби теплопостачання споживається близько 40% палива, що використовується в народному господарстві, що значно більше ніж в економічно розвинутих країнах. З метою зменшення витрати палива необхідно підвищувати ефективність кожної з ланок системи теплопостачання. Першою такою ланкою є джерело теплоти – теплогенеруюча установка, від економічності роботи якої значною мірою залежить ефективність теплопостачання в цілому.
2.Вихідні дані
Місце будівництва – м. Євпаторія;
Теплове навантаження:
системи опалення і вентиляції – 0,8 МВт;
системи гарячого водопостачання – 0,2 МВт;
Тип палива – газ;
Тип котельні – чотиритрубна;
Схема системи теплопостачання – закрита.
3.Кліматичні дані місця будівництва
Для м. Конотоп виписуємо з [2] кліматологічні дані. Вибір проводимо по параметрах Б:
Температура холодної п’ятиденки tх.5 = -16ºС;
Температура холодного періоду tх.п. = -3ºС;
Температура опалювального періоду tо.п. = +2,4ºС;
Температура початку опалювального періоду tл. = +8ºС;
Тривалість опалювального періоду zо.п = 149 діб.
4.Склад палива та розрахунок процесів горіння
Визначаємо склад палива, та його нижчу розрахункову теплоту горіння .
Отже:
Нижча розрахункова теплота горіння газу з труби: = 35,88МДж/кг;
Середній елементарний склад палива:
Вміст CH4 = 98,9 %;
Вміст C2H6 = 0,3%;
Вміст C3H8= 0,1 %;
Вміст C4H10= 0,1 %;
Вміст C5H12 = 0,0%;
Вміст N2= 0.4%;
Вміст СO2= 0,2%.
Розрахунки проводимо на 1 кг газоподібного палива при нормальних умовах. Користуючись стехіометричними рівняннями, наведеними в таблиці 2 [7], визначають основні показники процесу горіння палива. Ентальпія продуктів горіння палива визначається для двох температур – 100ºС та 2100ºС при коефіцієнті надлишку повітря α = 1,0 та α = 1,4. Для розрахунку з додатку 4 [7] для відповідних температур вибираєм середні питомі об’ємні теплоємності повітря (), триатомних газів (), водяної пари () та двоатомних газів (). Дані виписуємо в таблицю 1.
Таблиця 1
Середня об’ємна теплоємність (кДж/м3) повітря, газів і золи.
Т, ºС
100
1,30
1,70
1,30
1,49
0,81
2300
1,51
2,46
1,50
1.98
-
Розрахунок процесу горіння зводимо в таблицю 2.
Таблиця 2.
Розрахунок процесу горіння палива.
Назва величини при α = 1
Розрахункова формула для мазуту
Значення (м3/м3)
1. Теоретичний об’єм повітря, необхідний для горіння палива (м3)
9.52
2. Теоретичний об’єм триатомних сухих газів (м3)
1.004
3. Теоретичний об’єм двоатомних газів (м3)
7.82
4. Теоретичний об’єм водяних парів (м3)
2.0
5. Загальний об’єм димових газів (м3)
10.82
6. Ентальпія (кДж/м3) продуктів горіння при температурі газів tг = 100ºС
1485
7. Ентальпія (кДж/м3) продуктів горіння при температурі газів tг = 2300ºС
41951.6
8. Ентальпія продуктів горіння при α = 1,0 і при температурі газів tг = 100ºС
;
1237.6
1485
α = 1,4
1980
8. Ентальпія продуктів горіння при α = 1,0 і при температурі газів tг = 2100ºС
;
33063
41951.6
α = 1,4
55176
На підставі отриманих даних будуємо графік залежності ентальпії продуктів горіння від температури продуктів горіння (Рисунок 1).
5.Визначення теплової потужності теплогенеруючої установки
Вибір типу і кількості котлоагрегатів
Теплова потужність опалювальних теплогенеруючих установок (МВт) з водогрійними котлами визначається за формулою:
.
Коефіцієнти А і Б залужать від схеми системи теплопостачання і типу палива та вибираються з таблиці 1 [7]. Для закритої системи теплопостачання і палива газу А = 1,0172 та Б = 1,1820 .
Тоді теплова потужність туплогенеруючих установок:
МВт.
Кількість та потужність котлоагрегатів вибираємо так, щоб в різних режимах роботи котельні протягом опалювального періоду вони працювали з навантаженням, максимально близьким до номінального.
В котельні встановлюються однотипні котлоагрегати з однаковою тепловою потужністю, як правило, рекомендується встановлювати три або чотири котлоагрегати.
Теплова потужність (МВт) одного котлоагрегату становить
,
Для дахових котелень кількість модулів визначаємо :
,де
g- теплова потужність 1 модуля 0,12 Мвт
де n – прийнята кількість котлоагрегатів в котельні.
Приймаємо кількість котлів в котельні n = 1
МВт
Користуючись отриманим значенням з додатка 1 [7] вибираємо котел ФЕГ-ВЕСТАЛ, що має наступні основні характеристики:
Потужність 0,24 МВт;
Паливо – газ;
Максимальна температура теплоносія на виході з котлоагрегату 85ºС;
Мінімальна температура продуктів горіння на виході з котлоагрегату 170ºС;
Коефіцієнт корисної дії котлоагрегату рівний η = 86 %;
Сумарний аеродинамічний опір топки, котла і шибера за котлом ∆Р = 3 Па.
На кресленні котел викреслюють за схемою № 8.
Розрахункову витрату палива Вр (кг/год) котельнею визначаємо за формулою:
,
Отже:
кг/год.
Визначимо розрахункову витрату палива (кг/год) одним котлоагрегатом:
кг/год.
6.Розрахунок теплової схеми ТГУ
При розробці теплової схеми котельні з водогрійними котлами слід враховувати такі вимоги:
не допускається можливість локального закипання теплоносія;
при виборі температурного режиму роботи котлоагрегату не допускається можливість випадання конденсату на його хвостових поверхнях (мінімальна температура води на вході в котлоагрегат при його роботі на газі і малосірчистому мазуті приймається не нижчою за 70ºС, а при роботі на сірчистому мазут – не нижче ніж 90ºС).
В даній курсовій роботі, для закритої схеми теплових мереж, розрахунок ведемо по відповідним формулам наведеним у таблиці 3 [7]. Розрахунок проводимо для чотирьох температурних режимів: при температурі холодної п’ятиденки tх.5, температурі холодного періоду tх.п., температурі опалювального періоду tо.п. і розрахунковій літній температурі (tл. = +8ºС). Температура мереженої води при вказаних температурах зовнішнього повітря приймається за температурним графіком, в залежності від tх.5 і розрахунковими параметрами теплоносія [7]. За відсутністю даних для теплоносія з параметрами 85-70ºС температурний графік будуємо та розрахунок ведемо для теплоносія з параметрами 95-70ºС. Дані для побудови температурного графіка вибираємо з таблиці 4.2 (Температура мереженої води в подавальному трубопроводі при температурному графіку 95 в зворотньому - 70 ºС) та таблиці 4.4 (Температура мереженої води в зворотній магістралі). Методом інтерполювання отримуємо наступні значення:
Температури повітря в подавальному та зворотному трубопроводах при температурах теплоносія в системі 95-700С при температурі в приміщенні 18 0С та температурі холодної п’ятиденки -210С
Таблиця 3.
Біжуча температура зовнішнього повітря 0С
10
5
0
-5
-10
-15
-20
-25
-30
Температура води в подавальному трубопроводі
41,2
52,7
63,4
73,6
83,5
93,1
-
-
-
Температура води в зворотному трубопроводі
35,3
43,1
50,2
56,7
62,9
68,8
-
-
-
Таблиця 4.
Температура зовнішнього повітря, ºС
-16
-3
+2,4
+8
Температура теплоносія в подавальній магістралі, ºС
95
69,52
58,05
45,8
Температура теплоносія в зворотній магістралі, ºС
70
54,1
46,65
38,6
Таблиця 5.
Розрахунок теплової схеми котельні.
№
Параметр
Розрахункова формула
tХП
tХМ
tОП
tЛ
1
Розрахункова температура зовнішнього повітря , ºС
середня температура холодної п’ятиденки, холодного місяця, опалювального періоду, літня
-16
-3
+2,4
+8
2
Витрата теплоти на опалення, QОВ, МВт
0,8
0,49
0,36
0,23
3
Витрати теплоти на гаряче водопостачання, QГВ, МВт
0,2
0,2
0,2
0,164
4
Загальна теплова потужність ТГУ, QТГУ, МВт
1,0
0,69
0,56
0,394
5
Температура мережевої води на виході з ТГУ, Т1, ºС
За температурним графіком
95
69,52
58,05
45,8
6
Температура мережевої води на вході в ТГУ, Т2, ºС
За температурним графіком
70
54,1
46,65
38,6
7
Витрата мережевої води на потреби ОВ, GОВ, кг/с
7,63
7,58
7,53
7,62
8
Витрата гарячої води у споживачів, , кг/с
0,86
0,86
0,86
0,71
9
Витрата мережевої води на ГВ, GГВ, кг/с
1,9
3,09
4,18
5,4
10
Витрата циркуляційної води, Gц, кг/с
0,763
0,763
0,763
0,762
11
Загальна витрата мережевої води, , кг/с
7,63
7,58
7,53
7,62
12
Витрата води на підживлення, Gпідж, кг/с
0,1907
0,189
0,188
0,19
13
Продуктивність установки ХВО, GХВО, кг/с
0,1907
0,189
0,188
019
14
Витрата теплоти на власні потреби, QВП, МВт
0,03
0,0207
0,0168
0,0118
15
Загальна теплова потужність ТГУ, , МВт
1,03
0,71
0,57
0,4
16
Витрата води через котлоагрегат при розрахунковому режимі, GК, кг/с
9,83
11,0
11,94
13,26
17
Температура води на виході з котлоагрегату, , ºС
95
69,5
58
45,8
18
Витрата гріючої води на теплообмінник №1, , кг/с
0,305
0,44
0,545
0,78
19
Витрата гріючої води на теплообмінник №2, , кг/с
0,305
0,44
0,545
0,78
20
Витрата гріючої води на деаратор, GД, кг/с
0,00305
0,0044
0,00545
0,0078
21
Витрата води на власні потреби ТГУ, GВП, кг/с
0,613
0,884
1,14
1,567
22
Витрата води на вході в мережеві помпи, , кг/с
Зима
9,53
11,48
11,71
13,02
Літо
1,9
3,9
4,18
13,02
23
Температура води на вході в мережеві помпи, tсум, ºС
70
54,1
46,65
38,6
24
Витрата води на лінії рециркуляції, Gрц, кг/с
0
4,75
16,6
34,3
25
Витрата води на перемичці, GПМ, кг/с
0
4,02
5,22
6,28
26
Розрахункова витрата води через котлоагрегат, GК, кг/с
10,15
5,889
4,73
3,89
27
Відносна похибка
-0,03
-0,669
-1,07
-1,52
.
В розрахунку прийнято такі температури:
- температура холодної води в літній період = 10ºС; в опалювальний період = 5ºС;
- температура теплоносія на вході в котлоагрегат = 70ºС;
- температура теплоносія на виході з котлоагрегату = 95ºС;
- температура води перед установкою ХВО, після першого теплообмінника = 25ºС;
- температура теплоносія на виході з установки ХВО = 25ºС;
- температура теплоносія після другого теплообмінника = 65ºС.
7. Аеродинамічний розрахунок газоповітряного тракту котельні
Газоповітряний тракт котельні розбивається на окремі розрахункові ділянки, на яких швидкість і витрата продуктів горіння є постійно і які виготовленні з того ж матеріалу.
Об’єм продуктів горіння при розрахунковому навантаженні і температурі t = 0ºС рівний:
, м3/год
де Вр – розрахункова витрата палива (Вр = 125м3/год);
∆α – величина присмоктав повітря в котлоагрегаті (при спалюванні газу ∆α = 0,15).
Отже:
, м3/год
Значення температури продуктів горіння на кожній з розрахунковій ділянок ∆tділ знаходять за формулою:
, ºС
де l –довжина розрахункової ділянки;
∆tпит – питоме падіння температури продуктів горіння (для металевої частини
∆tпит = 1,9ºС/м; для цегляної частини ∆tпит = 0,35ºС/м).
Газоповітряний тракт розбиваємо на 4 ділянки, на цегляну та металеву ділянки труби.
Металева частина димової труби має висоту (довжину) 6 м і розміри в плані 0,496×0,148 м, площу поперечного перерізу 0,075 м2. Враховуючи, що ділянка в нас тільки 1 і вона металева, в подальших розрахунках враховуємо зниження температури продуктів горіння тільки на ній. В металевій частині зниження температури продуктів горіння буде:
ºС.
Загальне падіння температури димових газів в димовій трубі буде рівним
ºС
Середня температура продуктів горіння на розрахунковій ділянці рівна:
, ºС
де tвих – температура продуктів горіння на виході з розрахункової ділянки,
tвх – температура продуктів горіння на вході розрахункової ділянки; оскільки прийнято, що ділянки 1 ізольовані і в ній немає падіння температури, то tвх металевої частини труби буде рівна температурі виходу продуктів горіння із котлоагрегату, тобто tвх = Т2 = 170ºС [дод. 1; 7].
Отже, після розрахунків отримаємо:
металева частина:
ºС;
, ºС
Величина природної тяги, яка виникає в димовій трубі:
, Па.
де hтр - загальна висота димової труби, м (6 м);
ρп і ρг – відповідно, густина зовнішнього повітря (при tз = tх.5) і продуктів горіння при їх середній температурі в димовій трубі :
,ºС
Тобто: ºС.
Густини зовнішнього повітря та димових газів при відповідних температурах визначимо із залежності: кг/м3. Розрахунок зводимо втаблицю4.
Таблиця 6.
Густина зовнішнього повітря та димових газів.
Температура, ºС
-16
164,5
170
Густина, кг/м3
1,37
0,806
0,796
Отже, величина природної тяги, що виникає в димовій трубі буде рівною:
Па.
Дійсна об’ємна годинна витрата продуктів горіння на кожній із розрахункових ділянок Vділ, м3/год, буде рівною:
.
Для визначення поперечного перерізу димоходів задаємося швидкістю руху димових газів в газоходах, рівною 3 м/с. Газоходи приймаємо прямокутного поперечного перерізу.
Потрібна площа поперечного перерізу кожної ділянки :
, м2,
м2
де ω – швидкість руху димових газів, м/с (5 м/с).
За отриманими значеннями приймається стандартний канал з найближчою площею поперечного перерізу та визначається дійсна швидкість продуктів горіння на ділянці за формулою:
.
Розрахунок площі поперечного перерізу газоходів та визначення дійсної швидкості руху
Втрати тиску на розрахунковій ділянці визначаються за формулою:
, Па,
,Па
де λ – коефіцієнт опору тертя, для металевих газоходів – λ = 0,02;
l – довжина ділянки, м;
d – діаметр каналу, м, при прямокутному перерізі зі сторонами a і b приймається як еквівалентний діаметр: , м;
Σξ – сума коефіцієнтів місцевих опорів, визначається в даному випадку Σξ=1;
ρ – густина продуктів горіння при середній температурі на ділянці, кг/м3.
, м
Загальний опір газового тракту визначається за залежністю:
, Па.
-мінімальне розрідження в топці,приймається =30Па
- аеродинамічний опір котла (дод.1).Величина необхідного розрідження за котлом
(++ =3 Па)
- аеродинамічний опір шибера за котлом, який дорівнює =10 Па
Оскільки загальний опір газового тракту є меншим за величину природної тяги, що створює димова труба (Па Па), то котельня може працювати на природній тязі.
8. Підбір допоміжного обладнання
Помпи підбираються за їх розрахунковою продуктивністю та потрібним напором. При цьому слід звертати увагу на максимальну температуру води, і допустимий тиск для даного типу помпи, а також на те, щоб помпа працювала з максимальним ККД.
Тип помп та їх характеристики приймалися з [8]. При цьому передбачено встановлення групи з двох помп – робочої та резервної, а для мережених помп – додаткову помпу для літнього періоду.
мережеві помпи. Продуктивність мережених помп приймається з таблиці 3 п. 22 (24,8 м3/год). Оскільки в проекті не розглядаються зовнішні теплові мережі і втрати тиску є невідомими, то напір мережевих помп приймається в межах 45...60 м. в. ст.
Для зимового періоду приймають:
2 шт. Wilo-Top-D40;кількість обертів 1400 хв-1; 144 кг; довжина 440 мм; Ø вих. патрубка 200 мм.
-живильні помпи. Продуктивність живильних помп приймається з табл. 3, п. 12 (0,2 м3/год). Напір живильних помп приймається з умови забезпечення статистичного напору в системі, який становить 25..30 м. в. ст.
Приймають:
2 шт. Wilo-Top-D40;число обертів 1400 хв-1;максимальний робочий тиск 10bar; намынальна потужнысть 20w; потрібна птужність 70 w
-циркуляційні помпи. Продуктивність циркуляційних помп приймається з табл. 3, п. 25 (3,56 м3/год), а їхній напір повинен знаходитися в межах 5.. 10 м. в. ст.
Приймають:
2 шт. Wilo-DOP40/100т;число обертів;1/1250 хв-1; 40 кг; використувана потужність 155-200w;
9. Компонування котельні
В курсовій роботі запроектована прибудована котельня напіввідкритого типу, в якій основне обладнання знаходиться в приміщенні, а дуттєві вентилятори, деаератори і баки розташовані назовні. В будівлі котельні передбачено такі основні приміщення: котельний зал, майстерню, службові та побутові приміщення.
Котлоагрегати встановлюються на першому поверсі котельні, фронт усіх котлів знаходиться на одному рівні.
Для встановлення економайзерів, установок хімводоочистки, помп – спеціальне приміщення не передбачається, це обладнання встановлюється в котельному залі.
Мінімальні відстані між основним обладнанням і будівельними конструкціями котельні збережено і наведено в додатку 6 [7].
Котельня обладнана системою опалення і системою вентиляції з природнім пробудженням, яка забезпечує трикратній повітрообмін.
Список використаної літератури
СНиП II-35-76 Котельные установки. – М.: Стройиздат, 1977.
СНип 2.01.01-82 Строительная климатология и геофизика. – М.: Стройиздат, 1983.
Лебедев В. И., Пермяков Б. А., Хаванов П. А. Расчет и проектирование теплогенерирующих установок систем теплоснабжения. – М.: Стройиздат, 1992.
Роддатис К. Ф., Полторецкий А. И. Справочник по котельным установкам малой производительности. – М.: Энергоатомиздат, 1989.
Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод). – Л.: Энергия, 1997.
Манюк В. М., Каплинский Я. И. Справочник по наладке и эксплуатации водяных тепловых сетей. – М.: Стройиздат, 1982.
Методичні вказівки по курсовій роботі.
Каталог для систем опалення фірми Wilo.
Справочник по теплоснабжению и вентиляции. Вентиляция и кондиционирование воздуха. Р. В. Щекин, С. М. Кореневский и др. – К.: Будівельник, 1968., стр. 288.
м
Ділись своїми роботами та отримуй миттєві бонуси!
0%
Оголошення від адміністратора