Курсовой проект - расчет котельной установки. вариант 14 - файл n2.docx
приобрестиКурсовой проект - расчет котельной установки. вариант 14
скачать (9238.6 kb.)
Доступные файлы (2):
| n1.dwg | |||
| n2.docx | 9561kb. | 19.05.2010 14:24 | скачать |
- Смотрите также:
- Курсовой проект по дисциплине: Теплогенерирующие установки «расчет тепловой схемы производственно отопительной котельной с паровыми котлами малой мощности» (Документ)
- Курсовой проект - источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий (Курсовая)
- Курсовой проект - Расчёт котельной с котлами ДЕ 10-14 ГМ (Курсовая)
- Курсовой проект - Проектирование производственно-отопительной котельной с котлами ДКВР 6,5-13 (Курсовая)
- Курсовой проект - Расчёт холодильной установки (Курсовая)
- «Тепловой расчёт котельной установки» (Документ)
- Курсовой проект - Расчет абсорбционной холодильной установки (Курсовая)
- Курсовой проект - Расчет котельного агрегата Е-420-140 (Курсовая)
- Курсовой проект - Котельные установки и парогенераторы (Курсовая)
- Слайд-презентация - Котельные установки и топочные устройства (Документ)
- Курсовой проект по дисциплине «Двухтопливные и традиционные двигательные установки судов» Вариант №7 студент (Документ)
- Курсовой проект Расчет водоотливной установки шахты (Курсовая)
n2.docx
Институт Дистанционного Образования
кафедра «Теплогазоснабжение и вентиляция»
Дисциплина: «Теплогенерирующие установки»
Курсовой проект
«Расчет котельной установки»
Вариант:№14
Выполнил: студент гр. 03-тгв10-тгу
Ххххххх Х.Х.
Принял: преподаватель
Хххххххх Х.Х.
Введение
Котлы типа ДКВР используются в различных отраслях промышленности, сельском и коммунальном хозяйстве. Котлы ДКВР отличаются достаточно высокой экономичностью, небольшой массой, простотой конструкции, малыми габаритами и транспортабельностью.
Топка котла предназначена для сжигания газообразного топлива. При горении топлива образуются продукты сгорания, которые движутся из топочного объема в конвективные газоходы, отдавая теплоту кипятильному пучку труб. Наличие в котлах развитого кипятильного пучка обеспечивает глубокое охлаждение продуктов сгорания, в результате чего достигается их высокая экономичность. Экранированная топочная камера обеспечивает интенсивный теплообмен между продуктами сгорания и экранными поверхностями нагрева, а небольшие тепловые напряжения экранов – надежную и длительную работу обмуровки котла. Плотное расположение кипятильных труб малого диаметра в пучке – характерная особенность этих котлов. Движение газов в котлах – горизонтальное с несколькими поворотами.
Описание котельного агрегата
Паровой отопительный котел типа ДКВР
Вертикально-водотрубные отопительные котлы типа ДКВР предназначены для выработки насыщенного и перегретого пара с температурой 250, 370 и 440 °С, имеют несколько типоразмеров в зависимости от рабочего давления пара 1,4; 2,4; 3,9 МПа и номинальной паропроизводительности 2,5; 4; 6,5; 10; 20; 35 т/ч.
Отопительные котлы типа ДКВР являются унифицированными. Они представляют собой двухбарабанные вертикально-водотрубные отопительные котлы с естественной циркуляцией. По длине верхнего барабана отопительные котлы ДКВР имеют две модификации — с длинным барабаном и укороченным. У котлов паропроизводительностью 2,5; 4; 6,5 и 10 т/ч (раннего выпуска) верхний барабан значительно длиннее нижнего. У котлов паропроизводительностью 10 т/ч последней модификации, а также 20 и 35 т/ч верхний барабан значительно укорочен. Комплекция котлов типа ДКВР теми или иными топочными устройствами зависит от вида топлива. Котлы ДКВР-2,5-13, ДКВР-4-13 и ДКВР-6,5-13 имеют одинаковое конструктивное оформление.
Паровой котел ДКВР-6,5-13
1-топочная камера; 2-верхний барабан; 3-манометр; 4-предохранительный клапан; 5-питательные трубопроводы; 6-сепарационное устройство;7-легкоплавкая пробка; 8-камера догорания; 9-перегородка; 10-кипятильный пучок труб; 11-трубопровод непрерывной продувки; 12-обдувочное устройство;13-нижний барабан; 14-трубопровод периодической продувки; 15-кирпичная стенка; 16-коллектор.
Устройство отопительного котла ДКВР-6,5-13. Два барабана отопительного котла — верхний 2 и нижний 13 — изготовлены из стали 16ГС и имеют одинаковый внутренний диаметр 1 000 мм. Нижний барабан котла укорочен на размер топки. Отопительный котел имеет экранированную топочную камеру 1 и развитый кипятильный пучок труб 10. Топочные экраны и трубы кипятильного пучка выполнены из труб Ш51 х 2,5 мм. Топочная камера отопительного котла разделена кирпичной стенкой 75 на собственно топку и камеру догорания 8, устраняющую опасность затягивания пламени в пучок кипятильных труб, а также снижающую потери от химической неполноты сгорания.
Ход движения продуктов горения топлива в отопительных котлах разных типов схематично показан на рис. 2. Дымовые газы из топки выходят через окно, расположенное в правом углу стены топки, и поступают в камеру догорания 8 (см. рис. 1). С помощью двух перегородок 9, шамотной (первая по ходу газов) и чугунной, внутри отопительного котла образуются два газохода, по которым движутся дымовые газы, поперечно омывающие все трубы конвективного пучка. После этого они выходят из котла через специальное окно, расположенное с левой стороны в задней стене котла.
Верхний барабан отопительного котла в передней части соединен с двумя коллекторами 16 трубами, образующими два боковых топочных экрана. Одним концом экранные трубы ввальцованы в верхний барабан, а другим приварены к коллекторам Ш108x4 мм. В задней части верхний барабан котла соединен с нижним барабаном пучком кипятильных труб, которые образуют развитую конвективную поверхность нагрева. Расположение труб коридорное с одинаковым шагом 110 мм в продольном и поперечном направлениях. Коллекторы соединены с нижним барабаном с помощью перепускных труб.
Питательная вода подается в паровой отопительный котел ДКВР по двум перфорированным (с боковыми отверстиями) питательным трубопроводам 5 под уровень воды в верхний барабан. По опускным трубам вода из барабана отопительного котла поступает в коллекторы 16, а по боковым экранным трубам пароводяная смесь поднимается в верхний барабан, образуя таким образом два контура естественной циркуляции.
Третий контур циркуляции образуют верхний и нижний барабаны котла и кипятильный пучок. Опускными трубами этого контура являются трубы наименее обогреваемых последних рядов (по ходу газов) кипятильного пучка.
Вода по опускным трубам отопительного котла поступает из верхнего барабана в нижний, а пароводяная смесь по остальным трубам котельного пучка, имеющим повышенную тепловую нагрузку, поднимается в верхний барабан. В верхнем барабане котла происходит разделение пароводяной смеси на пар и воду. Для снижения солесодержания и влажности пара в верхнем барабане установлено сепарационное устройство 6 из жалюзи и дырчатого листа, улавливающее капли уносимой с паром котловой воды. При необходимости производства перегретого пара пароперегреватель устанавливают после второго или третьего ряда труб кипятильного пучка, заменяя часть его труб. Для отопительных котлов с давлением 1,4 МПа и перегревом 225... 250 °С пароперегреватель выполняют из одной вертикальной петли, а для котлов давлением 2,4 МПа — из нескольких петель труб Ш32 х 3 мм.
В нижней части верхнего барабана отопительного котла имеются патрубок, через который осуществляется непрерывная продувка котла (см. рис. 1, поз. 11) с целью снижения солесодержания котловой воды и поддержания его на заданном уровне, а также две контрольные легкоплавкие пробки 7, сигнализирующие об упуске воды.
Нижний барабан отопительного котла является шламоотстойником; из него по специальному перфорированному трубопроводу 14 проводится периодическая продувка котла. Кроме того, в нижнем барабане имеются линия для слива воды и устройство для подогрева паром в период растопки котла.
На верхнем барабане отопительного котла установлены два водоуказательных стекла, манометр 3, предохранительные клапаны 4, имеется патрубок для отбора пара на собственные нужды, парозапорный вентиль. Для защиты обмуровки и газоходов от разрушения и предотвращения возможных взрывов отопительного котла в верхних частях топки и кипятильного пучка расположены взрывные предохранительные клапаны. Для очистки наружных поверхностей труб от загрязнений котел оборудуют обдувочным устройством 12 — вращающейся трубой с соплами. Обдувка выполняется паром.
Рассматриваемый отопительный котел не имеет несущего каркаса, трубно-барабанная система его размещается на опорной раме, с помощью которой паровой отопительный котел ДКВР крепится к фундаменту.
Паровые отопительные котлы производительностью 10; 20; 30 т/ч имеют рабочее давление 1,4; 2,4 и 3,9 МПа и выполняются как с пароперегревателем, так и без него.
Обмуровка отопительных котлов типа ДКВР выполняется из шамотного и обыкновенного кирпича или облегченной из термоизоляционных плит.
Все отопительные котлы типа ДКВР и особенно с повышенным рабочим давлением работают на химически очищенной и деаэрированной воде. При сжигании газа и мазута КПД этих котлов 90 %.
Описание тепловой схемы производственно-отопительной котельной.
Закрытая двухтрубная система теплоснабжения.
В закрытых системах теплоснабжения для горячего водоснабжения используется водопроводная вода, нагретая в подогревателях водой, отобранной из тепловой сети. Отсутствие водоразбора из сети значительно уменьшает расход подпиточной воды, проходящей водоподготовку и идущей для компенсацией потерь теплоносителя в тепловой сети. Поэтому подготовку подпиточной воды осуществляют в системе ХВО питательной воды котельных агрегатов, несмотря на то, что стоимость питательной воды выше, поскольку она проходит две ступени умягчения, в то время как для подпиточной воды теплосети достаточно одной ступени. Расход подпиточной воды Gподп для закрытых систем теплоснабжения принимается в размере 1,5-2 % от расхода сетевой воды.
На рис. 3 представлена принципиальная тепловая схема производственно-отопительной котельной для закрытой двухтрубной системы теплоснабжения с независимой (параллельной) схемой подключения к тепловой сети потребителей горячего водоснабжения ГВС, отопления и вентиляции. Сырая вода поступает из водопровода. Насосом НИ создается напор исходной воды Тuв принимается 15°С летом и 5°С зимой, а расход Guв должен обеспечивать питание котельных агрегатов КА, подпитку тепловой сети, компенсации расхода пара на собственные нужды и потерь теплоносителя в тепловой схеме, тепловых сетях и у потребителя. Вода нагревается в охладителе непрерывной продувки Т1 и в паровом водоподогревателе Т2 до температуры 25-35°С.
Часть воды используется на собственные нужды химводоподготовки при удалении из воды солей жесткости и составляет 15-20 % расхода Gхов, или Guв=1,2Gхов.
В процессе химводоочистки ХВО температура воды снижается на 2-3°С. Далее умягченная вода нагревается в паровом водоподогревателе Т3 и водяном подогревателе Т4 до температуры 60-90°С и направляется в колонку деаэратора, в верхнюю часть которой также поступает конденсат от всех паровых подогревателей и конденсат с производства. В нижнюю часть колонки деаэратора или в водяной объем питательного бака ДА подается греющий пар с давлением 0,12 МПа для подогрева умягченной воды до температуры насыщения 104°С. Чем ниже температура воды и конденсата, поступающих в деаэратор, тем больше расход пара на деаэрацию Dd. Выделившийся из воды коррозионно-агрессивные газы вместе с паром удаляются в атмосферу или поступают в охладитель выпара (на схеме не показан) для нагрева умягченной воды, поступающей в деаэратор; при этом газы из охладителя выпара уходят в атмосферу, а конденсат – в дренаж или на верхнюю тарелку деаэратора. Удельный расход выпара d для атмосферного деаэратора составляет 0,002 кг пара/ кг воды.
Питательный бак деаэратора ДА должен иметь тепловую изоляцию, а геодезическая высота установки ДА должна обеспечивать подпор воды на всасывающим патрубке питательного ПН и подпиточного насоса ППН. Высота установки питательного бака зависит от температуры деаэрированной воды. При температуре 104,3°С эта высота составляет 7-8 м. При охлаждении деаэрированной питательной воды перед подачей в питательный насос высота установки может быть снижена до 4-5 м.
Из бака деаэратора питательная вода с температурой 102-104°С поступая в теплообменник Т4, где охлаждается до 70-90°С при сжигании природного газа и до 90-100°С – при сжигании мазута. Это условие необходимо для предотвращения низкотемпературной коррозии внешних поверхностей нагрева водяного экономайзера.
Одна (большая) часть питательной воды питательным насосом ПН нагнетателя в водяной экономайзер Э, где нагревается за счет теплоты уходящих топочных газов. Другая (меньшая) часть воды Gпод подпиточным насосом ППН нагнетается в обратный трубопровод теплосети перед сетевым насосом СН, для компенсации потерь теплоносителя в тепловых сетях. Расход подпиточной воды для закрытых систем теплоснабжения принимается равным 1,5-2 % от расхода сетевой воды, т.е. G = 0,2Gсет. В водяном экономайзере некипящего типа питательная вода не догревается до температуры насыщения на 20-40°С и по питательной линии поступает в водяной объем верхнего барабана парового котельного агрегата КА, где вырабатывается сухой насыщенный пар.
Из КА по паропроводу пар поступает в редукционно-охладительную установку РОУ, где путем дросселирования (редуцирования) давления пара снижается. В результате дросселирования получается перегретый пар, и поэтому в РОУ (минуя экономайзер и паровой котел) подается необходимое количество питательной воды Gроу с температурой 70-100°с для охлаждения перегретого пара и получения сухого насыщенного пара. Далее сухой насыщенный пар поступает в парораспределительный коллектор ПК (гребенку), откуда расходуется:
На технологическое производство ТП в количестве Dтех; конденсат возвращается в конденсатный бак (на схеме не показан) или непосредственно в колонку деаэратора, и его количество Gтех зависит от процента возврата
, т.е. Gтех=0,01∙Gтех; потери технологического конденсата 
на производство часто подается пар непосредственно из котла, минуя РОУ;
На подогреватели сетевой воды Т5, Т6 Dcп где передает теплоту воде теплосети, а конденсат после теплообменников возвращается в колонку деаэратора, так как он не загрязнен и находится под большим давлением, чем давление в деаэраторе;
На собственные нужды котельной в количестве Dсн предварительно принимаются в размере 2-3 % от потребления пара, т.е. Dсн =0,1 (Dтех +Dсп);
На компенсацию потерь пара Dпот в тепловой схеме, потерь теплоты подогревателями в окружающую среду и другие неучтенные расходы пара; принимаются в размере 2-3 % от потребления пара, т.е. Dпот=0,03(Dтех +Dсп);
Тепловой расчет котла.
Исходные данные
Таблица К1
| Номер варианта | Технологическая нагрузка, МВт | Давление технологического пара, МПа | Доля возврата конденсата с производства, % | Расчетная нагрузка отопление / ГВС, МВт | Температура конденсата с производства, °С |
| 14 | 15 | 0,87 | 55 | 10,4/5,2 | 40 |
Расчетные характеристики газообразного топлива.
Таблица К2
| № пп | Наименование газов по газопроводам и месторождениям | Состав в процентах по объему | Qcн, ккал/м3 | Рг.тл., кг/м3 плотность при н.у. | |||||||||||
| СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | N2 | CО2 | | | | | | | | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |
| 14 | Шебелинка-Брянск-Москва | 94.1 | 3.1 | 0.6 | 0.2 | 0.8 | 1.2 | - | - | - | - | - | - | 9045 | 0.776 |
Расчет процесса горения топлива. Определение характеристик продуктов сгорания.
Для сухого газообразного топлива низшая теплота сгорания в кДж/м3 может быть найдена по формуле
Qнс = 107.98Н2 + 126.36СО + 234Н2S + 358.2СН4 + 590.66С2Н4 + 637.46С2Н6 +
+860.05С3Н6 + 913.2С3Н8 +1187.36С4Н10 + 1461.89С5Н12,
где – Н2, СО, H2S, СН4 ...- состав газообразного топлива, %.
Далее определяются характеристики продуктов сгорания.
Объемы воздуха и продуктов сгорания для газообразного топлива, м3/м3, рассчитываются по следующим формулам:
• теоретическое количество воздуха для полного сгорания 1 м3 газа
V0 = 0.0476∙[0.5CO + 0.5H2 + 1.5H2 S +?(т+п/4) CтHп-O2]
V0=0.0476∙[(1+4/4)∙CH4+(2+6/4)∙C2H6+(3+8/4)∙C3H8+(4+10/4)∙C4H10+(5+12/4)∙C2H12]= =0.0476∙[2∙94.1+3.5∙3.1+5∙0.6+6.5∙0.2+8∙0.8]=9.984 м3/м3
• теоретический объем трехатомных газов в продуктах сгорания
• теоретический объем азота в продуктах сгорания
• теоретический объем водяных паров в продуктах сгорания
Присосы воздуха в газоходах теплогенератора
в топке ∆?т = 0.05
в I газоходе ∆?1 = 0.05
во II газоходе ∆?2 = 0.1
в водяном экономайзере ∆?в.э. = 0.1
Коэффициенты избытка воздуха за газоходами теплогенератора
в топке и за топкой ?т = 1.05
за I газоходом ?1 = ?т + ∆?1 = 1.05+0.05=1.1
за II газоходом ?2 = ?1 + ∆?2 = 1.1+0.1=1.2
в уходящих газах из теплогенератора (за водяным экономайзером) :
?ух = ?в.э = ∆?2 + ∆?в.э = 1.2+0.1=1.3
Характеристика продуктов сгорания
Таблица К3.
| Характеристика |  |  |  |  |
| Топка | І газоход | ІІ газоход | Водяной экономайзер | |
| 1 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Коэффициент избытка воздуха за газоходом ? | 1.05 | 1.1 | 1.2 | 1.3 |
| Средний коэффициент избытка воздуха ?ср | 1.05 | 1.075 | 1.15 | 1.25 |
| Действительный объем водяных паров  | 2.226 | 2.230 | 2.242 | 2.258 |
| Действительный объем продуктов сгорания  | 11.694 | 11.948 | 12.709 | 13.723 |
| Объемная доля трехатомных газов  | 0.091 | 0.089 | 0.084 | 0.078 |
| Объемная доля водяных паров  | 0.190 | 0.187 | 0.176 | 0.165 |
| Суммарная объемная доля трехатомных газов  | 0.281 | 0.276 | 0.260 | 0.243 |
Энтальпия продуктов сгорания
Таблица К4
 |  |  |  | |||
| топка | I газоход | II газоход | водяной экономайзер | |||
| Iг | Iг | Iг | Iг | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 27 | | 356.1 | | | | |
| 100 | 1540.82 | 1318.91 | | | | 1870.55 |
| 200 | 3110.94 | 2658.75 | | | 3310.34 | 3775.63 |
| 300 | 4718.75 | 4019.52 | | 5020.21 | 5321.68 | 5723.63 |
| 400 | 6376.80 | 5405.42 | | 6782.20 | 7187.61 | |
| 500 | 8072.54 | 6828.99 | | 8584.71 | 9096.89 | |
| 600 | 9801.77 | 8286.07 | | 10423.23 | 11044.68 | |
| 700 | 11581.24 | 9780.83 | | 12314.80 | 13048.36 | |
| 800 | 13415.15 | 11288.15 | | 14261.76 | | |
| 900 | 15290.92 | 12791.29 | 15930.48 | 16250.27 | | |
| 1000 | 17191.82 | 14340.48 | 17908.84 | 18267.35 | | |
| 1100 | 19105.28 | 15927.35 | 19901.65 | 20299.83 | | |
| 1200 | 21027.11 | 17514.22 | 21902.82 | | | |
| 1300 | 23003.38 | 19105.28 | 23958.64 | | | |
| 1400 | 25013.14 | 20734.02 | 26049.84 | | | |
| 1500 | 27010.34 | 22362.77 | 28128.48 | | | |
| 1600 | 29041.03 | 23995.70 | 30240.82 | | | |
| 1700 | 31088.48 | 25624.44 | 32369.70 | | | |
| 1800 | 33140.11 | 27257.37 | 34502.98 | | | |
| 1900 | 35229.42 | 28927.98 | 36675.82 | | | |
| 2000 | 37306.17 | 30598.60 | 38836.10 | | | |
| 2100 | 39408.04 | 32273.40 | 41021.71 | | | |
| 2200 | 41518.29 | 33944.01 | 43215.49 | | | |
| 2300 | 43632.73 | 35656.49 | 45415.55 | | | |
| 2400 | 45751.35 | 37331.29 | 47617.91 | | | |
| 2500 | 47882.53 | 39043.78 | 49834.72 | | | |
Ульяновский государственный технический университет