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:
Інститут будівництва та інженерії довкілля
Факультет:
Не вказано
Кафедра:
Кафедра ТГВ
Інформація про роботу
Рік:
2004
Тип роботи:
Інші
Предмет:
Теплогазопостачання
Група:
ТГВ
Частина тексту файла (без зображень, графіків і формул):
Міністерство освіти та науки України
Національний університет „Львівська політехніка”
Інститут будівництва та інженерії довкілля
Кафедра теплогазопостачання та вентиляції
Розрахунково-пояснювальна записка
до курсової роботи
з курсу
Теплогенеруючі установки. Установки малої та середньої потужностей.
Зміст
Сторінка
1. Вступ.............................................................................................................................. 4
2. Вихідні дані................................................................................................................... 4
3. Кліматичні дані місця будівництва............................................................................. 4
4. Склад палива і розрахунок процесів горіння палива................................................. 4
5. Визначення теплової потужності теплогенеруючої установки (ТГУ)
Вибір типу і кількості котлоагрегатів.................................................................. 5
6. Розрахунок теплової схеми ТГУ.................................................................................. 7
7. Аеродинамічний розрахунок газоповітряного тракту котельні................................ 10
8.Підбір допоміжного обладнання................................................................................... 14
9. Компонування котельні................................................................................................ 14
Список використаної літератури..................................................................................... 16
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. Коломия;
Теплове навантаження:
системи опалення і вентиляції – 3 МВт;
системи гарячого водопостачання – 1,5 МВт;
Тип палива – мазут сірчистий, марки 100;
Тип котельні – прибудована;
Схема системи теплопостачання – відкрита.
3.Кліматичні дані місця будівництва
За відсутністю даних для м. Коломия, дані виписуємо з [2] для найближчого міста дані для якого відомі – м. Чернівці. Вибір проводимо по параметрах Б:
Температура холодної п’ятиденки tх.5 = -20ºС;
Температура холодного періоду tх.п. = -9ºС;
Температура опалювального періоду tо.п. = -0,2ºС;
Температура початку опалювального періоду tл. = +8ºС;
Тривалість опалювального періоду zо.п = 179 діб.
4.Склад палива та розрахунок процесів горіння
На підставі [4] визначаємо склад палива, та його нижчу розрахункову теплоту горіння .
Отже:
Нижча розрахункова теплота горіння мазуту марки 100 = 41,22 МДж/кг;
Середній елементарний склад палива:
Вміст вуглецю CP = 83,8 %;
Вміст водню HP = 11,2 %;
Вміст сірки SP = 2,0 %;
Вміст кисню та азоту OP+NP = 1,0 %;
Вміст золи AP = 1,5 %;
Вміст вологи WP = 1,5 %.
Розрахунки проводимо на 1 кг рідкого 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 – 200ºС 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
2100
1,50
2,44
1,48
1,98
1,26
Розрахунок процесу горіння зводимо в таблицю 2.
Таблиця 2.
Розрахунок процесу горіння палива.
Назва величини при α = 1
Розрахункова формула для мазуту
Значення (м3/кг)
1. Теоретичний об’єм повітря, необхідний для горіння палива (м3)
10,468
2. Теоретичний об’єм триатомних газів (м3)
1,573
3. Теоретичний об’єм двоатомних газів (м3)
8,275
4. Теоретичний об’єм водяних парів (м3)
1,430
5. Загальний об’єм димових газів (м3)
11,278
6. Ентальпія (кДж/м3) продуктів горіння при температурі газів tг = 100ºС
1556,164
7. Ентальпія (кДж/м3) продуктів горіння при температурі газів tг = 2100ºС
39722,93
8. Ентальпія продуктів горіння при α = 1,4 і при температурі газів tг = 100ºС
;
1360,82
2100,492
8. Ентальпія продуктів горіння при α = 1,4 і при температурі газів tг = 2100ºС
;
32973,71
52912,41
На підставі отриманих даних будуємо графік залежності ентальпії продуктів горіння від температури продуктів горіння (Рисунок 1).
5.Визначення теплової потужності теплогенеруючої установки (ТГУ); 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 відкритої системи теплопостачання і палива мазуту А = 1,5190 та Б = 1,1820 .
Тоді теплова потужність туплогенеруючих установок буде рівною:
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
,
де n – прийнята кількість котлоагрегатів в котельні.
Приймаємо кількість котлів в котельні n = 4, тоді теплова потужність одного котлоагрегату буде рівна:
МВт.
Користуючись отриманим значенням з додатка 1 [7] вибираємо котел КВС-2”ВК-21”, що має наступні основні характеристики:
Потужність 2,0 МВт;
Паливо – мазут;
Максимальна температура теплоносія на виході з котлоагрегату 115ºС;
Мінімальна температура продуктів горіння на виході з котлоагрегату 160ºС;
Коефіцієнт корисної дії котлоагрегату рівний η = 91 %;
Сумарний аеродинамічний опір топки, котла і шибера за котлом ∆Р = 100 Па.
На кресленні котел викреслюють за схемою № 4.
Розрахункову витрату палива Вр (кг/год) котельнею визначаємо за формулою:
,
Отже:
кг/год.
Визначимо розрахункову витрату палива (кг/год) одним котлоагрегатом:
кг/год.
Отже, за одну годину при температурі холодної п’ятиденки (-20ºС) одним котлоагрегатом КВС-2”ВК-21” буде спалюватись 151,88 кг мазуту марки 100.
Рисунок 1. Графік залежності ентальпії продуктів горіння від їх температури.
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 відкритої 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 115-70ºС температурний графік будуємо та розрахунок ведемо для теплоносія з параметрами 110-70ºС. Дані для побудови температурного графіка вибираємо з таблиці 4.2 (Температура мереженої води в подавальному трубопроводі при температурному графіку 110-70 ºС) та таблиці 4.4 (Температура мереженої води в зворотній магістралі). Методом інтерполювання отримуємо наступні значення:
Температура зовнішнього повітря, ºС
-20
-9
-0,2
+8
Температура теплоносія в подавальній магістралі, ºС
110
80,89
65,66
47,30
Температура теплоносія в зворотній магістралі, ºС
70
54,59
46,52
36,80
На основі даних температурного графіка проводимо розрахунок теплової схеми котельні та зводимо його в таблицю 3.
Таблиця 3.
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
-20
-9
-0,2
+8
2
Витрата теплоти на опалення, QОВ, МВт
3,
2,132
1,437
3
Витрати теплоти на гаряче водопостачання, QГВ, МВт
1,5
1,5
1,5
1,23
4
Загальна теплова потужність ТГУ, QТГУ, МВт
4,5
3,632
2,937
1,23
5
Температура мережевої води на виході з ТГУ, Т1, ºС
За температурним графіком
110
80,89
70
70
6
Температура мережевої води на вході в ТГУ, Т2, ºС
За температурним графіком
70
54,59
48,82
48,82
7
Витрата мережевої води на потреби ОВ, GОВ, кг/с
17,900
19,343
16,191
0
8
Витрата гарячої води у споживачів, , кг/с
6,509
6,509
6,509
5,871
9
Витрата мережевої води на ГВ, GГВ, кг/с
-1,627
1,339
3,436
3,099
10
Витрата циркуляційної води, Gц, кг/с
-0,163
0,134
0,344
0,310
11
Загальна витрата мережевої води, , кг/с
16,110
20,816
19,970
3,409
12
Витрата води на підживлення, Gпідж, кг/с
0,322
0,416
0,399
0,068
13
Продуктивність установки ХВО, GХВО, кг/с
6,831
6,925
6,908
5,939
14
Витрата теплоти на власні потреби, QВП, МВт
1,574
1,596
1,592
1,244
15
Загальна теплова потужність ТГУ, , МВт
4,574
3,728
3,029
1,244
16
Витрата води через котлоагрегат при розрахунковому режимі, GК, кг/с
27,293
27,293
27,293
27,293
17
Температура води на виході з котлоагрегату, , ºС
110,00
102,60
96,486
80,881
18
Витрата гріючої води на теплообмінник №1, , кг/с
6,831
8,498
10,433
21,834
19
Витрата гріючої води на теплообмінник №2, , кг/с
3,416
4,249
5,217
8,188
20
Витрата гріючої води на деаратор, GД, кг/с
1,025
1,275
1,565
3,002
21
Витрата води на власні потреби ТГУ, GВП, кг/с
11,271
14,022
17,215
33,024
22
Витрата води на вході в мережеві помпи, , кг/с
Зима
20,872
28,330
30,676
Літо
33,024
23
Температура води на вході в мережеві помпи, tсум, ºС
91,829
78,527
75,835
78,849
24
Витрата води на лінії рециркуляції, Gрц, кг/с
0
8,761
12,127
18,030
25
Витрата води на перемичці, GПМ, кг/с
0
9,412
11,097
1,157
26
Розрахункова витрата води через котлоагрегат, GК, кг/с
29,171
29,630
30,162
33,024
27
Відносна похибка
0,064
0,079
0,095
0,174
Рисунок 2. Температурний графік.
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 = 110ºС;
- 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 = 151,88 кг/год);
∆α – величина присмоктав повітря в котлоагрегаті (при спалюванні мазуту ∆α = 1,2).
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.
Цегляна частина димової труби має висоту (довжину) 5 м і розміри в плані 1,2×1,2 м, площу поперечного перерізу 1,44 м2. Металева частина димової труби має висоту (довжину) 25 м, діаметром 0,9 м та площею поперечного перерізу 0,636 м2. Загальна висота (довжина) димової труби 30 м.
Враховуючи, що ділянки 1, 2, 3, 4 знаходяться в приміщенні котельні, вважаючи, що вони теплоізольовані, в подальших розрахунках не враховуємо зниження температури продуктів горіння на даних ділянках. В цегляній частині зниження температури продуктів горіння буде:
ºС
В металевій частині димової труби:
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...4 ізольовані і в них немає падіння температури, то tвх цегляної частини труби буде рівна температурі виходу продуктів горіння із котлоагрегату, тобто tвх = Т2 = 160ºС [дод. 1; 7].
Отже, після розрахунків отримаємо:
цегляна частина:
ºС;
, ºС
металева частина:
ºС;
, ºС
Величина природної тяги, яка виникає в димовій трубі:
, Па.
де hтр - загальна висота димової труби, м (30 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 4.
Густина зовнішнього повітря та димових газів.
Температура, ºС
-20
110
134
159
160
Густина, кг/м3
1,079
0,713
0,671
0,632
0,630
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:
.
Розрахунок за даною формулою зводимо в таблицю 5.
Таблиця5.
Дійсна об’ємна витрата продуктів горіння на ділянках
Ділянка
1
2
3
4
Цегляна частина димової труби
Металева частина димової труби
Вихід з димової труби
Температура, ºС
0
160
160
160
160
159
134
110
Витрата, ,м3/год
3620,632
5742,614
11485,23
17227,84
22970,46
22917,41
21591,17
20317,98
Для визначення поперечного перерізу димоходів задаємося швидкістю руху димових газів в газоходах, рівною 5 м/с. Газоходи приймаємо прямокутного поперечного перерізу.
Потрібна площа поперечного перерізу кожної ділянки :
, 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:
.
За наведеними формулами складаємо таблицю 6.
Таблиця 6.
Розрахунок площі поперечного перерізу газоходів та визначення дійсної швидкості руху димових разів.
Ділянка
1
2
3
4
цегляна частина труби
металева частина труби
вихід з димової труби
Швидкість, ω, м/с
5
5
5
5
5
5
5
Витрата, V, м3/год
5742,614
11485,2
17227,84
22970,46
22917,41
21591,17
20317,98
Площа поперечного перерізу, , м2
0,319
0,638
0,957
1,276
1,273
1,200
1,129
Стандартний канал, a×b, м
0,75×0,5
0,75×1,0
1,0×1,0
1,5×1,0
1,2×1,2
Ø0,9
Ø0,9
Площа стандартного каналу, , м2
0,375
0,750
1,000
1,500
1,440
0,636
0,636
Дійсна швидкість продуктів горіння, ωділ, м/с
4,25
4,25
4,79
4,25
4,42
9,43
8,87
Втрати тиску на розрахунковій ділянці визначаються за формулою:
, Па,
де λ – коефіцієнт опору тертя, для металевих газоходів – λ = 0,02, а для цегляних – λ = 0,04;
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 з [5];
ρ – густина продуктів горіння при середній температурі на ділянці, кг/м3.
Розрахунок зводимо в таблицю 7.
Таблиця 7.
Розрахунок втрат тиску газоповітряного тракту.
Ділянка
1
2
3
4
цегляна частина труби
металева частина труби
Розміри каналу, a×b, м
0,75×0,5
0,75×1,0
1,0×1,0
1,5×1,0
1,2×1,2
Ø0,9
Еквівалентний діаметр, dе, м
0,600
0,857
1,000
1,200
1,200
0,900
Довжина ділянки, м
3,353
2,7
2,7
7,884
5
25
Коефіцієнт опору тертя
0,02
0,02
0,02
0,02
0,04
0,02
Втрати тиску по довжині, Па
0,64
0,36
0,39
0,75
1,03
16,56
Сума коефіцієнтів місцевих опорів
1,87
1,4
1,25
1,00
0,06
1,00
Втрати тиску на місцевих опорах
10,67
7,99
10,11
5,70
0,35
29,81
Втрати тиску на ділянці ∆h
12
9
12
7
2
51
Сумарні втрати тиску
93
При розрахунку газоповітряного тракту враховувались такі коефіцієнти місцевих опорів:
1 ділянка:
відвід 90º 0,77
трійник на прохід (Fп/Fс = 1,4; Lп/Lо = 2) 1,1
Σξ = 1,87
2 ділянка
трійник на прохід (Fп/Fс = 0,8; Lп/Lо = 3) 1,4
Σξ = 1,4
3 ділянка
трійник на прохід (Fп/Fс = 1,6; Lп/Lо = 4) 1,25
Σξ = 1,25
4 ділянка
раптове розширення 1,0
Σξ = 1,0
Цегляна частина
раптове звуження (Fп/Fс = 0,9) 0,06
Σξ = 0,06
Металева частина
раптове розширення 1,0
Σξ = 1,0
Загальний опір газового тракту визначається за залежністю:
, Па.
В дод. 1 [7] для котла КВС-2”ВК-21” вказана величина , що рівна 100 Па. Але оскільки даний котел обладнаний дуттєвим вентилятором, дану величину не враховують, оскільки вентилятор ці втрати тиску. З цього випливає, що:
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 (35,7 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-IPn 50/200-11/2; 2900 хв-1; 144 кг; довжина 440 мм; Ø вих. патрубка 200 мм. [ст.63; 8].
Для літнього періоду приймають:
1 шт. Wilo-IPn 50/200-9/2; 2900 хв-1; 120 кг; довжина 440 мм; Ø вих. патрубка 200 мм. [ст.63; 8].
живильні помпи. Продуктивність живильних помп приймається з табл. 3, п. 12 (1,43 м3/год). Напір живильних помп приймається з умови забезпечення статистичного напору в системі, який становить 25..30 м. в. ст.
Приймають:
2 шт. Wilo-IPn 50/140-2,2/2; 2900 хв-1; 140 кг; довжина 340 мм; Ø вих. патрубка 140 мм. [ст.63; 8].
циркуляційні помпи. Продуктивність циркуляційних помп приймається з табл. 3, п. 25 (1,25 м3/год), а їхній напір повинен знаходитися в межах 5.. 10 м. в. ст.
Приймають:
2 шт. Wilo-IPn 125/160-1,5/4; 1450 хв-1; 60 кг; довжина 500 мм; Ø вих. патрубка 160 мм. [ст.58; 8].
установка водопідготовки. Вибір обладнання установки водопідготовки залежить від якості вихідної води і теплової потужності котельні і типу системи теплопостачання. В проекті передбачено встановлення блочної установки водопідготовки. Вибір типу установки водопідготовки здійснюється за її продуктивністю, яка повинна дорівнювати кількості живильної води, табл. 3, п. 13 (24,86 м3/год).
Приймають:
5 шт. Блочна водопідговуюча установка ВПУ-5,0; 2150×1000×2720; 0,368 т.; виробн. Монастирищенський машинобудівний завод ім. 60-річчя Жовтня. [табл. 12,29; ст.375; 4].
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.
Ділись своїми роботами та отримуй миттєві бонуси!
0%
Оголошення від адміністратора