Диплом на тему Проектирование промышленно отопительной котельной для жилого район
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2014-06-27Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
Южно-Уральский государственный университет
Кафедра промышленной теплоэнергетики
Проектирование промышленно-отопительной котельной
для жилого района
Пояснительная записка к курсовой работе
по курсу «Источники и системы теплоснабжения
промышленных предприятий»
Нормоконтролер Руководитель
Кириллов В.В._______ Кириллов В.В.________
«___»____________2008г. «___»____________2008г.
Автор работы
студент группы Э-489
Сиражеев Р.Р.
«___»____________2008г.
Работа защищена
с оценкой
_____________________
«___»____________2008г.
Челябинск
2008г.
Аннотация
Сиражеев Р.Р. Проектирование промышленно-отопительной котельной для жилого района г. Ульяновск.– Челябинск:
ЮУрГУ, Э, 2008, 23 с, 4 ил. графическая часть на ф.А1. Библиография литературы – 8 наим.
Содержание
1. Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения
1.1. Расход теплоты на отопление
1.2. Расход теплоты на вентиляцию
1.3. Расход теплоты на горячее водоснабжение
1.4. Расчет годового расхода тепла
2. Расчет температурного графика
3. Расчет расходов сетевой воды
4. Гидравлический расчет паропровода
5. Тепловой расчет паропровода
6. Расчет тепловой схемы котельной
6.1. Расчет тепловой схемы паровой части котельной
6.2. Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной
7. Выбор теплообменного оборудования
7.1. Выбор деаэраторов
7.2. Выбор подогревателей
Литература
Приложения
1 Тепловая схема
2 Графическая часть на 1 листе фА1
1. Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и
горячего водоснабжения
Для города Ульяновск запишем данные:
- расчетная температура воздуха для проектирования отопления
tно = - 31 єС
- расчетная температура воздуха для проектирования вентиляции
tнв = - 18 єС
- средняя температура отопительного периода
tср = - 5,7 єС
- продолжительность отопительного периода 213 сут/год = 5112 ч/год.
1.1 Расход теплоты на отопление
Расчетный расход теплоты на отопление жилых и общественных зданий:
,
где qF – расход тепла на один м2 площади застройки (qF =87 Вт/м2 при
tн.о. = -310С)
k1 – коэффициент, учитывающий отпуск тепла на отопление (k1 = 0.25)
F - площадь застройки (F = fуд z)
fуд – количество площади на одного человека (fуд = 18 м2/чел)
z - количество жителей, z(=90000 чел.)
Текущая отопительная нагрузка:
,
где tв = 18 єС – температура воздуха внутри помещения,
tн = 8 єС температура наружного воздуха в начале и в конце отопительного периода
.
1.2 Расход теплоты на вентиляцию
Расчетный расход теплоты на вентиляцию общественных зданий.
,
где k2 - коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию общественных зданий (k2 = 0.6)
.
Текущая вентиляционная нагрузка:
,
Нагрузка отопления и вентиляции при tнхм=-13,8 0С:
1.3 Расход теплоты на горячее водоснабжение
Средненедельный расход теплоты горячего водоснабжения в зимнем режиме:
,
где m - число жителей (m=90 тыс.чел.)
а - норма расхода горячей воды на одного человека в сутки для жилых
зданий (а = 120 л/сут)
b - норма расхода горячей воды на одного человека в сутки для общественных
зданий (b = 25 л/сут)
ср – теплоемкость воды (ср = 4190 Дж/кг∙К)
tг – температура горячей воды (tг = 55 0С)
tх – температура холодной воды (tх = 5 0С)
nс – расчетная длительность подачи тепла на ГВС (nс = 86400с/сут)
Зимний режим:
.
Летний режим:
,
,
Расчетный расход теплоты на ГВС:
,
где kс – коэффициент суточной неравномерности расхода теплоты (kс = 2.0)
kн – коэффициент недельной неравномерности расхода теплоты (kн =1.2)
,
.
1.4 Расчет годового расхода тепла
Расчет годового расхода тепла по отопительной нагрузке:
,
.
Расчет годового расхода тепла на вентиляцию:
Расчет годового расхода тепла на горячее водоснабжение:
,
где nг = 8400 ч/год – длительность работы систем ГВС
в = 0,8 коэффициент, учитывающий изменение средненедельного расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному,
Суммарный годовой расход:
,
.
SHAPE \* MERGEFORMAT
Рис.1.1 График нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения
2. Расчет температурного графика
Значения температур сетевой воды в зависимости от температур наружного воздуха определяются методом регулирования тепловых нагрузок и температурным графиком теплосети. В данном случае имеем качественное регулирование по совмещенной нагрузке ГВС и отопления в закрытых системах теплоснабжения при температурном графике теплосети 150/70 0С.
1. Перепад температур воды внутри тепловой сети:
,
где 
єС – температура воды в подающем трубопроводе,
єС – температура воды в обратном трубопроводе.
єС.
2. Температурный напор нагревательного прибора местной системы:
,
где 
єС – максимальная температура в отопительном приборе,
єС.
3. Перепад температур воды в местной системе:
,
єС.
4. Относительна величина тепловой нагрузки отопления:
.
5. Температура сетевой воды перед отопительной установкой:
6. Температура сетевой воды после отопительной установки:
Результаты расчета температур сетевой воды отображены в таблице 1.
Таблица 1
SHAPE \* MERGEFORMAT
Рис.2.1 График температур тепловой сети.
Из графика видно, что при температуре t1=65 оС температура наружного воздуха равна tни=2,8 оС. При этой температуре необходимо сделать подрезку.
SHAPE \* MERGEFORMAT
Рис.2.2 График температур тепловой сети
7. Определим перепады температур сетевой воды в подогревателях нижней ступени горячего водоснабжения д2 и верхней ступени д1:
,
(кг/с)
єC
где 
єС.
єС.
Находим снижение температуры в подающем трубопроводе:
Находим снижение температуры в обратном трубопроводе:
Полученные результаты запишем в таблицу 2.
Таблица 2
Температуры сетевой воды 
и 
приведены в таблице 3.
Таблица 3 Федеральное агентство по образованию
Южно-Уральский государственный университет
Кафедра промышленной теплоэнергетики
Проектирование промышленно-отопительной котельной
для жилого района
Пояснительная записка к курсовой работе
по курсу «Источники и системы теплоснабжения
промышленных предприятий»
Нормоконтролер Руководитель
Кириллов В.В._______ Кириллов В.В.________
«___»____________2008г. «___»____________2008г.
Автор работы
студент группы Э-489
Сиражеев Р.Р.
«___»____________2008г.
Работа защищена
с оценкой
_____________________
«___»____________2008г.
Челябинск
2008г.
Аннотация
Сиражеев Р.Р. Проектирование промышленно-отопительной котельной для жилого района г. Ульяновск.– Челябинск:
ЮУрГУ, Э, 2008, 23 с, 4 ил. графическая часть на ф.А1. Библиография литературы – 8 наим.
Цель данного курсового проекта – ознакомиться на конкретном примере с методикой расчета тепловой схемы производственно-отопительной котельной, определив необходимые тепловые нагрузки. На основании этих расчетов произвести выбор основного и вспомогательного оборудования котельной.
| ЮУрГУ Кафедра ПТЭ |
 |
Содержание
1. Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения
1.1. Расход теплоты на отопление
1.2. Расход теплоты на вентиляцию
1.3. Расход теплоты на горячее водоснабжение
1.4. Расчет годового расхода тепла
2. Расчет температурного графика
3. Расчет расходов сетевой воды
4. Гидравлический расчет паропровода
5. Тепловой расчет паропровода
6. Расчет тепловой схемы котельной
6.1. Расчет тепловой схемы паровой части котельной
6.2. Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной
7. Выбор теплообменного оборудования
7.1. Выбор деаэраторов
7.2. Выбор подогревателей
Литература
Приложения
1 Тепловая схема
2 Графическая часть на 1 листе фА1
1. Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и
горячего водоснабжения
Для города Ульяновск запишем данные:
- расчетная температура воздуха для проектирования отопления
tно = - 31 єС
- расчетная температура воздуха для проектирования вентиляции
tнв = - 18 єС
- средняя температура отопительного периода
tср = - 5,7 єС
- продолжительность отопительного периода 213 сут/год = 5112 ч/год.
1.1 Расход теплоты на отопление
Расчетный расход теплоты на отопление жилых и общественных зданий:
где qF – расход тепла на один м2 площади застройки (qF =87 Вт/м2 при
tн.о. = -310С)
k1 – коэффициент, учитывающий отпуск тепла на отопление (k1 = 0.25)
F - площадь застройки (F = fуд z)
fуд – количество площади на одного человека (fуд = 18 м2/чел)
z - количество жителей, z(=90000 чел.)
Текущая отопительная нагрузка:
где tв = 18 єС – температура воздуха внутри помещения,
tн = 8 єС температура наружного воздуха в начале и в конце отопительного периода
1.2 Расход теплоты на вентиляцию
Расчетный расход теплоты на вентиляцию общественных зданий.
где k2 - коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию общественных зданий (k2 = 0.6)
Текущая вентиляционная нагрузка:
Нагрузка отопления и вентиляции при tнхм=-13,8 0С:
1.3 Расход теплоты на горячее водоснабжение
Средненедельный расход теплоты горячего водоснабжения в зимнем режиме:
где m - число жителей (m=90 тыс.чел.)
а - норма расхода горячей воды на одного человека в сутки для жилых
зданий (а = 120 л/сут)
b - норма расхода горячей воды на одного человека в сутки для общественных
зданий (b = 25 л/сут)
ср – теплоемкость воды (ср = 4190 Дж/кг∙К)
tг – температура горячей воды (tг = 55 0С)
tх – температура холодной воды (tх = 5 0С)
nс – расчетная длительность подачи тепла на ГВС (nс = 86400с/сут)
Зимний режим:
Летний режим:
Расчетный расход теплоты на ГВС:
где kс – коэффициент суточной неравномерности расхода теплоты (kс = 2.0)
kн – коэффициент недельной неравномерности расхода теплоты (kн =1.2)
1.4 Расчет годового расхода тепла
Расчет годового расхода тепла по отопительной нагрузке:
Расчет годового расхода тепла на вентиляцию:
Расчет годового расхода тепла на горячее водоснабжение:
где nг = 8400 ч/год – длительность работы систем ГВС
в = 0,8 коэффициент, учитывающий изменение средненедельного расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному,
Суммарный годовой расход:
SHAPE \* MERGEFORMAT
| 8; 4,314 |
| -31; 21,141 |
| 8; 35,954 |
| -31; 176,175 |
| 8; 91,128 |
| -31; 91,128 |
| 8; 131,396 |
| -31; 288,444 |
| 0 |
| 50 |
| 100 |
| 150 |
| 200 |
| 250 |
| 300 |
| 350 |
| -35 |
| -30 |
| -25 |
| -20 |
| -15 |
| -10 |
| -5 |
| 0 |
| 5 |
| 10 |
Рис.1.1 График нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения
2. Расчет температурного графика
Значения температур сетевой воды в зависимости от температур наружного воздуха определяются методом регулирования тепловых нагрузок и температурным графиком теплосети. В данном случае имеем качественное регулирование по совмещенной нагрузке ГВС и отопления в закрытых системах теплоснабжения при температурном графике теплосети 150/70 0С.
1. Перепад температур воды внутри тепловой сети:
где
2. Температурный напор нагревательного прибора местной системы:
где
3. Перепад температур воды в местной системе:
4. Относительна величина тепловой нагрузки отопления:
5. Температура сетевой воды перед отопительной установкой:
6. Температура сетевой воды после отопительной установки:
Результаты расчета температур сетевой воды отображены в таблице 1.
Таблица 1
| Величина | Температура наружного воздуха, єС | |||||||||
| +8 | +2,8 | 0 | -5 | -10 | -15 | -20 | -25 | -30 | -31 | |
 | 0,204 | 0,31 | 0,367 | 0,469 | 0,571 | 0,673 | 0,776 | 0,878 | 0,98 | 1 |
| ф01 | 49,86 | 64,23 | 71,74 | 84,9 | 97,79 | 110,5 | 122,9 | 135,3 | 147,6 | 150 |
| ф02 | 33,5 | 39,41 | 42,4 | 47,35 | 52,08 | 56,59 | 60,94 | 65,13 | 69,2 | 70 |
SHAPE \* MERGEFORMAT
| 0 |
| 20 |
| 40 |
| 60 |
| 80 |
| 100 |
| 120 |
| 140 |
| 160 |
| -35 |
| -30 |
| -25 |
| -20 |
| -15 |
| -10 |
| -5 |
| 0 |
| 5 |
| 10 |
Рис.2.1 График температур тепловой сети.
Из графика видно, что при температуре t1=65 оС температура наружного воздуха равна tни=2,8 оС. При этой температуре необходимо сделать подрезку.
SHAPE \* MERGEFORMAT
| 0 |
| 20 |
| 40 |
| 60 |
| 80 |
| 100 |
| 120 |
| 140 |
| 160 |
| -40 |
| -30 |
| -20 |
| -10 |
| 0 |
| 10 |
Рис.2.2 График температур тепловой сети
7. Определим перепады температур сетевой воды в подогревателях нижней ступени горячего водоснабжения д2 и верхней ступени д1:
где
Находим снижение температуры в подающем трубопроводе:
Находим снижение температуры в обратном трубопроводе:
Полученные результаты запишем в таблицу 2.
Таблица 2
| Величина | Температура наружного воздуха, єС | ||||||||
| tн | +2,8 | 0 | -5 | -10 | -15 | -20 | -25 | -30 | -31 |
| ф02 | 40 | 42,4 | 47,4 | 52,1 | 56,6 | 60,9 | 65,1 | 69,2 | 70 |
| д1 | 20,8 | 14,9 | 12,3 | 10,3 | 8,9 | 7,7 | 6,8 | 5,9 | 5,8 |
| д2 | 20,6 | 26,5 | 29,1 | 31,1 | 32,5 | 33,7 | 34,6 | 35,4 | 35,6 |
 | 85 | 86,6 | 97,2 | 108,1 | 119,4 | 130,6 | 142,1 | 153.5 | 155,8 |
 | 12,9 | 15,9 | 18,3 | 21 | 24,1 | 27,2 | 30,5 | 33,8 | 34,4 |
Рис. 2.4 График температур тепловой сети
3 Расчет расходов сетевой воды
1. Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию (при tн=8 оС):
2. Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию при tно:
3. Суммарный расход сетевой воды:
Рис. 3.1 График расходов сетевой воды
4. Гидравлический расчет паропровода
Гидравлический расчет следует проводить в направлении от потребителей к источнику, чтобы определить параметры пара, с которыми он должен быть отпущен из котельной.
По паропроводу транспортируется насыщенный водяной пар.
Таблица 4
| Расчетная величина | Обознач. | Размерн. | Расчетная формула или метод определения | Номер участка | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |||||||||
| Расход пара на участке | D | кг/с | По заданию | 25 | 16,7 | 8,3 | 8,3 | 8,3 | |||||
| Длина участка | L | м | То же | 750 | 500 | 320 | 90 | 100 | |||||
| Удельное падение давления | Rл | Па/м | Принимается | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | |||||
| Доля местных потерь | a | --- | 0,3ч0,6 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | |||||
| Потери давления на участке | DP | кПа |  | 28 | 18,75 | 12 | 3,37 | 3,75 | |||||
| Давление пара в начале участка (от потреб.) | Pнач | кПа | 1 уч.: 2 уч.:  3,4,5 уч.:  | 765,87 | 730,75 | 712 | 703,37 | 703,75 | |||||
| Давление пара в конце участка (от потреб.) | Pкон | кПа | 1 уч.: 2 уч.:  | 730,75 | 712 | 700 | 700 | 700 | |||||
| Средняя плотность пара на участке |  | кг/м3 |  | 3,85 | 3,75 | 3,70 | 3,68 | 3,68 | |||||
| Абсолютная эквивалентная шероховатость паропровода | kэ | м | По рекомендации [1] | 0,0002 | |||||||||
| Коэффициент | Аd | м0,0475 |  | 0,42 | |||||||||
| Расчетный диаметр паропровода | d | м |  | 0,460 | 0,396 | 0,306 | 0,306 | 0,306 | |||||
| Диаметр паропровода по стандарту | d’ | м | Приложение 11 [1] | 0,466 | 0,400 | 0,300 | 0,300 | 0,300 | |||||
| Средняя скорость пара | wср | м/с |  | 19,5 | 17,9 | 15,3 | 15,4 | 15,4 | |||||
| Количество нормальных задвижек на участке | nЗ | --- | По заданию | 1 | |||||||||
| Количество П-образных компен-саторов на участке | nК | --- | Принимается | 5 | 2 | 2 | 1 | 1 | |||||
| Коэффициент гидравлического сопротивления задвижки | xЗ | --- | Приложение 10 [1] 0,3ч0,5 | 0,5 | |||||||||
| Коэффициент гидравлического сопротивления компенсатора | xк | --- | 1,9 + 2∙D0 | 2,8 | 2,7 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | |||||
| Коэффициент гидравлического сопротивления тройника | xтр | --- | -«-«- | 3 | |||||||||
| Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления | xуч | --- |  | 17,5 | 11,9 | 8,5 | 6 | 6 | |||||
| Коэффициент | AR | м0,25 | Табл. 5.1 [1] | 10,6∙10-3 | |||||||||
| Удельное падение давления | R’л | Па/м |  | 23,7 | 23,9 | 27,7 | 27,9 | 27,9 | |||||
| Коэффициент | Al | м - 0,25 | Табл. 5.1 [1] | 76,4 | |||||||||
| Эквивалентная длина местных сопротивлений | Lэкв | м |  | 514,8 | 289,2 | 144,2 | 101,8 | 101,8 | |||||
| Потери давления на участке | DP’ | кПа |  | 31,2 | 16,5 | 12,3 | 5,9 | 6,7 | |||||
| Давление пара в начале участка (от потреб.) | P’нач | кПа |  | 760 | 728,8 | 712,3 | 705,9 | 706,7 | |||||
| Давление пара в конце участка (от потреб.) | P’кон | кПа |  | 728,8 | 712,3 | 700 | 700 | 700 | |||||
| Проверка погрешности в определении плотности пара | |||||||||||||
| Средняя плотность пара на участке | r’ср | кг/м3 |  | 3,88 | 3,77 | 3,69 | 3,69 | 3,69 | |||||
| Погрешность определения плотности | d | % |  | 0,8 | 0,5 | 0,3 | 0,3 | 0,3 | |||||
| Полученная погрешность удовлетворяет допустимой (2%). | |||||||||||||
5. Тепловой расчет паропровода
Прокладка паропровода надземная, поэтому расчетная температура окружающей среды соответствует температуре наружного воздуха при максимальном зимнем режиме (tно).
Паропровод полностью изолирован, задвижки изолированы на ѕ от их площади поверхности, компенсаторы изолированы полностью.
Результаты теплового расчета сведены в таблицу 5.
Таблица 5
| Расчетная величина | Обознач. | Размерн. | Расчетная формула или метод определения | Номер участка | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | ||||
| Расход пара на участке | D | кг/с | По заданию | 25 | 16,7 | 8,3 | 8,3 | 8,3 |
| Длина участка | L | м | То же | 750 | 500 | 320 | 90 | 100 |
| Удельная потеря теплоты с | q |  | Приложение 3[2] | 1,67 | 1,56 | 1,32 | 1,32 | 1,32 |
| Эквивалентная длина задвижки |  | м | Принимается в диапазоне 4…8 | 5 | ||||
| Количество нормальных задвижек на участке | nз | --- | По заданию | 1 | ||||
| Эквивалентная длина опор |  | м | (10…15%)∙L | 80 | 40 | 30 | 11 | 14 |
| Суммарная эквивалентная длина местных тепловых потерь |  | м |  | 85 | 45 | 35 | 16 | 19 |
| Температура пара в начале участка (от источника) | t1 | 0С | Принимается | 184 | 174 | 169 | 174 | 169 |
| Температура пара в конце участка (от источника) | t2 | 0С | Табл. II [4] | 174 | 169 | 165 | 165 | 165 |
| Средняя температура пара на участке | tср | 0С |  | 179 | 171,5 | 167,5 | 169,5 | 167,5 |
| Средняя массовая теплоемкость пара на участке | Ср |  | Табл. V [4] | 2,603 | 2,526 | 2,484 | 2,504 | 2,484 |
| Средняя удельная теплота парообразования на участке | rср |  | Табл. I [4] | 2018 | 2042 | 2057 | 2050 | 2057 |
| Потери тепла на участке | Q | кВт |  | 314,8 | 142,7 | 89,1 | 50,6 | 42,3 |
| Температура пара в конце участка (от источника) | t’2 | 0С |  | 174,3 | 167 | 162 | 167 | 165 |
| Погрешность определения температуры | d | % |  | 0,1 | 1,1 | 1,8 | 1,8 | 0 |
| Полученная погрешность удовлетворяет допустимой (2%) | ||||||||
6 Расчет тепловой схемы котельной
6.1 Расчет тепловой схемы паровой части котельной
Наиболее целесообразно установить в котельной как паровые, так и водогрейные котлы. Паровая часть котельной обеспечивает круглогодичную нагрузку (технологическую и нагрузку горячего водоснабжения), а водогрейная – нагрузку отопления и вентиляции.
Рассчитано для tн = tно = -340С. Результаты расчета сведены в таблицу 6.
Таблица 6
| Расчетная величина | Расчетная формула или метод определения | Температура наружного воздуха | ||||||
| tно | tнхм | tни | +8 | Летний режим | ||||
| Расчетная температура наружного воздуха | tн.в. | оС | Приложение 1 | -34 | -15,1 | +3,8 | +8 | >+8 |
| Давление технологического пара | Pтех | МПа | По заданию | 0,7 | ||||
| Технологическая нагрузка | Dтех | кг/с | То же | 12,5 | ||||
| Доля возвращаемого конденсата | m | % | -«-«- | 70 | ||||
| Температура возвращаемого конденсата | tтех | 0С | -«-«- | 80 | ||||
| Солесодержание котловой воды | Sкв | мг/кг | -«-«- | 5000 | ||||
| Солесодержание химически очищенной воды | Sх | мг/кг | Рекомендации из [5] | 500 | ||||
Энтальпии пара при давлениях: 1,4 МПа 0,76 МПа 0,15 МПа 0,12 МПа | i”1.4 i”0.76 i”0.15 i”0.12 | кДж/кг | Табл. II [4] | 2788,4 2766 2693,9 2683,8 | ||||
| Энтальпия исходной воды | iив | кДж/кг |  | 20,95 | 62,85 | |||
| Энтальпия технологического конденсата |  | кДж/кг |  | 251 | ||||
| Энтальпия питательной воды |  | кДж/кг |  | 377,1 | ||||
| Энтальпия воды в деаэраторе | i’0.12 | кДж/кг |  | 419 | ||||
| Энтальпия насыщенной воды при Р=0,15 МПа |  | кДж/кг | По таблице II | 467,13 | ||||
| Энтальпия котловой воды при Р=1,4 МПа |  | кДж/кг | По таблице II | 830,1 | ||||
| Энтальпия конденсата после паровых подогревателей | iк | кДж/кг | Табл. I [4] для t42 = | 376,94 | ||||
| Расход технологического конденсата с производства | Gтех | кг/с |  | 8,75 | ||||
| Потери технологического конденсата | Gптех | кг/с |  | 3,75 | ||||
| Потери пара в схеме |  | Кг/c |  | 0,375 | ||||
| Расход пара на собственные нужды | Dсн | кг/с | зимний  летний  | 1,5 | 1 | |||
| Паропроизводительность (0,76 МПа) |  | кг/с |  | 14,38 | 13,86 | |||
| Потери пара и конденсата в схеме |  | кг/с |  | 4,125 | ||||
| Доля потерь теплоносителя | Пх | --- |  | 0,287 | 0,298 | |||
| Процент продувки | Pп | % |  | 2,9 | 3,1 | |||
| Расход питательной воды на РОУ | GРОУ | кг/с |  | 0,134 | 0,129 | |||
| Производительность по пару Р = 1,4 МПа | Dк1.4 | кг/с |  | 14,25 | 13,73 | |||
| Расход продувочной воды | Gпр | кг/с |  | 0,41 | 0,43 | |||
| Расход пара из сепаратора продувки | Dc0.15 | кг/с |  | 0,067 | 0,07 | |||
| Расход воды из сепаратора продувки | GСНП | кг/с |  | 0,343 | 0,36 | |||
| Расход воды из деаэратора питательной воды | Gд | кг/с |  | 14,79 | 14,29 | |||
| Расход выпара из деаэратора питательной воды | Dвып | кг/с |  | 0,03 | 0,029 | |||
| Суммарные потери сетевой воды, пара и конденсата | Gпот | кг/с |  | 4,498 | 4,514 | |||
| Расход химобработанной воды после 2-й тупени |  | кг/с | | 4,498 | 4,514 | |||
| Расход исходной воды | Gисх | кг/с |  | 18,86 | 18,51 | 20,24 | 16,56 | 10,12 |
| Температура воды после Т№1 |  |  |   | 6.3 | 6.3 | 6,2 | 6,5 | 17,5 |
| Температура греющей воды после охладителя продувочной воды (Т№1) |  | |  | 104,75 | ||||
| Расход пара на Т№2 | D2 | кг/с |  | 0,619 | 0,607 | 0,667 | 0,537 | 0,133 |
| Температура воды на входе в охладитель деаэрированной воды (Т№4) | t41 | 0С |  | 57,12 | 58,34 | |||
| Расход пара на Т№3 | D3 | кг/с |  | 0,243 | 0,244 | |||
| Температура ХОВ после охладителя выпара питательного деаэратора | t52 | 0С |  | 94 | 94 | 94 | 94 | 94 |
| Расход пара на деаэратор горячего водоснабжения | Dд | кг/с |  | 0,543 | 0,547 | 0,525 | 0,572 | 0,597 |
| Расчетный расход пара на собственные нужды |  | кг/с |  | 2,209 | 2,18 | 2,32 | 2,021 | 1,24 |
| Расчетная паропроизводительность |  | кг/с |  | 14,53 | 14,52 | 14,58 | 14,48 | 14,12 |
| Ошибка расчета | D | % |  | 1,1 | 1 | 1,4 | 0,7 | 1,8 |
| Полученная погрешность удовлетворяет допустимой (2%) | ||||||||
Е-50-14
Краткая характеристика [3]:
1. Изготовитель з-д «Энергомаш» г. Белгород;
2. Паропроизводительность 50 т/ч;
3. Давление насыщенного пара 1,4 МПа;
4. Температура уходящих газов 1400С (для работы на газе).
Необходимое количество котельных агрегатов:
6.2 Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной
Задача водогрейной части котельной – подготовить сетевую воду для покрытия нагрузок отопления и вентиляции. Нагрузку ГВС, восполнение потерь из тепловой сети, а также химическую обработку и нагрев подпиточной воды до необходимой температуры обеспечивает паровая часть котельной.
Подпиточная сетевая вода забирается из баков-аккумуляторов и вводится за водогрейными котлами. После котлов сетевая вода отпускается потребителю.
В летнем режиме водогрейные котлы остановлены.
Для расчета тепловой схемы данной части котельной необходимо выбрать котельные агрегаты. Максимальное число работающих котлов будет в максимально зимнем режиме
Таблица 7
По тепловой нагрузке производим выбор водогрейных котлов: 
-ставим 3 котла КВГМ-100-150 ( 
, расчетная температура на выходе из котла 150єС).
7 Выбор теплообменного оборудования
7.1 Выбор деаэраторов
Для дегазации питательной воды в паровой части котельной установлен деаэратор атмосферного типа. Производительность питательного деаэратора равна 14,79 кг/с (61,97 т/ч).
Деаэраторы типа ДА обеспечивают устойчивую деаэрацию воды при работе с нагрузками в пределах от 30 до 120% номинальной производительности. Деаэраторы типа ДА укомплектовываются индивидуальными охладителями выпара и могут быть поставлены без деаэраторного бака [3].
Для деаэрации питательной воды паровых котлов необходим один атмосферный деаэратор типа ДА-75-15
Краткая характеристика [3]:
1 Номинальная производительность 75 т/ч;
2 Номинальное рабочее давление 0,12 МПа;
3 Полезная емкость деаэраторного бака15 м3 .
Для деаэрации подпиточной воды (расход 519 кг/с=1868,1 т/ч) тепловых сетей необходимо четыре вакуумных деаэратора типа ДСВ-2000
Краткая характеристика [3]:
1 Номинальная производительность 2000 т/ч;
2 Номинальное рабочее давление 0,0075 МПа;
7.2 Выбор подогревателей
Выбор теплообменников следует производить, исходя из их расчетной площади теплообмена. При этом коэффициент теплопередачи ориентировочно можно принимать в пределах от 2500 до 3000 ккал/(м2ч0С) для подогревателей с латунными трубками при достаточной чистоте поверхностей нагрева.
С учетом загрязнения трубок слоем накипи коэффициент теплопередачи равен 1700 - 1800 ккал/(м2ч0С) [3].
Для ориентировочных расчетов поверхности нагрева всех теплообменных аппаратов принимаю коэффициент теплопередачи равным 2500 Вт/(0С м2).
Охладители выпара
Тепловые нагрузки на охладители выпара:
Среднелогарифмический температурный напор:
Поверхность теплообмена:
В качестве охладителей выпара для теплообменников №5 и №7 предлагаю установить следующие теплообменники: ОВА-2/0,22, ОВВ-2/0,22
Краткая характеристика охладителей выпара:
1 ОВА-2/0,22. Рабочее давление в корпусе/трубной системе 0,12/0,5 МПа, пробное давление 0,7 МПа, рабочая температура в корпусе/ в трубной системе 40-104/10-80єС, поверхность охладителя2 м2 , масса 220 г.
2 ОВВ-2/0,22. Рабочее давление в корпусе/трубной системе 0,01-0,12/0,4 МПа, пробное давление 0,7 МПа, рабочая температура в корпусе/ в трубной системе 104/50-80єС, поверхность охладителя2 м2 , масса 220 кг
Подогреватели исходной и химочищенной воды
Необходимо рассчитать площади теплообмена для следующих теплообменных аппаратов:
- охладитель продувочной воды (Т№1);
- подогреватель исходной воды (Т№2);
- подогреватель исходной воды (Т№4);
- подогреватель химочищенной воды после II ступени ХВО (Т№3);
- подогреватель химочищенной воды после I ступени ХВО (Т№6).
Таблица 8
Для теплообменника Т№1 выбираю водяной подогреватель под номером 10 (таблица 2,144.[8]).
Краткая характеристика:
1 Площадь поверхности нагрева секции6,9 м2 .
2 Давление 1,6 МПа.
3 Число латунных трубок 37, Dн =168 мм .
Для теплообменника Т№2 и Т№3 выбираю пароводяной подогреватель под номером 2 (таблица 2.143.[8]).
Краткая характеристика:
1 Площадь поверхности нагрева секции17,2 м2 .
2 Длина корпуса3,63 мм .
3 Число латунных трубок 124, Dвч =412 мм .
Для теплообменников Т№4 выбираю водо-водяной подогреватель под номером 14 (таблица 2.144.[8]).
Краткая характеристика:
1 Площадь поверхности нагрева секции20,3 м2 .
2 Давление 1,6 МПа.
3 Число латунных трубок 109, Dн =273 мм .
Для теплообменника Т№6 выбираю пароводяной подогреватель под номером 3 (таблица 2.143.[8]).
Краткая характеристика:
1 Площадь поверхности нагрева секции24,4 м2 .
2 Длина корпуса3,75 мм .
3 Число латунных трубок 176, Dвч =466 мм .
Используемая литература
1. Соколов Е.А. Теплофикация и тепловые сети. – М.: Энергоиздат, 1982.
2. Есина И.В., Грибанов А.И. Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. – Челябинск: ЧГТУ, 1990.
3. Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф., Берзиньш Э.Я. Производственные и отопительные котельные. – М.: Энергоатомиздат, 1984.
4. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1984.
5. Кириллов В.В. Лекции по курсу «Источники и системы теплоснабжения».
6. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). – М.: Энергия, 1973.
7. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1989.
8. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. – М.: Энергоатомиздат, 1984.
6.2 Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной
Задача водогрейной части котельной – подготовить сетевую воду для покрытия нагрузок отопления и вентиляции. Нагрузку ГВС, восполнение потерь из тепловой сети, а также химическую обработку и нагрев подпиточной воды до необходимой температуры обеспечивает паровая часть котельной.
Подпиточная сетевая вода забирается из баков-аккумуляторов и вводится за водогрейными котлами. После котлов сетевая вода отпускается потребителю.
В летнем режиме водогрейные котлы остановлены.
Для расчета тепловой схемы данной части котельной необходимо выбрать котельные агрегаты. Максимальное число работающих котлов будет в максимально зимнем режиме
Таблица 7
| Расчетная величина | Расчетная формула или метод определения | Расчетные режимы | ||||||
 |  |  | +8 | >+8 | ||||
| Тепловая нагрузка на ГВС |  | МВт | Из пункта 1 | 91,1 | 91,1 | 91,1 | 91,1 | 58,3 |
| Тепловая нагрузка на отопление |  | МВт | 176,175 | 114,51 | 77,65 | 39,15 | 0 | |
| Тепловая нагрузка на вентиляцию |  | МВт | 21,141 | 13,74 | 9,32 | 4,7 | 0 | |
| Производительность котельной |  | МВт |  | 288,416 | 219,35 | 178,07 | 134,95 | 58,3 |
| Расход воды на подпитку и потери в тепловой схеме |  | кг/с |  | 8,65 | 6,58 | 5,34 | 4,05 | 1,75 |
| Общая тепловая мощность котельной |  | МВт |  | 297,07 | 225,93 | 183,41 | 139 | 60,05 |
| Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной |  | 0С | Из пункта 2 | 150 | 119 | 80 | 80 | 80 |
| Температура обратной сетевой воды на входе в котельную |  | 0С | 24 | 29 | 15 | 15 | 15 | |
| Общий расход сетевой воды |  | кг/с |  | 566 | 214 | |||
| Расход воды через котлы |  | кг/с |  | 886 | 597 | |||
| Расход воды на подпитку и потери в тепловой схеме |  | кг/с |  | 11,3 | 4,3 | |||
Температура воды на выходе из котла (при  |  | 0С |  | 150 | 131 | 119 | 107 | 94 |
| Расход воды на собственные нужды |  | кг/с |  | 25,8 | 25,8 | 25,8 | 25,8 | 25,8 |
| Расход воды на линии рециркуляции |  | кг/с |  | 323 | 356 | 469 | 530 | 416 |
| Расход воды по перемычке |  | кг/с |  | 0 | 68 | 245 | 146 | 20 |
| Расход хво после первой ступени |  | кг/с |  | 11,3 | 4,3 | |||
| Расход пара на теплообменник № 6 |  | кг/с |   | 0,804 | 0,783 | 0,885 | 0,669 | 0,29 |
| Расход выпара из деаэратора |  | кг/с |  | 0,024 | 0,023 | 0,026 | 0,02 | 0,009 |
| Температ. воды после охладителя выпара |  | оС |  | 64,6 | 64,6 | 64,6 | 64,6 | 64,6 |
| Расход греющей воды на деаэрацию |  | кг/с |   | 2,15 | 2,3 | 3,54 | 3,7 | 4,1 |
| Расход воды на собственные нужды |  | кг/с | | 2,15 | 2,3 | 3,54 | 3,7 | 4,1 |
| Расход воды через котельный агрегат |  | кг/с |  | 875 | 877 | 878 | 880 | 586 |
| Относительная погрешность |  | % |  | 1,3 | 1,02 | 0,91 | 0,68 | 1,8 |
7 Выбор теплообменного оборудования
7.1 Выбор деаэраторов
Для дегазации питательной воды в паровой части котельной установлен деаэратор атмосферного типа. Производительность питательного деаэратора равна 14,79 кг/с (61,97 т/ч).
Деаэраторы типа ДА обеспечивают устойчивую деаэрацию воды при работе с нагрузками в пределах от 30 до 120% номинальной производительности. Деаэраторы типа ДА укомплектовываются индивидуальными охладителями выпара и могут быть поставлены без деаэраторного бака [3].
Для деаэрации питательной воды паровых котлов необходим один атмосферный деаэратор типа ДА-75-15
Краткая характеристика [3]:
1 Номинальная производительность 75 т/ч;
2 Номинальное рабочее давление 0,12 МПа;
3 Полезная емкость деаэраторного бака
Для деаэрации подпиточной воды (расход 519 кг/с=1868,1 т/ч) тепловых сетей необходимо четыре вакуумных деаэратора типа ДСВ-2000
Краткая характеристика [3]:
1 Номинальная производительность 2000 т/ч;
2 Номинальное рабочее давление 0,0075 МПа;
7.2 Выбор подогревателей
Выбор теплообменников следует производить, исходя из их расчетной площади теплообмена. При этом коэффициент теплопередачи ориентировочно можно принимать в пределах от 2500 до 3000 ккал/(м2ч0С) для подогревателей с латунными трубками при достаточной чистоте поверхностей нагрева.
С учетом загрязнения трубок слоем накипи коэффициент теплопередачи равен 1700 - 1800 ккал/(м2ч0С) [3].
Для ориентировочных расчетов поверхности нагрева всех теплообменных аппаратов принимаю коэффициент теплопередачи равным 2500 Вт/(0С м2).
Охладители выпара
Тепловые нагрузки на охладители выпара:
Среднелогарифмический температурный напор:
Поверхность теплообмена:
В качестве охладителей выпара для теплообменников №5 и №7 предлагаю установить следующие теплообменники: ОВА-2/0,22, ОВВ-2/0,22
Краткая характеристика охладителей выпара:
1 ОВА-2/0,22. Рабочее давление в корпусе/трубной системе 0,12/0,5 МПа, пробное давление 0,7 МПа, рабочая температура в корпусе/ в трубной системе 40-104/10-80єС, поверхность охладителя
2 ОВВ-2/0,22. Рабочее давление в корпусе/трубной системе 0,01-0,12/0,4 МПа, пробное давление 0,7 МПа, рабочая температура в корпусе/ в трубной системе 104/50-80єС, поверхность охладителя
Подогреватели исходной и химочищенной воды
Необходимо рассчитать площади теплообмена для следующих теплообменных аппаратов:
- охладитель продувочной воды (Т№1);
- подогреватель исходной воды (Т№2);
- подогреватель исходной воды (Т№4);
- подогреватель химочищенной воды после II ступени ХВО (Т№3);
- подогреватель химочищенной воды после I ступени ХВО (Т№6).
Таблица 8
| Расчетная величина | Расчетная формула или метод определения | Номер теплообменного аппарата | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 6 | ||||
| Тепловая нагрузка | Q | кВт |  | 764 | 3083 | 3083 | 237,1 | 3083 |
| Наибольшая разность температур теплоносителей | DtБ | 0С |  | 107 | 162,7 | 144 | 10 | 144 |
| Наименьшая разность температур теплоносителей | DtМ | 0С |  | 33,7 | 65 | 32,9 | 2,9 | 30 |
| Среднелогарифмический температурный напор | Dt | 0С |  | 63,5 | 106,6 | 75,3 | 5,7 | 72,8 |
| Коэффициент теплопередачи | k |  | Рекомендации [3] | 2500 | ||||
| Поверхность теплообмена | F | м2 |  | 4,9 | 11,8 | 16,7 | 17 | 17,3 |
Краткая характеристика:
1 Площадь поверхности нагрева секции
2 Давление 1,6 МПа.
3 Число латунных трубок 37, Dн =
Для теплообменника Т№2 и Т№3 выбираю пароводяной подогреватель под номером 2 (таблица 2.143.[8]).
Краткая характеристика:
1 Площадь поверхности нагрева секции
2 Длина корпуса
3 Число латунных трубок 124, Dвч =
Для теплообменников Т№4 выбираю водо-водяной подогреватель под номером 14 (таблица 2.144.[8]).
Краткая характеристика:
1 Площадь поверхности нагрева секции
2 Давление 1,6 МПа.
3 Число латунных трубок 109, Dн =
Для теплообменника Т№6 выбираю пароводяной подогреватель под номером 3 (таблица 2.143.[8]).
Краткая характеристика:
1 Площадь поверхности нагрева секции
2 Длина корпуса
3 Число латунных трубок 176, Dвч =
Используемая литература
1. Соколов Е.А. Теплофикация и тепловые сети. – М.: Энергоиздат, 1982.
2. Есина И.В., Грибанов А.И. Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. – Челябинск: ЧГТУ, 1990.
3. Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф., Берзиньш Э.Я. Производственные и отопительные котельные. – М.: Энергоатомиздат, 1984.
4. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1984.
5. Кириллов В.В. Лекции по курсу «Источники и системы теплоснабжения».
6. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). – М.: Энергия, 1973.
7. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1989.
8. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. – М.: Энергоатомиздат, 1984.
