5. Тепловой расчет паропровода
Прокладка паропровода надземная, поэтому расчетная температура окружающей среды соответствует температуре наружного воздуха в максимально зимнем режиме tно.
Паропровод полностью изолирован, задвижки изолированы на ѕ от площади поверхности, компенсаторы изолированы полностью.
Результаты теплового расчета сведены в таблицу 7.
Таблица 7 Тепловой расчет паропровода
Расчетная
величина
Обознач.
Размерн.
Расчетная формула или метод
определения
Номер участка
1
2
3
Расход пара на участке
D
кг/с
По заданию
16,67
5,55
Длина участка
L
м
--«---»--
650
240
90
Удельная потеря теплоты с 1 м изолированного паропровода
q
Приложение 3 [2]
1,76
1,56
Эквивалентная длина задвижки
Lзэкв
Принимается в диапазоне 4…8
4
Количество нормальных задвижек на участке
nз
---
Эквивалентная длина опор
Lопэкв
(10…15%)L
65
24
9
Суммарная эквивалентная длина местных тепловых потерь
Lэкв
Lзэквnз+ Lопэкв
73
32
17
Температура пара в конце участка
t2
0С
Табл. II [4]
165,21
164,96
Температура пара в начале участка
t1
Принимается
172
Средняя температура пара на участке
tср
168,61
165,09
Средняя массовая теплоемкость пара на участке
Ср
Табл. V [4]
2,505
2,456
Потери тепла на участке
Q
кВт
250,18
81,08
31,91
t’1
170,12
167,28
165,87
Погрешность определения температуры
d
%
0,51
1,24
0,34
Полученная погрешность меньше допустимой (2%)
Энтальпия пара в начале участка
i
По табл. III [4]
2822,3
2819,6
2819,4
Условные обозначения:
1 - котел паровой;
2 - редукционный клапан;
3 - сепаратор непрерывной продувки;
4 - водоводяной теплообменник №1;
5 - пароводяной теплообменник №2;
6 - пароводяной теплообменник №3;
7 - водоводяной теплообменник №4;
8 - пароводяной теплообменник №5;
9 - водоводяной теплообменник №6;
10 - водоводяной теплообменник №7;
11 - пароводяной теплообменник №8;
12 - конденсатоотводчик;
13 - КТАН;
14 - водоструйный эжектор;
15 - деаэратор вакуумный;
16 - бак рабочей воды;
17 - регулятор температуры;
18 - котел водогрейный;
19 - редукционно-охладительная установка
20 - блок ХВО;
21 - деаэратор атмосферный.
7. Расчет тепловой схемы котельной
7.1 Расчет тепловой схемы паровой части котельной
Таблица 8 Исходные данные для расчета паровой части котельной
Величина
Обозн.
Разм.
Способ определения
Значение
Давление технологического пара
Pтех
МПа
Из расчета паропровода
Технологическая нагрузка
Dтех
Доля возвращаемого конденсата
m
60
Температура возвращаемого конденсата
tтех
70
Солесодержание котловой воды
Sкв
мг/кг
5000
Солесодержание химически очищенной воды
Sх
Рекомендации из [5]
360
Энтальпии пара при давлениях:
1,4 МПа
0,732 МПа
0,15 МПа
i”1.4
i”0,732
i”0,15
кДж/кг
2788,4
2764,76
2693,9
Энтальпии:
технол. конденсата
пит. воды (90 0С)
воды после СНП
исходной воды
котловой воды
iтех
iпв
i’0.15
iив
i’1.4
То же
334,92
376,94
467,13
20,95
830,1
Энтальпия конденсата после паровых подогревателей
iк
Табл. I [4] для t = 800C
На принципиальной тепловой схеме производственно-отопительной котельной (рис. 4) представлена паровая часть, результаты расчета которой приводятся в таблице 9.
Таблица 9 Расчет паровой части котельной
Расчетная формула или
способ определения
Расчетный режим
tно = -260С
Расход технологического конденсата с производства
Gтех
Потери технологического конденсата
Gптех
16,67-10,0=6,67
Потери пара в тепловой схеме
Dпот
0,03∙16,67=0,50
Расход пара на собственные нужды
Dсн
0,1∙16,67=1,667
Производительность котельной по пару после РОУ
Dк0,732
16,67+0,50+1,667=
=18,837
Сумма потерь пара и конденсата
Gпот
6,67+0,50=7,17
Доля потерь теплоносителя
Пх
Процент продувки
Pп
∙100%
Расход питательной воды на РОУ
GРОУ
Производительность по пару Р = 1,4 МПа
Dк1.4
18,837-0,185=18,652
Расход продувочной воды
Gпр
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
