Физико-химические характеристики природной воды

Расчет тепловой схемы. Выбор оборудования

 

Установки, предназначенные для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха из первичных источников энергий, являются: органическое и ядерное топливо, солнечная и геотермальная энергия, горючие и тепловые отходы промышленных производств, называют теплогенерирующими установками.

Тепловая энергия – один из основных видов энергии, используемых человеком, для обеспечения необходимых условий его жизнедеятельности как для развития и для совершенс2耀ования общества, в котором он живет, так и для создания благоприятных условий его быта. Тепловая энергия, производимая человеком из первичных источников энергии, в основном используется для получения электрической энергии на тепловых электростанциях, для технологических нужд промышленных предприятий, для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных здании.

Комплексы устройств, производящих тепловую энергию и доставляющих её в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха потребителю называются системами теплоснабжения. Водяные системы теплоснабжения бывают двух типов: закрытые и открытые. В дипломном проекте принято закрытая система теплоснабжения. В закрытых системах сетевая вода, циркулирующая в тепловой сети, используется только как теплоноситель, но из сети не отбирается. В открытых системах сетевая вода частично разбирается у абонентов для горячего водоснабжения.

 

 

Таблица 1 – Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной с водогрейными и паровыми котлами для закрытой системы теплоснабжения

Наименования	Максимальный зимний режим	Примечание
Максимальный часовой отпуск теплоты из котельной на отопление и вентиляцию городов и жилых районов Qжо.в, МВт		По данным заказчика
Максимальный часовой отпуск теплоты из котельной на отопление и вентиляцию промышленных предприятий Qпо.в, МВт
Среднечасовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение (за сутки наибольшего водопотребления) городов и жилых районов Qср.жгв	0,75
Среднечасовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение предприятий Qср.пгв, МВт	2,3
Максимальный часовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение предприятий Qмаксгв, МВт	3,8
Часовой отпуск пара производственными потребителям, в том числе расход пара на производственное горячее водоснабжение Dпотр, т/ч

 

Продолжение таблицы 1

Возврат конденсата от производственных потребителей Gпотр, т/ч	3,6
Температура конденсата, возвращаемого от производства tк.п
Давления пара, отпускаемого производственным потребителям на выходе из котельной P2 , МПа
Вид топливо	уголь
Давления пара, отпускаемого на мазутное хозяйство на выходе из котельной P2' МПа
Максимальная температура прямой сетевой воды t1макс, °C		По данным заказчика
Минимальная температура прямой сетевой воды в точке излома tизл,°C
Максимальная температура обратной сетевой воды t2 макс, °C
Расчетная температура наружного воздуха tнар,°C	-39	Согласно СНиП РК [1]
Температура воздуха внутри отапливаемых здании tвн, °C		Согласно [1]
Температура деаэрированной воды после деаэраторов Т, °C	104,2	Из таблицы насыщенного пара и водыпри давлении 0,12МПа
Теплосодержание деаэрированной воды после деаэраторов i, кДж/кг	104,4
Температура подпиточной воды, Т'
Температура сырой воды на входе котельную Т1,°C		Согласно [2]

Продолжение таблицы 1

Температура сырой воды перед химводоочисткой Т3,°C
Уделный объем воды в системе теплоснабжения в тонну на МВт суммарного отпуска теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение городов и жилых. районов gжсист, т/МВт		По справочнику проектировщика «Проектирование тепловых сетей»,1965г
Удельный объем воды в системе Теплоснабжения в тонну на МВт суммарного отпуска теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение промпредприятий gпсист, т/ МВт
Коэффициент снижения утечек в системе теплоснабжения, Кут
Величина непрерывной продувки П, %		Принимаем по расчету ХВО
Удельные потери пара с выпором из деаэраторов в тонну на 1 тонну деаэрированной воды dвып, т/т	0,002	Принимается по рекомендации ЦКТИ
Коэффициент собственных нужд химводоочистки, Кс.нхво	1,2	Принимаем по расчету ХВО
Коэффициент внутри котельных потерь пара, Кпот,	0,02	Принимается по[2]
Параметры пара, вырабатываемого котлами (до редукционной установки)

Продолжение таблицы 1

Давление Р1, МПа	1,4	Из таблицы насыщенного пара при давлении Р1
Температура t1,°C	194,1
Теплосодержание i1, кДж/кг	666,2
Параметры пара после редукционной установки
Давление Р2, МПа	0,6	Из таблицы насыщенного пара при давлении Р2
Температура t2,°C	158,1
Теплосодержание i2, кДж/кг	658,3
Параметры пара, образующегося в сепараторе непрерывной продувки
Давление Р3, МПа	1,7	Из таблицы насыщенного пара при давлении Р3
Температура t3,°C	114,6
Теплосодержание i3, кДж/кг	644,5
Параметры пара, поступающего в охладители выпара из деаэраторов
Давление Р4, МПа	1,2	Из таблицы насыщенного пара при давлении Р4
Температура t4,°C	104,2
Теплосодержание i4, кДж/кг
Параметры конденсата после охладителей выпара:
Давление Р5, МПа	1,2	Из таблицы насыщенного пара при давлении Р5
Температура t5,°C	104,2
Теплосодержание i5, кДж/кг	104,4
Параметры продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки
Давление Р6, МПа	1,4	Из таблицы насыщенного пара при давлении Р6
Температура t6,°C	194,1

Продолжение таблицы 1

Теплосодержание i6, кДж/кг	197,3
Параметры продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки
Давление Р7,МПа	1,7	Из таблицы насыщенного пара при давлении Р7
Температура t7,°C	114,6
Теплосодержание i7, кДж/кг	114,8
Температура продувочной воды после охладителя продувочной воды tпр,°C
Температура конденсата от пароводяной установки горячего водоснабжения tк.б,°C
Температура конденсата после пароводяного пароводяного подогревателя сырой воды τ2,°C	158,1	Из таблицы насыщенного пара при давлении 0,6МПа
Теплосодержание конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды i8, кДж/кг	159,3
Температура обратной сетевой воды на входе в водогрейные котлы tв.к,°C
Номинальная теплопроизводительность одного водогрейного котла, Qномк	23,26	По данным завода

 

 

Таблица 2-Расчет водогрейной части котельной

Наименование	Расчетная формула для зимнего режима	Примечание
Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды, tн.изл, ºС	tв.н - 0,354·(tв.н - tн.р) =18---0,354·(18-(-39))=-2,178
Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха, КО.В
Расчетный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию,	(QЖО.В.max +QПО.В.max)· Kо.в = (6+27)·1=33
Значение коэффициента Ко.в 0,8
Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной t1,°C	18+64,5·Ко.в0,8+67,5·Ко.в = 18+64,5·1+67,5·1=150	Используется в расчете паровой части
Температура обратной сетевой воды на входе из котельную t2, °C	t1-80·Ко.в=150-80·1=70
Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение Qт, МВт/ч	Qо.в+(Qср.жг.в+ Qср.пг.в )= =33+(0,75+2,3)=36,05

 

Продолжение таблицы 2

Расчетный часовой расход сетевой воды Gсет, т/ч	Qт·103/t1-t2= =36,05·103/150-70 = 450,62
Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети Gут, т/ч	0,5/100·[(Qжо.в.max+Qср.жг.в)·qжсис+(Qпо.в.max+Qср.пг.в)· ·qпсист]·Кут= =0,5/100·[(6+0,75)·50+(27+2,3)·35]·1=6,81
Количество обратной сетевой воды Gсет. обр,т/ч	Gсет.-Gут.=450,62-6,81= =443,81
Количество работающих водогрейных котлов(с округлением до ближайшего большого целого)Nвк.р	Qт/Qномк=36,05/23,2= =1,5≈2	Выбираем тип водогрейных котлов КВ-Р-23,26-150
Процент загрузки работающих водогрейных котлов, Квзагр	Qт/Nвк.р.·Qномк·100=36,05/2·23,2·100=90,12
Температура обратной сетевой воды перед сетевыми насосами t3,°C	t2·Gсет.обр.+T′·Gут/Gсет.=70·443,815+70·6,82/450,63==70	Используется в расчете паровой части

 

Таблица 3- Паровая часть котельной.

Наименование	Расчетная формула для зимнего режима	Примечание
Часовой отпуск пара производственным потребителям Dпотр, т/ч		Cм. исходные данные
Расход пара на деаэратор подпиточной воды Dд', т/ч	Gут·[(0.98)2·T′-0.98·T3/(i2-T3)·0.98+(1-0.982)·T/(i2-T3)·0.98]=6.81[(0.98)2·70-0,98·25/(658,3-25)·0,98+(1-0.982)·104,2/(658,3-25)·0,98]=0,51	Величина Gут берется из расчета водогрей-ной части котельной
Выпар из деаэратора подпиточной воды D′вып, т/ч	dвып·Gут=0.002·6.81=0,01
Количество умягченной воды, поступающие в деаэратор подпиточной воды G′хво, т/ч	Gут+D′вып-D′д=6,81+0,01-0,51=6,31
Температура умягченной воды за охладителем деаэраторной воды T′4, ºC	Т3+ Gут/G′хво·(T-T′)·0,98=25+6,81/6,31·(104,2-70)·0,98=61,17
Температура умягченной воды, поступающей в деаэратор подпиточной воды Т′5, ºС	Т′4+D′вып/ G′хво(i4-i5)·0.98=61,17+0,01/6,31·(640,7-104,4)·0,98=62
Количество сырой воды, соответствующее количеству умягченной воды G′с.в, т/ч	Кс.нхво·G′хво=1,2·6,3186= =7,57
Расход пара для подогрева сырой воды в количестве G′с, т/ч	G′с.в·T3- T1/(i2-i6)·0.98 =7,58·25-5/(658,3- 159,3)·0,98=0,3
Паровая нагрузка на котельную за вычетом расхода пара на деаэрацию питательной воды и на подогрев сырой воды, умягчаемой для питания котлов, а так же без учета внутрикотельных потерь D, т/ч	Dпотр.+D′д+D′с=6+0,51+ +0,3=6,81
Внутрикотельные потери пара Dпот, т/ч	Кпот·D=0,02·6,81=0,13

 

Продолжение таблицы 3

Количество продувочной воды, поступающее в сепаратор непрерывной продувки Gпр, т/ч	n/100·D=5/100·6,81=0,34
Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки Dпр, т/ч	0,148Gп·Gпр=0,148·0,34= =0,05
Количество продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки G′пр,т/ч	Gпр-Dпр= =0,34-0,05=0,29
Количество воды на питание котлов Gпит, т/ч	D+Gпр=6,81+0,34=7,15
Выпар из деаэратора питательной воды Dвып т/ч	dвып·Gпит=0,002·7,15=0,01
Количество умягченной воды, поступающее в деаэратор питательной воды Gхво,т/ч	(Dпотр- Gпотр)+ G′пр+Dпот+Dвып+ D′д=(6-3,6)+0,29+0,13+0,01+ +0,51=3,34
Количество сырой воды, соответствующее количеству умягченной воды Gс.в,т/ч	Кс.нхво·Gхво=1,2·3,34=4
Общее количество сырой воды, поступающее на химводоочистку ΣGс.в, т/ч	G′с.в+Gс.в=7,57+4=11,57
Расход пара для подогрева сырой воды в т/ч количестве Dс, т/ч	Gс.в·T3-T1/(i2-i6)·0.98=11,57·25- 5/(658,3-159,3)·0,98=0,47
Общий расход пара для подогрева сырой воды ΣDс, т/ч	D′с+ Dс=0,3+0,47=0,77
Количество конденсата от подогревателей сырой воды, поступающее в деаэратор питательной воды ΣGс, т/ч	ΣDс=0,77

 

Продолжение таблицы 3

Количество конденсата от подогревателей сырой воды и с производства Gк, т/ч	Gб +Gпотр=0+3,6=3,6
Суммарный вес потоков, поступающих в деаэратор питательной воды ΣG, т/ч	Gк +Gхво +ΣGс + Dпр-Dвып=3,6+3,34+0,77+0,05++0,01=7,75
Температура умягченной воды на выходе из охладителя продувочной воды T4, °C	T3+ G′пр/ Gхво·(i8-tпр)·0,98= =25+0,29/3,34·(114,8-40)·0,98=31,36
Температура умягченной воды на выходе из охладителя выпара T5,°C	T4+ Dвып/Gхво(i4-i5) ·0,98=31,36+0,01/3,34· (640,7-104,4).0,98=32,93
Средневзвешенная температура потоков, поступающих в деаэратор питательной воды tср.взр,°C	Gпотр/ ΣG·tк.п+ ΣGс/ ΣG·i6+ Gхво/ ΣG·T5+ Dпр/ ΣG·i3- Dвып/ΣG·i4=3,6/7,57·80+0,77/7,75·159,3 +3,34/7,75·32,93+0,05/7,75·644,5-0,01/7,75·640,7= 37,16+15,82+14,19++4,15-0,82=70,5	В зимних режимах Gблет=0
Расход пара на деаэрацию питательной воды Dд, т/ч	ΣG· T*-tср.вз·0.98/i2·0.98·T*= =7,75·(104,4-70,5)· 0,98/658,3·0,98-104,4=0,5
Расход пара на деаэрацию питательной воды и на подогрев сырой воды, умягчаемой для питания котлов D*	Dд+ Dс=0,5+0,47=0,97

 

Продолжение таблицы 3

Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерьD'	D+(Dд+Dс)=6,81+(0,58+0,16)=7,47
Внутрикотельные потери пара Dпот, т/ч	D′·Кпот/1-Кпот= 7,47·0,02/1-0,02=0,15
Суммарная паровая нагрузка на котельную Dсум,т/ч	D′+Dпот=6,47+0,15=7,62
Количество работающих паровых котлов Nпк.раб, шт	1 штук
Процент загрузки работающих паровых котлов Кзагр, %	Dсум/Dmaxк.расч.·Nпк.раб = =7,62/10·1·100=76,5	Выбераем паровой котел серий Е-10-1.4 Р

 

По результатом расчета тепловой схемы выбираем котлы и вспомогательные оборудования. К установке приняты

 

Физико-химические характеристики природной воды