расчет котельной

Исходные данные для курсовой работы

Мощность котла подбирается в ходе расчета, исходя из требования СНиП
(не менее 2 котлов в котельной на требуемую мощность).
Абсолютное давление сухого насыщенного пара на выходе из барабана котла
Р = 1,4 МПа.
Расход пара на производство: D пр =25 т/ч= 6,94 кг/с
Макс. (расчетная) тепловая нагрузка на отопление, вентиляцию и горячее
водоснабжение:
Q Р
Т = (3+0,3N) = 35 МВт
Доля возврата от пD конденсата с производства: g =(40+N)= 54%
Температура конденсата с производства: t кп =(40+N)= 54 0 С
Температура прямой сетевой воды: t 1 = (90+N) = 104 0 С
Температура обратной сетевой воды: t 2 =70 0 C
Температура сырой воды: с.вt =5°С.
КПД сетевых подогревателей: 
= 98%

Давление пара: - на производство пР = 1,3 МПа;
- на теплофикацию тР = 0,6 МПа;
- на деаэрацию дР

= 0,12 МПа.

Температура воды, сливаемой в канализацию, Слt =40 °С. (по СНиП)
Свойства сырой воды (из методички [2] по № варианта):
Источник
(река)

Место отбора
пробы

Сухой
остаток,
и.вS мг/дм 3

Жесткость, мг-экв/дм 3
Ж о Ж ИВК Ж Са
Томь г. Кемерово 151 1,6 1,0 1,17
Вид топлива – газообразное: попутный газ из газопровода Кулешовка-Самара.

1. Тепловой расчет котельной

Выписываем из [7. таблица 1] теплофизические свойства воды и
водяного пара на линии насыщения по давлениям пара: Р б - идущего из котлов,
Рп -на производство, Р т - на теплоснабжение, Р с.н. - на собственные нужды, Р д -
на деаэрацию.
Таблица 1. Теплофизические свойства воды и водяного пара на линии

насыщения

Давление
МПа

Температ
ура
насыщени
я, t = t s ,°С

Удельны
й объем
воды
v , м 3 /кг

Удельны
й объем
пара
v , м 3 /кг

Энтальпи
я воды
i ,
кДж/кг

Энтальпи
я пара
i ,
кДж/кг

Теплота
парообразова
ния
r, кДж/кг
Р б =1,4 195,04 0,0011 0,14072 830,1 2788,4 1952,3
Р п = 1,3 191,6 0,0011 0,1511 814,7 2786,0 1971,3
Р т = 0,6 158,8 0,0011 0,3155 670,4 2756,4 2086,0
Р д. = 0,12 103,14 0,001 1,5069 432,36 2680,5 2248,14
Р н.с. = 0,2 120,23 0,0011 0,88592 504,7 2706,9 2202,2

1.1 Тепловой расчет подогревателя сетевой воды и охладителя конденсата
Уравнение теплового баланса для пары теплообменных аппаратов для
подогрева сетевой воды [2. формула (3.1)]:


окттcт
'
21iiDttcGQ

Расход сетевой воды из уравнения теплового баланса [2. формула (3.2)], кг/с:


21
т

с
ttс
Q

G
p

,
Расход пара на подогрев сетевой воды из теплового баланса [2. формула (3.3)],
кг/с:
окттт
'ii
Q

D


, где
102окtсiр

,
где тQ – заданная тепловая нагрузка на отопление, тQ =35000 кВт;
1t и 2t – заданные температуры прямой и обратной сетевой воды, °С;
тi
– энтальпия редуцированного пара при давлении Р т =0,6 МПа перед
подогревателями сетевой воды, тi

=2756,4 кДж/кг (таблица 1);

19,4
рс

 кДж/(кг·К) –теплоемкость воды;


– КПД сетевых подогревателей, принимается равным 0,98;
окi
– энтальпия конденсата после ОК при температуре t ок , кДж/кг;
t ок = t 2 + 10=70+10=80 °С.
70104*19,4
35000
с
G

= 245,68 кг/с.
1070*19,4окi =335,2 кДж/кг.
98,0*2,3354,2756
35000

т
D

=14,75 кг/с.
Уравнения для подогревателя сетевой воды:
Q затр = SiiDтт =14,75*(2756,4-670,4)=30769,86 кДж/с
Q полез = 

* Q затр =0,98*30769,86 =30154,46 кДж/с

t 2 ´= pc
полез
cG
Q
t
1
=104- 19,4*68,245
46,30154

=74,7 ºС.
Уравнения для охладителя конденсата:
Q затр = 'okSiiDт =10,53*(670,4-335,2)=3529,66 кДж/с
Q полез = 

* Q затр =0,98*3529,66 =3459,06 кДж/с

t 2 ´= 2t
cG
Q
pc
полез

=

70
19,4*48,175
06,3459

=74,7 ºС.

Температура t 2 ´получена одинаковая, значит расчет правильный.
Составляем схему подогревателя сетевой воды (рисунок 1.1).
Рис. 1 - Тепловая схема подогрева сетевой воды:

ПСВ – паровой подогреватель сетевой воды;
ОК – охладитель конденсата.

1.2 Выбор мощности и числа котлов

Котлы должны производить пар в количестве, достаточном для
производства D п , для подогрева сетевой воды D т и для собственных нужд
котельной.
Точное значение расхода пара на собственные нужды D с.н определим
после расчета всех элементов тепловой схемы.
Предварительно принимаем D с.н , равным 10 % от суммарного расхода на
производство и подогрев сетевой воды [2. формула (3.4)], кг/с:

)(*1,1тпкDDD ,

)75,1494,6(*1,1кD =23,86 кг/с = 85,89 т/ч
Выбираем котлы марки ДЕ-25-1,4 с паропроизводительностью 25 т/час.
n к =85,89/25 =3,43≈4 ед.
Чем мощнее котлы, тем дешевле получается котельная, но необходима
проверка работы схемы в летний период, когда отопление не требуется и
большой котел не сможет работать на малой нагрузке. В рамках данного
проекта считается только один режим. Летний режим считается точно также, но
с другой нагрузкой. Оборудование должно хорошо работать при всех режимах.
1.3 Расчет потерь воды в котельной:
Потери воды в теплосети [2. формула (3.5)], кг/с: cподп02,0GG

,

Потери воды из паровой части схемы:
а) потери конденсата на производстве [2. формула (3.6)], кг/с:


п

пот
к1DgG ,

б) потери конденсата в цикле котельной установки [2. формула (3.7)], кг/с:

к

пот
ц03,0DG

,
D т =14,75 кг/с.
i ок =335,2 кДж/кг.
t ок =80ºС.

G c =245,68 кг/с.
t 2 =70ºС.
D т =14,75 кг/с.
тi
=2756,4 кДж/кг.
Рт=0,6 МПа.
t т =195,04ºС.

G c =245,68кг/с.
t 1 =104ºС.

G c =245,68 кг/с.
t ’ 2 =74,7 ºС.

D т =14,75 кг/с.
i s =670,4 кДж/кг.
t s =158,8 ºС.

ПСВ

ОК

где D п и g – расход пара на производство и доля конденсата, возвращаемого с
производства;
в) потери воды из котла с непрерывной продувкой [2. формула (3.8)], кг/с:

кпрпр01,0DрG

,

где прр
– процент непрерывной продувки, принимаем от 3 до 10 %.
68,245*02,0подпG

=4,91 кг/с (17,68 т/ч).
94,6*100/541поткG =3,19 кг/с.
86,23*03,0пот
цG

=0,72 кг/с.

86,23*3*01,0прG

=0,72 кг/с.

Так как 568,17подпG  т/ч, то для подпиточной воды требуется
собственный деаэратор и в общей схеме котельной будет два деаэратора.
1.4 Тепловой расчет расширителя непрерывной продувки и

ВПУ

Продувочная вода не вся сбрасывается в канализацию. За счет снижения
давления воды в дроссельном клапане часть ее превращается в пар в
расширителе непрерывной продувки.
Пар идет в деаэратор питательной воды, а оставшаяся шламовая вода
направляется в барботажный бак, где она охлаждается, смешиваясь с сырой
водой, и сбрасывается в канализацию.
Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки
(РНП), рассчитывается по тепловому балансу [2. формула (3.9)], кг/с:


дд
дб"
ii
iiG
Dпр
пр




,

где бi
– энтальпия котловой воды, бi

=830,1 кДж/кг (таблица 1);

дi
и дi
– энтальпии пара и воды, выходящих из расширителя непрерывной
продувки при Р д =0,12 МПа - дi

=432,36 кДж/кг и дi

=2680,5 кДж/кг.


)36,4325,2680(
36,4321,830*72,0"




прD

=0,127 кг/с.

Расход шламовой воды на выходе из РНП [2. формула (3.10)], кг/с:

"
пр
'
прпрDGG

,
Все потери воды восполняем химически очищенной водой [2. формула (3.11)],
кг/с:
расшпот

цподп
пот

кх.о.вGGGGG

,
Подача воды на водоподготовительную установку (ВПУ) [2. формула (3.12)] с
учетом того, что ~25 % воды расходуется на собственные нужды ВПУ, кг/с:
х.о.вс.в25,1GG ,

127,072,0'
прG

=0,593 кг/с.
593,072,091,419,3х.о.вG

=9,413 кг/с.

413,9*25,1с.вG

=11,77 кг/с.
Составляем схему РНП

G' пр =0,593 кг/с.
дi
=432,36
кДж/кг.
t т =103,14 ºС.
Р=0,12 МПа.

G пр =0,72 кг/с
бi
=830,1 кДж/кг.
t т =195,04 ºС.
Рд=1,4 МПа.

D" пр =0,127 кг/с.
дi
=2680,5
кДж/кг.
t т =103,14 ºС.
Рд=0,12 МПа.

7

Рис.2 - Принципиальная схема расширителя непрерывной продувки

Рис. 3 - Расчетная схема ВПУ

1.5 Тепловой расчет подогревателя сырой воды
Температура воды перед ВПУ должна быть с.вt =30…35 о С по условию не
выпадения росы на наружных поверхностях труб и оборудования [2. стр.15].
Поэтому сырая вода нагревается паром в теплообменнике сырой воды.
Расход пара на подогреватель сырой воды [2. формула (3.16)] кг/с:







дд
с.вс.в

с.вс.в
ii
ttс
GDр

,


98,0*36,4325,2680
530*19,4

*77,11с.в



D

=0,56 кг/с.
Составляем схему парового подогревателя сырой воды
Рис. 4 - Расчетная схема парового подогревателя сырой воды
1.6 Тепловой расчет охладителя деаэрированой воды
Химочищенную воду перед питательным деаэратором подогревают до
60 о С в теплообменнике [2. формула (3.22)], кг/с:
Из уравнения теплового баланса определяем температуру питающий
воды на выходе из охладителя t подп при заданной температуре питательной воды
[2. формула (3.21)], ºС:

х.о.вх.о.в
пит
х.о.в
дподпtt

G
G

tt


,
где t хов – температура химически очищенной воды на входе в охладитель
деаэрированной воды, из схемы t хов =30 ºС;
дt - температура воды на выходе из деаэратора, дt =104,8 ºС при Р=0,12 МПа;
t’ хов- температура химически очищенной воды на выходе из теплообменника и
поступающая в питающий деаэратор t’ хов =60 ºС;
питG - расход воды из деаэратора, равный расходам, поступающим в него
потоков, питG
= kD
+ прG
+ подпG
=23,86+0,72+4,91=29,5 кг/с.

G хов - расход химически очищенной воды поступающей в питающий деаэратор,
G хов = 9,413 кг/с

)3060(
98,0*5,29
413,9
8,104
питt

=95 ºС.

Рассчитаем другим способом данный теплообменник.
ВПУ G х.о.в =9,413 кг/с.
t х.о.в =30 ºС.

G с.в. =11,77 кг/с.
t” св =30 ºС.
G с.н =0,432 кг/с.

G с.в =11,77 кг/с.
с.вt
=5ºС.
D с.в =0,56 кг/с.
дi
=432,36 кДж/кг.
t´ д =120,23ºС.
D с.в =0,56 кг/с.
дi
=2680,5 кДж/кг.
t´´ д =195,04 ºС.
Р=0,12 МПа.

G с.в =11,77 кг/с.
с.вt
=30 ºС.

8

полезG = G

хов С р ( х.о.вх.о.вtt
)

полезG = 9,413*4,19*(60-30)=1183,21 кДж/кг
затрачG
= полезG
/ 
=1183,21/0,98=1207,36 кДж/кг.

В тоже время затрачG
= питG
С р (t д -t пит ), из данного выражения находим t пит :

t пит = t д - затрачG
/ питG
С р = 104,8-1207,36/29,5*4,19=95 ºС.
Составляем схему охладителя деаэрированной воды.

Рис. 6 - Расчетная схема охладителя деаэрированной воды

1.7 Расчет конденсатного бака
Рис. 7 - Расчетная схема конденсатного бака.

Уравнение материального баланса (см. Рис.7):

тс.нпкDDgDG ,

где с.нD = с.вD + х.о.вD
кG - суммарный расход конденсата из бака, кг/с;
Умножив каждое слагаемое на энтальпию соответствующего потока, получим
уравнение баланса энергии, из которого выразим температуру конденсата
р
сн
сG
iDiDigD
t

к
октснпп
к



,

где пi
– энтальпия конденсата, возвращаемого с производства, кДж/кг;
t кп – заданная температура конденсата, возвращаемого с производства, t кп =50ºС.
75,1456,094,6*54,0кG =19,06 кг/с.
пi
=4,19*54=226,26 кДж/кг.
19,4*06,19

2,335*75,141,467*56,026,226*94,6*54,0
к



t

=75,8 ºС.

1.8 Тепловой расчет деаэратора питательной воды

Выпар

Рис. 8 - Расчетная схема деаэратора

Расход пара на деаэрацию определяется из совместного решения уравнений
материального и теплового баланса [2. формула (3.26)], кг/с:

ддддпрх.о.вдх.о.вкдкд

ii

iiDtсiGtсiG
Dрр





,
где все значения расходов, температур и энтальпий берем из предыдущих
расчетов.
Расходом выпара из колонки деаэратора в расчетах пренебрегаем

G пит =29,5 кг/с
t пит =95 ºС.

G хов2 =9,413 кг/с.
t хов =30 ºС.

G хов2 =9,413 кг/с.
t’ хов =60 ºС.

G пит =29,5 кг/с.
дi
=432,36 кДж/кг.
t д =104,8 ºС.
Р=0,12 МПа.

D св =0,56 кг/с.
i´ сн =467,1 кДж/кг.
t´ сн =120,23 ºС.

Конденсатный
бак

G k =19,06 кг/с.
t к =75,8 ºС.

D п =0,54*6,94=3,75 кг/с.
i´ п =54*4,19=226,26 кДж/кг.
t кп =54 ºС.

D т =14,75 кг/с.
i ок =335,2 кДж/кг.
t ок =80 ºС.
.

G п.в =29,5 кг/с.
дi
=104,8 ºС.
дi
=432,36кДж/кг.
Р=0,12 МПа.

G к =19,06 кг/с.
t к =75,8 ºС. дD
=0,6г/с.
дi
=2680,5 кДж/кг.
t т =195,04ºС.
х.о.вG
=9,413 кг/с.
х.о.вt
=60 ºС.

0,12 МПа

D" пр =0,127 кг/с.
дi
=2680,5
кДж/кг.
t т =103,14 ºС.
Рд=0,12 МПа



98,0*36,4325,2680

36,4325,2680*127,060*19,436,432*413,98,75*19,436,432*06,19
д





D
дD
=1,61 кг/с.
Уравнение материального баланса деаэратора:
G подп = G хов +D д +D´´ пр +G к ,
G подп =9,413+1,61+0,127+19,06=30,21 кг/с.
Предварительно вычисляли G подп =29,5 кг/с, (отклонение составляет:

21,30
5,2921,30*100

=2,35 %).

1.9 Уточненный расчет паропроизводительности

Уточненный расход пара на собственные нужды, кг/с:

с.вддс.н21DDDD

56,061,1с.нD

=2,2 кг/с.

Уточненная паропроизводительность котельной [2. формула (3.28)], кг/с:



с.нтпкDDDD ,

2,275,1494,6кD =23,89 кг/с=86,04 т/ч
Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной
[2. формула (3.29)], %:

100
к
кк





D
DD
D

< [
D
] =5 %,

%100*
04,86
89,8504,86
D

=0,17 % < [
D
] =5 %.

Составляем тепловую схему котельной с расчетными параметрами на формате
А1.
На тепловой схеме указываем расходы и температуру воды или пара на
всех трубопроводах, соединяющих агрегаты.

1.10 Выбор диаметров трубопроводов

Определяем внутренний диаметр трубопровода d вн-расч , мм [3. формула (10.107)]:

d вн-расч =

3
104

π
G
*
**


, мм

где G –расход среды, протекающий по трубопроводу, м 3 /ч или кг/с;
ω –рекомендуемая скорость среды, м/с. Для насыщенного пара давлением до
1,4 МПа принимаем ω п =20 м/с, для воды в напорных трубопроводах принимаем
ω в =2,0 м/с.
ρ – плотность среды, кг/м 3 ;
υ – удельный объем среды, м 3 /кг (таблица 1).
Расчетный диаметр d вн-расч округляем до ближайшего значения условного
диаметра d вн по ГОСТ 3262-75 «Трубы стальные водогазопроводные.
Технические условия».

Определяем по принятому диаметру трубопровода d вн действительную
скорость среды ω, м/с [3. формула (10.108)]:

ω = 

*
**4
2
внd
G
,

Материал и толщина стенок трубопроводов выбираются по давлению и
температуре протекающей среды. Водогазопроводные обыкновенные трубы
могут применяться для среды с давлением менее 1,0 МПа и температурой менее
200 ºС, а усиленные – при давлении менее 1,6 МПа и температуре менее 200 ºС.

Выбор диаметров трубопроводов Таблица 2

Наименование
трубопровода

№
п/п
t,
ºС
D, G,
кг/с
ν,
м 3 /кг
ω расч ,
м/с
d расч ,
мм
d вн ,
мм ω, м/с
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Пар
котел-гребенка 1 195,04 23,89 0,14072 20 463 500 17,13
гребенка-РУ производство 2 195,04 6,94 0,14072 20 249 250 19,91
РУ-паропровод на производство 3 195,04 6,94 0,1511 20 258 300 14,84
гребенка-РУ теплофикация 4 195,04 14,75 0,3155 20 544 600 16,47
РУ-ПСВ 5 195,04 14,75 0,3155 20 544 600 16,47
гребенка-РУ С.Н. 6 195,04 0,754 1,5069 20 269 300 16,08
РУ-тройник на С.Н. 7 195,04 0,754 1,5069 20 269 300 16,08
тройник-паровой подогреватель

сырой воды 8 195,04 0,56 1,5069 20 232 250 17,2
тройник-деаэратор 9 195,04 1,61 1,5069 20 393 400 19,32
РНП-деаэратор 10 103,14 0,127 1,5069 20 110 125 15,6
КОНДЕНСАТ              
производство-конденсатный бак 11 54 3,75 0,0011 2 51 65 1,24
ПСВ-ОК 12 158,8 14,75 0,0011 2 102 125 1,32
ОК-конденсатный бак 13 80 14,75 0,0011 2 102 125 1,32
конденсатный бак-деаэратор 14 75,8 19,06 0,0011 2 116 125 1,71
паровой подогреватель сырой
водой-конденсатный бак 15 120,23 0,56 0,0011 2 19 20 1,96
ВОДА              
Ввод сырой воды-
насос 17 (всас-й) 16 5 11,77 0,0011 2 91 100 1,65
насос 17-паровой подогреватель

сырой воды 17 5 11,77 0,0011 2 91 100 1,65
паровой подогреавтель сырой
воды-ВПУ 18 30 11,77 0,0011 2 91 100 1,65
ВПУ-охладитель подпиточной
деаэрованной воды 19 30 9,413 0,0011 2 81 90 1,63
охладитель подпиточной
деаэрованной воды-деаэратор 20 60 9,413 0,0011 2 81 90 1,63
деаэратор-охладитель
подпиточной деаэрованной воды 21 104,8 29,5 0,0011 2 144 150 1,84
охладитель подпиточной
деаэрованной воды-тройник 22 95 29,5 0,0011 2 144 150 1,84
тройник-насос 16 23 95 23,89 0,0011 2 129 150 1,49
насос 16-экономайзер 24 95 23,89 0,0011 2 129 150 1,49
тройник-насос 14 25 95 4,91 0,0011 2 59 65 1,63
насос 14-тройник обратной 26 95 4,91 0,0011 2 59 65 1,63

сетевой воды
тройник обратной сетевой воды-
насос 18(обратной сетевой воды) 27 70 245,68 0,0011 2 415 450 1,7
насос 18(обратной сетевой воды)-

ОК 28 70 245,68 0,0011 2 415 450 1,7
ОК-ПСВ 29 75,02 245,68 0,0011 2 415 450 1,7
ПСВ-трубопровод прямой
сетевой воды 30 104 245,68 0,0011 2 415 450 1,7
Н.Пр. котла-РНП 31 195,04 0,72 0,0011 2 22 25 1,61
РНП-барботажный бак 32 111,37 0,593 0,0011 2 19 20 1,98
В графе 9 действительные скорости воды в трубах не превышают 2,0 м/с.
2 Расчет и выбор вспомогательного оборудования

котельной

2.1 Определение количества котлов
Количество котлов : n к =D* к /D р ,
n к =86,04/23,89=3,6 ед.
Принимаем n к =4 котла ДЕ-25-14 с расчетной производительностью D р =25 т/ч
насыщенного пара температурой 194 ºС и давлением 1,4 МПа.
2.2 Расчет и выбор теплообменных аппаратов

Для расчетов используем уравнения теплового баланса, расходы греющего пара
или воды через теплообменники.
Расчет тепловых мощностей в аппаратах Таблица 3
Наименова
ние Формула ед.

изм Знач. Тип

ПСВ 
окттci
'

21iiDttcGQp кВт 30154,5 п-в

ОК 









окspiiDttcGQтci22 кВт 3459,06 в-в

Конд.бак kрtсGQ

кi кВт 6053,5

РНП )(дбiiiсGQрпр кВт

988,25

ППСВ iQ =G

св* с р (t” cв - t’ cв ) кВт 1479,89 п-в

ОПДВ iQ = G

х.о.в* с р (t’ х.о.в -t х.о.в. ) кВт 1183,21 в-в

Деаэратор iQ

= )()(ДДпрховpДховkpДiiDtciGtciGк кВт 3605,15
Площадь поверхности нагрева (F) теплообменника, м 2 [2. формула (4.2)]:

tk
Q
Fi

,

где Q i – тепловая мощность теплообменника, кВт;
k – коэффициент теплопередачи, кВт/(м 2  · К), при учебных расчетах k
принимается равным:
- для водоводяных теплообменников 1,5 кВт/(м 2  · К),

- для пароводяных – 2,5 кВт/(м 2  · К);

– коэффициент, учитывающий потери теплоты от наружного охлаждения;
t – температурный напор, определяется по [2. формула (4.3-4.4)]:

При
Át

/
мt
> 1,7 м
б
мб
ln
t
t
tt
t





,

При Át /

мt ≤ 1,7 2/)(ÌÁttt ,

где бt и

мt – большая и меньшая разности температур теплоносителей на

разных концах теплообменного аппарата.

Расчет площади поверхности нагрева Таблица 4
Q, кВт Δt Б , ºC Δt М , ºC Δt Б / Δt М Δt, ºC F, м 2 фаза к
ПСВ 30154,5 89,94 60,96 1,48 < 1,7 75,45 163,12 п - в 2,5
ОК 3459,06 89,94 10 8,99 > 1,7 36,39 64,66 в - в 1,5
ППСВ 1479,89 115,23 90,23 1,28 < 1,7 102,73 5,88 п - в 2,5
ОПДВ 1183,21 64,43 44,80 1,44 < 1,7 54,61 14,73 в – в 1,5
При расчете температурного напора для каждого теплообменника строим
графики, указав значения температур, большие и меньшие перепады
температур и направление движения потоков рис. 9 а, б, в, г.

рис. 9 а. Пароводяной подогреватель сетевой воды
158,8

74,7

104

74,7
158,8

70
80

13
рис. 9 б. Водо – водяной охладитель конденсата

рис. 9 в. Пароводяной подогреватель сырой воды

рис. 9 г. водо – водяной охладитель деаэрированной воды
Рис. 9 – Графики по определению температурного напора.
2.3 Выбор теплообменника подогрева сетевой воды
По расчетной поверхности нагрева выбираем теплообменник, имеющий
ближайшую бóльшую поверхность нагрева.
По [2. таблица 3] выбираем тип теплообменника ПП-1-76-7-II для графика
70/130ºС.
Определяем для выбранного теплообменника скорость подогреваемой
воды в трубах, которая не должна превышать 1,5–2,0 м/с [2. формула (4.5)]:
,/*'fDw

где D – расход подогреваемой воды в трубах, кг/с;
ν’ – удельный объем воды, м 3 /кг;
f – живое сечение для прохода воды, f =0,0432 м 2 . (справочн. данные)
Скорость воды в трубах одного теплообменника при полном расходе:
0432,0*2/0011,068,245w =3,13 м/с.
Принимаем 3 параллельно работающих теплообменника ПП-1-76-7-II -
горизонтальный пароводяной теплообменник.
Характеристика:
Площадь поверхности нагрева 76,8 м 2 .
Давление греющего пара 2,0 МПа.
Расход воды номинальный- 261 т/ч (72,5 кг/с).
Гидравлическое сопротивление при расчетном расходе воды -0,03 МПа.
Длина трубок (мм) × количество трубок (шт.) - 3000 × 560.
Сечение для прохода воды -0,0432 м 2 .

120,23

104,8

95

30

60

14

Диаметр корпуса - 720 мм. Длина подогревателя - 4015 мм.
Число ходов по воде -2 шт. Масса -2000 кг.
Подогреватель представляет собой кожухотрубный теплообменник
горизонтального типа, основными узлами которого являются: корпус, трубная
система, передняя и задняя (плавающая) водяные камеры, крышка корпуса
(рисунок 2.2).
Сборка подогревателя производится из основных узлов с помощью
разъемного фланцевого соединения, обеспечивающего возможность
профилактического осмотра и ремонта.

Рис. 10 – Подогреватель пароводяной с эллиптическими днищами:
1-корпус; 2-камера водяная передняя; 3- камера водяная задняя; 4-трубная
система; 5-трубы теплообменные; 6-доска трубная задняя; 7- доска трубная
передняя; 8-днище камеры передней; 9-днище камеры задней; 10-днище

корпуса; 11-отбойный лист.

Рис. 11 – Схема обвязки паро-водяного подогревателя сетевой воды.
Нагреваемая вода движется по трубкам (два хода), а греющий пар через
патрубок в верхней части корпуса поступает в межтрубное пространство, в
котором установлены сегментные перегородки, направляющие движение
парового потока. Конденсат греющего пара стекает в нижнюю часть корпуса и
отводится из подогревателя. Не конденсирующиеся газы (воздух) отводятся
через патрубок 9 на корпусе аппарата (рис. 10).

2.4 Выбор теплообменника охладителя конденсата

Тип подогревателя водо-водяной. В подогревателях для систем отопления
греющая вода (конденсат) проходит по трубному пространству, а нагреваемая
(сетевая вода) - по межтрубному (рис.10). В подогревателях для систем
водоснабжения греющая вода проходит по межтрубному пространству, а
нагреваемая – по трубкам.
Для охладителя конденсата скорость подбираем по сечению трубного
пространства, так как аппарат используется в системе отопления.
Подогреватель эффективно работает при скоростях воды:
-в трубном пространстве – 0,7…1,3 м/с;
-в межтрубном пространстве - 0,7…1,1 м/с.
Для подбора скоростей меняем число секций, набирая из нескольких
секций потребную площадь теплообмена.
Требуемая площадь трубного пространства при расходе конденсата
D=3,49кг/с и скорости ω=1,3 м/с:
3,1/0011,0*75,14/*'
.
DF
межтрубнтреб =0,00295 м 2 .
Выбираем по [2. таблица 5] теплообменн ик ПВ-Z-08 с параметрами:
Наружный диаметр трубы × длина по фланцевому разъему - 114 ×4000 мм.
Поверхность нагрева в одном корпусе – 3,54 м 2 .
Площадь сечения межтрубного пространства - 0,005 м².
Площадь сечения трубного пространства – 0,00293м².
Z – число секций в теплообменнике.
Действительная скорость конденсата в трубном пространстве:
00293,0/0011,049,3/'fDw =1,3 м/с, что допустимо.
Для требуемой площади нагрева F OK =23,11 м 2 составляем корпус из 7-и
секций, соединенных калачами, тогда площадь нагрева в теплообменнике
составит 23,11/3,54=6,5 = 7 секций.
Действительная скорость сетевой воды в межтрубном пространстве:
005,0/0011,0*82,58/*'fDw =12,94 м/с.
Скорость подогреваемой воды в межтрубном пространстве больше
допускаемой, поэтому лишнюю нагреваемую воду пускаем по байпасной линии
в обход теплообменника.
Принимаем горизонтальный водо-водяной теплообменник ПВ-7-08.
Количество устанавливаемых теплообменников: один рабочий и один

резервный.

17

Рис. 12 – Секция охладителя конденсата из двух корпусов:

1-трубная доска; 2-трубный пучок; 3-опорные кольца; 4-соединительный калач;
5-компенсатор; 6-корпус; 7-переходный патрубок.

2.5 Выбор теплообменника подогрева сырой воды
Подогреватели пароводяные типа ППВ предназначены для подогрева
воды, поступающей на химводоочистку в отопительных, отопительно-
производственных и производственных котельных. Представляет собой
аппарат горизонтального типа, с неподвижными трубными решетками. Состоит
из трубной системы, передней и задней крышек, арматуры и КИП (рисунок
2.6). Греющий пар поступает в межтрубное пространство, разделенное
горизонтальной перегородкой на две части, благодаря чему имеет два хода.
Нагреваемая вода движется по трубам трубной системы и за счет перегородок в
передней и задней крышках имеет четыре хода. Коррозионно-стойкие латунные
теплообменные трубки повышают надежность работы подогревателя.
Указатель уровня жидкости позволяет визуально наблюдать за уровнем
конденсата в трубной системе, а термодинамический конденсатоотводчик
служит для постоянного его отвода.
Выбираем теплообменник ППВ-25.

Характеристика:
Площадь поверхности нагрева 3,97 м2.
Температура среды, ºС: на входе – 5°С; на выходе - 30°С.
Длина трубок (мм) × количество трубок (шт.) - 1700 × 40.
Диаметр трубки × толщина стенки - 16×1, мм.
Сечение для прохода воды -0,0452 м 2 .
Масса -275 кг.
Скорость воды в трубном пространстве при расходе сырой воды 3,398 кг/с:
0452,0/0011,0*398,3w =0,83 м/с.

Рис. 13 - Теплообменник подогрева сырой воды ППВ-25.
2.6 Выбор теплообменника охладителя деаэрированной воды
Для охладителя деаэрированной воды скорость подбираем по сечению
межтрубного пространства, так как аппарат используется в системе
водоснабжения.
Требуемая площадь межтрубного пространства при расходе G подп =8,371
кг/с и скорости ω=1,0 м/с: 1/0011,0*21,30/*'.DFмежтрубнтреб =0,00921 м 2 .
Выбираем по [2. таблица 5] теплообменник ПВ-Z-10 с параметрами:
Наружный диаметр трубы × длина по фланцевому разъему - 168 × 4000 мм.
Поверхность нагрева в одном корпусе – 6,9 м 2 .
Площадь сечения межтрубного пространства - 0,0244 м².
Площадь сечения трубного пространства – 0,0057 м².
Z – число секций в теплообменнике.
Действительная скорость деаэрированной воды в межтрубном
пространстве: 01220,0/0011,0*21,30/*'fDw =0,75 м/с, что допустимо.

Действительная скорость х.о.в. воды в трубном пространстве:
0057,0/0011,0*718,2/*'fDw =0,52 м/с.
Для требуемой площади нагрева F одв =14,73 м 2 составляем корпус из 3-х
секций, соединенных калачом, тогда площадь нагрева в теплообменнике
составит 6,9*3=20,7 м 2
Принимаем горизонтальный водо-водяной теплообменник ПВ-3-10.
Количество устанавливаемых теплообменников: один рабочий и один
резервный.

2.7 Выбор деаэратора питающей воды (№10)

Выбор деаэратора производится по расходу деаэрированной воды
G пв =30,21 кг/с=108,756 т/ч. По [2. таблица 7] выбираем деаэратор атмосферного
давления ДА-200. Характеристики:
Номинальная производительность 200 т/ч=55,55 кг/с.
Диаметр и толщина стенки корпуса колонки - 1212×6 мм.
Высота колонки - 2760 мм.
Полезная вместимость аккумуляторного бака - 50,0 м 3 .
Диаметр аккумуляторного бака - 3020,0 мм.
Толщина стенки аккумуляторного бака - 10,0 мм.
Поверхность охладителя выпара - 16,0 м 2 .
Выделяющиеся газы О 2 и СО 2 , и вместе с ними небольшое количество
водяного пара, выбрасываются в атмосферу. Концентрация кислорода не
должна превышать за атмосферным деаэратором 30 – 50 мкг/кг. Содержание
свободной углекислоты в деаэрированной воде должно быть равно нулю.
Установка резервных деаэраторов не предусматривается. Для
предотвращения кавитации в питательных и в подпиточных насосах
деаэраторы в зависимости от охлаждения питательной воды устанавливаются
на высоту 2,0 м
при 80 О С.
Деаэраторы атмосферного типа состоит из деаэраторного бака,
деаэрационной колонки и гидрозатвора (рисунок 2.8).

20
Рис. 14 –Общий вид деаэратора

Для обеспечения безопасной эксплуатации деаэратора предусмотрено
предохранительное устройство - гидрозатвор, защищающий его от опасного
превышения давления и уровня воды в баке. В деаэраторах атмосферного типа
применена двухступенчатая схема дегазации - первая, струйная, вторая,
барботажная. В деаэраторе ДА - 5 обе ступени дегазации размещены в
деаэрационной колонке.

2.8 Расчет и выбор конденсатного бака

Для приема конденсата с производства, из теплообменников
собственных нужд в котельных устанавливают конденсатный бак.
Определяем емкость бака, равную получасовому расходу
возвращаемого конденсата [2. формула (4,6)], м 3 :

V кон. = 0,5*G к.о. ∙ν',

где ν'- удельный объем воды, м 3 /кг (из таблицы 1);
0,5 – время, час.
V кон. = 0,5*19,06 . *0,0011*3600=37,73 м 3 .
Принимаем цилиндрический бак с эллиптическими днищами и с объемом
бака V кон. = 38 м 3 .

2.9 Выбор насосов

Насосы выбираются по производительности и напору. Напор
рассчитывается как сумма линейных и местных сопротивлений при движении
воды, геометрической разности уровней воды и разности избыточных давлений
в аппаратах, между которыми установлен насос. Наиболее часто в энергетике
используются центробежные насосы рис. 15:

Рис. 15 –Общий вид центробежного насоса.
2.9.1 Питательный насос (№16)

Расчетный напор питательного насоса [2. формула (4.7)], кПа:
дс.ввстрнагтрэккпнрррррррН1*1,1

,

где р к – избыточное давление в барабане котла, р к =1300 кПа;
р – запас давления на открытие предохранительных клапанов,
принимается равным 0,10  номинального давления в барабане котла;
р эк – сопротивление водяного экономайзера, по воде принимается равным
150 кПа;
наг
трр
– сопротивление питательных трубопроводов от насоса до котла с
учетом сопротивления автоматических регуляторов питания котла принимается
равным 150 кПа;
вс
трр
– сопротивление всасывающих трубопроводов принимается равным
50 кПа;
р с.в – давление, создаваемое столбом воды, равным по высоте расстоянию
между осью барабана котла и осью деаэратора. Высота от площадки до оси
барабана котла 3445 мм. Деаэратор установлен на высоте 3606 мм от площадки
до центральной оси деаэратора. При этих размерах разница между осями
барабана и бака составит (-0,16) м. или (-1,61) кПа;
р д – избыточное давление в деаэраторе, р д =20 кПа;
1,1 – коэффициент запаса.
Н пн =1,1(1300*(1+0,1)+150+150+50-1,61-20)=1934,23 кПа (193 м. вод. ст.).
Это избыточное давление, а абсолютное должно быть на 0,1 МПа больше,
т.е. 2,03 МПа.

Производительность всей котельной: D = 23,89 кг/с = 86,004 т/ч.
Все вспомогательное оборудование принимается исходя из работы
основного оборудования в номинальном режиме, т.е. на котлы в номинальном
режиме их работы нужно подавать с учетом запаса в 10% - 94,6 т/час
питательной воды
По [2. таблице 12] принимаем секционный насос ЦНСГ 60-198,
ОАО « Катайский насосный завод»
Характеристика:
Производительность 1ого насоса - 60 м 3 /ч, поэтому устанавливаем их
параллельно для обеспечения подачи в 120 м3/час (что больше 94,6 м3/час).
Полный напор -198 м. вод. ст.
Температура перекачиваемой среды до +105 ºС.
Мощность двигателя- 75 кВт.
Устанавливаем два параллельно-соединенных рабочих насосов на три
котла и один резервный насос. Давление на выходе питательных насосов будет
равно сумме давления на входе в насос (на выходе из деаэратора) Р= 0,1 МПа и
полного напора насоса 198 м.вод.ст.=1,98 МПа. Т.е.2,08 МПа, что превышает
необходимое 2,03 МПа.

Подпиточный насос (№14)

Этот насос поддерживает необходимое давление в тепловой сети. Напор,
развиваемый насосом должен быть не менее давления обратной сетевой воды.
Обычно это давление выбирается из расчета полного заполнения тепловой сети
в ее верхних точках. При горизонтальном рельефе местности и 5 этажных
домах достаточно 3*5+3=18 м. вод. ст., то есть Н обр.сети =18 м. вод. ст.
Количество подпиточной воды G пит = 4,91 кг/с =17,68 т/ч.
К установке принимаем 2 насоса (1 рабочий и 1 резервный) типа
ЛМ 65-25/32, Напор и расход немного выше требуемых:
подача - 25 м 3 /ч,
напор- 32 м. вод. ст.
Мощность электродвигателя - 5,5 кВт.
Избыточное давление в обратной магистрали будет 20 м. вод. ст. = 0,2
МПа, а абсолютное Р обр =0,3 МПа

2.9.2 Сетевой насос (№18)

Чугунные радиаторы не выдерживают избыточное давление выше 0,6
МПа. Примерно 10 м. вод. ст. теряется при прохождении сетевых
подогревателей. В каждом теплообменнике давление воды падает примерно на
0,05 МПа (5 м.вод.ст).
Напор сетевых насосов: H сн =Н п + Н с = 10 + 30 = 40 м.в.ст.
где Н п - сопротивление сетевых подогревателей, принимаем Н п = 10 м.
вод. ст.;
Н с – сопротивление сети и абонента принимается, исходя их расчета
тепловой сети. В данной работе принимаем условно Н с = 30 м. вод. ст.
Расход сетевой воды G сети =245,68 кг/с = 885 т/ч

К установке принимаем 2 сетевых насоса (1 рабочий и 1 резервный)
Выбираем насос TP 400-540/4 производства фирмы "Grundfos"
Характеристики:
подача - 1140 м 3 /ч,
напор – 49,79 м. вод. ст.
Мощность электродвигателя- 316 кВт.
Температура перекачиваемой среды до +150 ºС.
Габаритные размеры (длина-ширина-высота): 543×1183×587 мм.
Частота вращения 2970 об/мин
масса агрегата – 645 кг
Таким образом, на выходе из насосов давление будет равно сумме
давлений на входе в насосы Р обр =0,3 МПа и напора насоса, т.е. Р=0,77 МПа. В
теплообменниках подогрева сетевой воды потеряется около 0,1 МПа и на
выходе из котельной прямая сетевая вода будет иметь абсолютное давление Р=
0,67 МПа, а избыточное давление не выше 0,57 МПа. Давление воды в
чугунном радиаторе на 1 этаже ближайшего к котельной дома будетниже
допустимого 0,6 МПа.
2.9.3 Конденсатный насос на деаэратор (№20)
Напор, развиваемый конденсатным насосом:
Нкн=Рд+Нск+Нд

где
Рд – избыточное давление в деаэраторе, Рд =0,02 МПа =2 м. вод. ст.;
Нск – сопротивление нагнетающего трубопровода, принимаем Нск=15 м.
вод. ст.;
Нд – высота установки деаэратора, принимаем Нд = 3 м.
Нкн=2+15+3=20 м. вод. ст.
Расход конденсата Gк = 19,06 кг/с = 63,616 т/ч.
К установке принимаем 3 конденсатных насоса (2 рабочих и 1 резервный)
типа КС-20-110, производства ОАО « Катайский насосный завод»
Характеристики:
подача -32 м3/ч,
напор - 150 м. вод. ст.
мощность электродвигателя -22,0 кВт.
Частота вращения 2900 об/мин
масса насоса – 115 кг
масса агрегата – 211 кг

Насос сырой воды (№17)

Насос сырой воды должен преодолеть сопротивление теплообменников
(5 м. вод. ст. на каждый) и водоподготовки до 20-30 м.в.ст и поднять воду в
деаэратор. Давление исходной, сырой воды редко превышает 10-20 м. вод. ст.
Напор, развиваемый насосом: Н св = Н ск +Н то +Н хво +Н д
где Н то - сопротивление теплообменников, принимаем Н эк = 2*5=10 м. вод. ст.;

Н тр – сопротивление нагнетающего трубопровода, принимаем Н ск =15 м. вод. ст.;
Н впу – сопротивление ВПУ, принимаем Н впу =20 м. вод. ст.;
Н д – с учетом высоты установки и высоты колонки деаэратора принимаем
Н д =6,5.
Н св = 10+15+20+6,5=51,5 м. вод. ст.
Количество сырой воды G св = 11,77 кг/с = 42,372 т/ч.
К установке принимаем 2 центробежных консольных насоса (1 рабочий и 1
резервный) типа К-80-50-200, производства ОАО « Катайский насосный завод»
Характеристики:
подача -50 м 3 /ч,
напор- 50 м. вод. ст.
Мощность электродвигателя -15 кВт.
Частота вращения – 2900 об/мин.

3. Расчет химводоподготовки

Качество питательной воды для паровых котлов с рабочим давлением 1,4
МПа в соответствии с нормативными документами:
- общая жесткость 0,02 мг.экв/л;
- растворенный кислород 0,03 мг/л;
- свободная углекислота - отсутствие.
При выборе схем обработки воды и при эксплуатации паровых котлов
качество котловой (продувочной) воды нормируют по общему солесодержанию
(сухому остатку). Величина его обуславливается конструкцией сепарационных
устройств, которыми оборудован котел, и устанавливается заводом
изготовителем.
Качество воды источника водоснабжения Таблица 5
Источник
(река)

Место отбора
пробы

Сухой
остаток,
и.вS мг/дм 3

Жесткость, мг-экв/дм 3
Ж о Ж ИВК Ж Са
Томь г. Кемерово 151 1,6 1,0 1,17

Выбор схемы приготовления воды

Небольшие котельные обычно используют водопроводную воду, которая
уже очищена от дисперсных и органических примесей и в котельной
проводится только умягчение воды.
Наиболее дешевая и распространенная из схем ВПУ - Na-
катионирование. В процессе Na-катионирования жесткость воды уменьшается
до требуемых норм.
Определяем показатель ОВS [2. формула (5.1)], мг/дм 3 :
,)()(
ОВMgMgNCaCaNaЖЭЭЖ
aИВЭЭSS

где Ж Mg = Ж о - Ж Са ,
где S ИВ  – cухой остаток исходной воды (источника водоснабжения), мг/кг;
Ж Са и Ж Mg  – кальциевая и магниевая жесткость исходной воды, мг-экв/кг;
Э Na  , Э Cа  , Э Mg  – эквивалентные массы ионов Na + =23, Са 2+ =20 и Mg 2+ =12,2 мг/мг-
экв.

Ж Mg =1,6-1,17=0,43 мг-экв/дм 3 .
43,0*)2,1223(17,1*)2023(151
ОВS =159,15 мг/дм 3 .
Щелочность обработанной воды равна карбонатной жесткости исходной воды:

Щ ОВ  = Ж ИВК .

Относительная щелочность обработанной и котловой воды [2. формула (5.2)],
%:

Щ ОТ

КВ = 100%*40* Щ ОВ / S ОВ  ,

(39)

Где 40 – эквивалентная масса NаОН, мг/мг-экв.
Щ ОВ  = Ж ИВК =1,0 мг-экв/дм 3 .
Щ ОТ
КВ =100*40* 1,0/159,15=25,13 %.
Na-катионирование может не подходить для некоторых типов исходной
воды. Проверка проводится по трем критериям:
1. По величине продувки котла, которая для котлов с давлением до 1,4 МПа не
должна превышать 10 % [2. формула (5.3)]:

%100*


о.вк.в
о.в
пр
SS
S
р


,
где  – доля обработанной воды в питательной. Она равна отношению расхода
химически очищенной воды G хов , втекающей в питательный деаэратор, к
расходу воды, вытекающей из деаэратора G ПВ ;
S КВ - допустимые предельные концентрации солей в котловой воде для котлов
типа ДЕ при работе без пароперегревателя составляют 3000 мг/дм 3 .

021,8
718,2

пв
хов
G
G


=0,34.
100*
34,0*15,1593000
34,0*15,159

прр

=5,6 % < 10 %. Принимали
прр
=3 %.

2. По допустимой величине относительной щелочности котловой воды,
которая для котлов с вальцованными соединениями не должна превышать 50
%:

Щ ОТ
КВ =25,13 % < 50 %. Условие выполняется.
3. По концентрации СО 2 в паре, которая не должна превышать 20 мг/кг. СО 2
образуется за счет разложения в котле солей NaHCO 3 , определяющих
щелочность воды [2. формула (5.5)]: С СО 2 = Э СО 2 Щ ОВ  β   (σ 1  +   σ),
где Э СО 2 =22 мг/мг-экв – эквивалентная масса СО 2 ;
s 1  = 0,4 – доля разложения NaHCO 3 в котле (остальное разлагается еще в
деаэраторе);
s = 0,7– доля разложения Na 2 CO 3 в котле.
С СО 2 = 22*1,0*0,34*(0,4   +   0,7)   =8,2 мг/кг < 20. Все условия выполняются.

Расчет оборудования водоподготовительной установки
Для сокращения количества устанавливаемого оборудования и его
унификации принимают однотипные конструкции фильтров для первой и

второй ступени. Для первой устанавливаем два фильтра и один для второй
ступени: один из фильтров первой ступени используется для второй ступени в
период регенерации фильтра второй ступени.
Требуемая площадь фильтрования:
мх.о.вWGF ,
где мW – максимально допустимая скорость фильтрования (при останове
одного из фильтров на регенерацию), м/ч. Для фильтров 2-й ступени 50мW
 м/ч, для 1-й ступени мW зависит от жесткости исходной воды и типа фильтра:

 при Ж о  < 5 мг-экв/дм 3 35мW  м/ч,
 при Ж о  =5–10 мг-экв/дм 3 25мW  м/ч,
 при Ж о  > 10 мг-экв/дм 3 20мW  м/ч.

Скорость фильтрования в первой ступени принята в зависимости от жесткости
исходной воды
Ж 0 =2,3 до 5 мг.экв/л => 35мW  м/ч
Скорость фильтрации в фильтре второй ступени принимаем такой же,
поскольку приняли одинаковые фильтры первой и второй ступеней.
Коэффициент собственных нужд химводоочистки по воде К с.н. хво = 1,1
Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку
G с.в = К с.н. хво * G хво = 1,1*3,398= 3,738 кг/с=13,5 т/ч
Площадь фильтров
F' ф = G с.в /  ф =3,738 / 35 = 0,38 м 2
Диаметр фильтра
d'ф = πFф/*4

= 14,3/38,0*4

= 0,70 м

Выбираем фильтр ФИПа I-1,0-0,6 Na, Диаметр фильтра dф =1000 мм.
Высота слоя катионита - h кат = 2 м.
Производительность 20 м 3 /час
Полная площадь фильтрования
F о = ( * d ф 2 / 4 ) * 2 = (3,14 * (1) 2 / 4) * 2 = 1,57 м 2
Полная емкость фильтра
Е = /4*d ф 2 =0,79 м 2 =0,79*Н=0,79*2=1,57 м 3
где: Е р ≈1000 г-экв/м 3- рабочая обменная емкость сульфоугля при Nа-
катионировании для катионита КУ-2-8.
Е ф = Е* F о =1,57*1000=1570 г-экв
NaCl - масса одного моля =58г/моль
1г-экв=58/1=58 г-экв
рассчитаем количество соли на одну регенерацию:
G с = Е ф *58/1000=91,06 кг.
Этого количества соли хватит на следующий объем:
так как Ж о =2,3 мг-экв/дм 3 =0,0023 г-экв/дм 3 , тогда
Vсоли= Е ф / Ж о /1000=1570/0,0023/1000=682,6 м 3
Период регенерации Т=Vсоли/ G хов =682,6/14,05=48,58 час.
Число регенераций в неделю n=(7*24)/48,58=4 раз
Расход соли в сутки Gсоли=(4*91,06)/7=52,03 кг

Рис. 16 – Блочная ВПУ с осветлительными фильтрами:

А - подогреватель; Б - насосы; В - осветлительный фильтр; Г - Na-катионитные
фильтры I и II ступеней; Д - бак-склад для соли; Е - бак склад для коагулянта;
Ж - мерник для насыщенного раствора соли; З - мерник для насыщенного
раствора коагулянта;
И - эжекторы для подачи и разбавления растворов соли и коагулянта; К-
обработанная вода; Л-исходная вода; М-рабочая линия.
В данном оборудовании на время регенерации фильтра работает только одна
ступень катионирования.

28
Рис. 17 а. – Блочная ВПУ

Рис. 17 б. – Блочная ВПУ в плане.

29

Рис. 18 – Компоновка оборудования котельной. План

30

Рис. 19 – Компоновка оборудования котельной. Продольный и поперечный

разрезы.

5. Аэродинамический расчет
Номинальная паропроизводительность одного котла
D ном = 10 т/ч= 2,78 кг/с.
Расход топлива (природного газа) на один котел рассчитаем по формуле:



*

**..

r
P
впSпрвп
Q

iiDiiD
В


; кг/с

где:
прD
– заданная величина непрерывный продувки (из верхнего барабана),

скг
равная DПDпр01,0
;

П – процентное количество воды непрерывной продувки, П=5,6%,
Si
– энтальпия кипящей воды, определяется при давлении воды в
барабане; кгкДж ;
i – энтальпия сухого насыщенного пара при заданном давлении в
барабане, P , МПа ;
впi.
– энтальпия питательной воды на входе в ВЭК при впt. (уже

рассчитана) ttci19,4 , кгкДж ;

– коэффициент полезного действия (в долях).
прD
=0,01*5,6*2,56=0,143 кг/с;
впi.
=4,19*94,43=395,6кДж/кг
r
PQ =41,74 МДж/м 3

=92,1%


92,0*41740

6,3951,830*143,06,3954,2788*56,2
В
В=0,16 м 3 /с
Водяной экономайзер типа ЭП2-236 [3. Таблица 8.20, стр 248 ]
Тип горелки; ГМ-7 [3. Таблица 8.20, стр 248 ]
Аэродинамическое сопротивление горелки при t в =30 о С,; h Г =1100 Па; [6.
Таблица 2, стр 22 ]
КПД котла, 

=92,1 %;
Число котлов – 3.
Температура питательной воды на входе в водяной экономайзер t пв = 94,43 ºС.
Температура уходящих дымовых газов на выходе из экономайзера t ух = 146 ºС.
Температура «холодного» воздуха - t х.в = 30 ºС.
Коэффициент расхода воздуха в топке Т =1,1.
Коэффициент расхода воздуха в уходящих газах УХ =1,5.
Площадь сечения для прохода продуктов сгорания F = 0,25 м 2
Характеристики дымовых газов месторождения: Кулешовка-Самара
Плотность дымовых газов при нормальных условиях r г = 1,052 кг/м 3 [5.
Таблица 4, стр 140 ]
Объем продуктов сгорания ГV =12,36 м 3 /м 3 . [4. Таблица13, стр 152 ]

Теоретически необходимый объем воздуха нV =10,99 м 3 /м 3 . [4. Таблица 13, стр
152 ]

5.1 Сопротивление дымовой трубы. Расчет самотяги
Суммарный расход газов от всех подключенных к трубе котлов при
номинальной нагрузке и скорости газов на выходе из трубы, м 3 /с: Vc=n * V 0
(56)
n – число котлов, n=3 шт.
Vc =3*4,15=12,44 м 3 /с.
Принимаем скорость 0w = 10 м/с.

Диаметр трубы расчетный, м: π
V
dc
*
*

4


,

14,3*10
44,12*4
d

=1,26 м.

Принимаем стандартный диаметр кирпичной трубы d=1,5 м. Тогда скорость
газов будет составлять:
ω= *3,142d
Vc4*
= *3,1425,1
44,124*
=7,04 м/с

Кирпичные трубы (конические) строят с уклоном (уменьшением
диаметра по высоте) i=0,02: i = (d н – d в )/2H,
где d н – внутренний нижний диаметр трубы, м;
d в – внутренний верхний диаметр, м.
Примем Н=35 м, тогда внутренний нижний диаметр трубы d н =2H*[i +d в /2H].
d н =2*35*[0,02 +1,5/(2*35)]=2,9 м.
Скорость газов на выходе из дымовой трубы и высота трубы определяют
условия рассеивания газов в районе расположения котельной. Максимальная
концентрация вредных газов уменьшается с увеличением высоты трубы и
выходной скорости газов.
Сопротивление трения для кирпичной трубы при постоянном уклоне в
трубе [2. формула (7.10)], Па: 2*8
2
0w
ih

тр

,

где коэффициент трения для кирпичной трубы =0,05;
i - уклон трубы.
Местные сопротивления [2. формула (7.9)], Па: 2
2

м
w
h


,

где  – коэффициент местного сопротивления, для всех труб 0,1 .
Величина самотяги для дымовой трубы [2. формула (7.11)], Па:











ТРttgНН
273
273

273
273
*293,1**0
хв

с

,

где Н - высота дымовой трубы, м;
t тр – средняя температура газового потока на данном участке (в дымовой трубе),
°С;
g – ускорение силы тяжести, g=9,81 м/с 2 ;

х.вt – температура воздуха наиболее холодной пятидневки °С.
для Екатеринбурга примем х.вt =-35°С

2
04,7*052,1
*
02,0*8
05,02

трh

=8,14 Па.


мh

2
04,7*052,1
*1

2
=26,05 Па













46,121273
273
*052,1
35273
273
*293,1*81,9*35сН

=259,26 Па.
Сопротивление дымовой трубы: )(.МТРТрДhhh =8,14+26,05=34,19 Па.
5.2 Сопротивление участков тракта дымовых газов
Дымовые газы выходят из экономайзера с температурой t ух и объемом
V ух1 при ух , В процессе движения по газоходу от котла до дымовой трубы в
дымовые газы подсасывается еще немного холодного воздуха (Δ 1,1 ), за счет
этого объем газов на входе в дымовую трубу 2ухV еще увеличивается на
величину Δ oV* .
Определяем объемы V ср : м 3 /м 3
V ср = ГV + ( ух – 1) нV ,

Температура дымовых газов перед дымовой трубой за счет разбавления
холодным воздухом уменьшается до значения дt [2. формула 7.1)], о С:






ух
х.вухух
д
tt
t

,

В самом газоходе температура t ср газов определяется по среднему
значению между значениями на выходе из экономайзера и на входе в трубу:
2
дух
ср
tt
t

,

Расход продуктов сгорания в газоходе, в том числе и через дымосос
[2. формула 7.2)], м 3 /с:
273
273
*
ср
ср

t
VВQср

,

V ср = 12,36 + (1,5 – 1) *10,99 = 17,855 м 3 /м 3 (объем при нормальных условиях)

92,96

1,15,1
30*1,1146*5,1






дt

о С.
46,121
2
92,96146


срt

о С.

34

15,4

273
27346,121
*86,17*16,0

срQ

м 3 /с. (объем при температуре 121,46 о С)
Сечение газоходов и боровов (подземных газоходов) подбирают по
скорости движения газов (w = 6 - 12 м/с) из условия возможности
проникновения в них при чистке и ревизии. Для боровов выбранные «а и в» (а ~
0,6…1,5 м, в ~1…2 м).
Площадь сечения газохода, м 2 :
F ав = срQ

/ω = 4,15/10 =0,415 м 2

2Qg – объемный расход дымовых газов при t

ух = 146 ºС, м 3 /с

2Qg = B

* V ср* (273+ t ух )/273

2Qg = 0,16

* 17,86 * (273+146)/273= 4,4 м 3 /с= 15851,88 м 3 /ч

принимаем площадь сечения для прохода продуктов сгорания - 0,5 м 2
ω= 4,4/0,5= 8,8 м/с (попадаем в нужный диапазон скоростей)
F ав = F
Сечение борова м 2 : F ав = а∙в, откуда сторона газохода а= авF ,
а = 0,5 =0,8 м. Принимаем а=0,8 м. в= F

ав / а=0,5 / 0,8=0,6 м.
Принимаем сечение газохода 900×600 мм. F ав = 0,9∙0,6=0,54 м 2 .
Проверяем скорость,
ω=4,4/0,54=8,1 м/с.
Эквивалентный диаметр борова [2. формула (7.9)], м: UFd4э ,
где F – площадь живого сечения канала, м 2 ;
U – полный периметр сечения, омываемый протекающей средой, м.
U=2(а+в)=2(1+0,7)=3 м.
3
5,04

эd

=0,67 м.
Сопротивление газового тракта от топки котла до дымососа и от
дымососа до выхода газов из дымовой трубы состоит из суммы сопротивлений
участков [2. формула (7.3)], Па: ;..СТРДЗБкэкгНhhhhhh
h эк - аэродинамическое сопротивление водяного экономайзера [3. Таблица 9.2,
стр 317 ] h эк = 343 Па
h к – сопротивление котла, по [2. таблица 16] h к =720 Па;
h Б – суммарное сопротивление боровов - газоходов котла, Па;
h З – сопротивление заслонки на дымососе принимается равным 20 Па;
h Д.ТР . - сопротивление дымовой трубы, Па (расчет в пункте 5.2) ТрДh. =34,19 Па;
Н С - самотяга дымовой трубы, Па (расчет в пункте 5.2) сН =259,26 Па.
Аэродинамическое сопротивление участка тракта [2. формула (7.4)], Па:
);(МТРБhhh

Где ТРh сопротивление трения на отдельном участке, Па;

Мh местные сопротивления на участке газохода, Па.
Сопротивление трения [2. формула (7.5)], Па: 2
2
э
тр

w
d
l
h

,

где  – коэффициент сопротивления трения, для стального газохода  =0,02;
l – суммарная длина газохода - канала, м; l =3+3+2=8 м.
w – скорость протекающей среды, w = 4 – 8 м/с;
эd – эквивалентный (гидравлический) диаметр, м;

– плотность протекающей среды, кг/м 3 .
Объемная плотность газа кг/м 3 : )273(
273
0
ср

Г
t

,
Где 30/052,1мкг - плотность дымовых газов при нормальных условиях.

Местные сопротивления [2. формула (7.9)], Па: 2
2

м
w
h


,
где  – коэффициент местного сопротивления, по [2. таблица 15]:
- плавное сужение (выход из ВЭК вход в газоход перед дымососом) принимаем
=0,1;
- колено 90º - 2 места, принимаем =1,2*2=2,4;
- колено 45º - 2 места , (плавный поворот) принимаем =0,355*2=0,71;
- расширение канала в трубу,  = (1- f/F) 2 = (1-0,5/0,9) 2 =0,19.
Для всего газового тракта принимаем, что скорость газа w = 6 м/с.

)46,121273(
273
*052,1

Г

=0,73 кг/м 3 .
2
6*73,0
*
67,0
8
02,0

2


трh

=3,13 Па.
2
6*73,0
*)19,02*355,02*2,11,0(
2


мh

=42,59 Па.

59,4213,3
Бh =45,72 Па.
26,25919,342072,45720830..
СТРДЗБкэкгНhhhhhh

=903,66 Па.

Проверка на подсос воздуха в тракте:
26,25919,342072,545..
СТРДЗБНhhh

= -159,34 Па

Т.к. данная величина получилась отрицательная, то продукты сгорания в
помещение поступать не будут.

5.3 Сопротивление участков воздушного тракта

Расход воздуха [2. формула (7.12)], м 3 /с:

273
273х.в0
рВ


t
VВVТ

,

где рВ
– расчетный расход топлива,-0,16 м 3 /с
0
V – теоретический объем воздуха, 10,99 м 3 /м 3 ;
Т – коэффициент расхода воздуха в топке котла, Т -1,1
х.вt =30 о С – температура холодного воздуха, принимается по заданию, °С.

273
27330
*1,1*99,10*16,0

ВV

=2,16 м 3 /с.

Рассчитаем сечение воздушного тракта исходя из полученного расхода
воздуха и рекомендованной скорости потока в диапазоне 8-10 м/с.
F=V B /w = 2,16/9=0,24 м 2
Рассчитаем сторону сечения квадратного воздуховода:
a= 24,0 =0,25 м
Примем сечение воздушного тракта 500×500 мм.
Соответственно его площадь F= 0,5 2 =0,25 м 2 .
Рассчитаем реальную скорость воздушного потока в воздуховоде:
w=V B /F=2,16/0,25 = 8,62 м/с
Данная скорость укладывается в заданный диапазон 8-10 м/с.
Эквивалентный диаметр [2. формула (7.9)], м: UFd4э ,
U=4*а=4*0,5=2,0 м. 0,2
25,0*4

эd

=0,50 м.

Объемная плотность воздуха, кг/м 3 : )273(
273
*0

хв

В
t

,

Где 30/293,1мкг - плотность воздуха при нормальных условиях.

)30273(
273
*293,1

В

=1,16 кг/м 3 .

Рис. 20 – Расчетная схема воздушного тракта длиной 22,3 м.
Аэродинамическое сопротивление участка тракта [2. формула (7.4)], Па:
);(МТРГБhhhh

Сопротивление трения [2. формула (7.5)], Па: 2*
2
w
d
l
h

э
тр

,

где h Г – сопротивление горелки h Г =1100 Па;
 – коэффициент сопротивления трения, для стального газохода  =0,02;

l – суммарная длина канала, м;
w – скорость протекающей среды, w = 9,4 м/с;
эd – эквивалентный диаметр, м;

– плотность, кг/м 3 .
Местные сопротивления [2. формула (7.9)], Па: 2
2
м
w
h

,
где  – коэффициент местного сопротивления, по [2. таблица 15]:
- колено 60º– 1 место, принимаем =0,56;
- колено 45º– 2 места, принимаем =2*0,355=0,71;
-тройник симметричный, принимаем =1,05;
-патрубок с отводом для забора воздуха, принимаем =0,2 без заслонки и =0,3
с заслонкой.
В соответствии с рис.5.1:
1 - 3 м;
2 - 5 м;
3 - 4 м;
4 - 1,5 м;
5 - 7 м;
6 - 1,8 м.
l =22,3 м.
Для всего воздушного тракта принимаем, что скорость 0w = 9,4 м/с.

2
4,9*16,1
*
5,0
3,22
02,0

2


трh

=45,71 Па.
2
4,9*16,1

*)3,02,005,12*355,056,0(

2


мh

=144,52 Па.

52,14471,451100
Бh =1290,23 Па.

5.4 Выбор дымососа и вентилятора

Дымосос и вентилятор должны преодолеть сопротивление газового
тракта при соответствующих расходах дымовых газов для одного котла.
Расчетная производительность для дымососа [2. формула (7.17)], м 3 /ч:

3600*760
*1
б

р
pVVср

,

где V – расход продуктов сгорания для дымососа, м 3 /с;
1 – коэффициент запаса по производительности, [2. таблица 18]- 1,05;
бр – барометрическое давление в месте установки машины, равное 760
мм.рт.ст.
Расчетное полное давление (напор), которое должен создавать дымосос
(вентилятор) [2. формула (7.18)], Па: п2рhН ,
где  2 –коэффициент запаса по напору по [2. таблица 18] – 1,1;
пh – перепад полных давлений в газовом тракте = h г = 968,65 Па
Приведенное давление [2. формула (7.19)], Па:

38
бхар
р

пр
р

рt
t
НН760
*
273
273293,1
0





,
где 0 – плотность перемещаемых газов при 0 °С и 760 мм. рт.ст., кг/м 3 ;
t – температура продуктов сгорания (воздуха) перед машиной, °С;
t хар – температура, для которой в каталоге приводится напор машины, [2.
Таблица 20]=200 °С.
Мощность потребляемая дымососом (вентилятором) [2. формула (7.20)], кВт:

760*273
*
293,1*
3600

0бхар
э
пр
рр

273
p
t
tНV
N







,

где э = (0,7 – 0,8) – КПД машины,
Расчетная мощность электродвигателя определяется по потребляемой
мощности с коэффициентом запаса 05,1з

[2], кВт: здвNN

,

Для дымососа:
15,4
срQ

м 3 /с. 1 =1,05.
3600*
760
760
*15,4*05,1
рQ

= 15669,7 м 3 /ч.

H p = 2
* h г = 66,903*1,1 =994,02 Па.
Полное расчетное давление:
760
760
*
200273
46,121273

*02,994*
196,1
293,1




пр
рН

=1018,88 Па.
Определяем мощность, потребляемую дымососом:
760
760
*
46,121
200273
*
293,1
052,1
*
75,0*3600
88,1018*7,15669





273N

=5,77 кВт.

Расчетную мощность электродвигателя определяем по потребляемой мощности
с коэффициентом запаса βз=1,05:
05,1*77,5
двN =6,06 кВт.
По [2. Таблица 20] выбираем дымосос ДН 10-1500 об/мин с посадкой рабочего

колеса на вал двигателя:

Марка
дымососа

Производи
тельность,
м 3 /ч

Напор
при t °C,
кПа

КПД, %

Масса
без
двигателя,
кг
Тип двигателя, мощность

ДН-10 19,60 · 10 3 2,21

t = 200 °C 83 677 4А-160S6 (11 кВт)

Для вентилятора:
ВV
=2,16 м 3 /с. 1

=1,05. 3600*
760
760
*16,2*05,1
рbQ

=8149,5 м 3 /ч.

2
=1,1; 66,903*1,1рН =994,02 Па.
Полное расчетное давление:

39

760
760
*
30273
30273
*02,994*
293,1
293,1




пр
рН

=1019 Па.

Определяем мощность, потребляемую вентилятором:

760
760
*
30
30273
*
293,1
293,1
*
75,0*3600
1019*5,8149





273N

=3,08 кВт.

Расчетную мощность электродвигателя определяем по потребляемой мощности
с коэффициентом запаса βз=1,05:
05,1*08,3
двN =3,23 кВт.

По каталогу выбираем вентилятор ВДН-9 с параметрами:

Тип электродвигателя
вентилятора

Установленная  мощность
двигателя,  кВт

Производительность
вентилятора, ×1000 м 3 /ч

Давление,
кПа
4А-160S6 11 14,65 2,78
Т.к. характеристики у выбранных вентилятора и дымососа избыточны, то
подключение их производим через частотный регулятор, тем самым мы
добьемся значительного понижения эксплуатационных расходов, и попадания
параметров работы в необходимые расчетные цифры.
5.5 Разработка схемы ГРП

Газорегуляторные установки размещаются в газифицированных зданиях
непосредственно в помещениях котельных или цехов, где находятся
газоиспользующие агрегаты, или в смежных помещениях, имеющих не менее
чем трехкратный воздухообмен в час и соединенных с первым открытым
проемом. Подача газа от ГРП к потребителям в других отдельно стоящих
зданиях не допускается.

Рис. 21 - Принципиальная схема газорегуляторного пункта:
1-предохранительно-сбросный клапан (сбросное устройство); 2-задвижки на
байпасной линии; 3-манометры; 4-импульсная линия ПЗК; 5-продувочный
газопровод; 6-байпасная линия; 7-расходомер газа; 8-задвижка на входе; 9-
фильтр; 10-предохранительно-запорный клапан (ПЗК); 11-регулятор давления
газа; 12-задвижка на выходе.

Газопроводы ГРП устроены из трех линий: основная, байпасная 6
(обводная) и рабочая. На основной линии газовое оборудование располагается в
следующей последовательности: запорное устройство на входе (задвижка 8);
продувочный газопровод 5; фильтр 9 для очистки газа от возможных
механических примесей; предохранительно-запорный клапан (ПЗК) 10,
автоматически отключающий подачу газа при повышении или понижении
давления газа в рабочей линии за установленные пределы; регулятор 11
давления газа, который снижает давление газа на рабочей линии и
автоматически поддерживает его на заданном уровне независимо от расхода
газа потребителями; запорное устройство (задвижка 12) на выходе из основной
линии.
На байпасной линии имеется продувочный газопровод 5, два запорных
устройства (задвижки 2), одно из которых используется для ручного
регулирования давления газа в рабочей линии во время выполнения ремонтных
работ на отключенной основной линии.
На линии рабочего давления (рабочая линия) устанавливается
предохранительно-сбросный клапан 1 (ПСК), который служит для сброса газа
через сбросную свечу в атмосферу при повышении давления газа в рабочей
линии выше установленного предела.
В ГРП устанавливаются следующие контрольно-измерительные приборы:
термометры для измерения температуры газа и в помещении ГРП; расходомер
газа 7 (газовый счетчик, дроссельный расходомер); манометры 3 для измерения
входного давления газа, давления в рабочей линии, давления на входе и выходе
газового фильтра.

Рис. 22 – Схема разводки газа к котлам:

1- входная задвижка; 2-предохранительная трубка; 3-термометр; 4-
измерительная диафрагма; 5-задвижка; 6-механический фильтр; 7-
манометр; 8-первая нитка; 9-предохранительный запорный клапан ПЗК;
10-регулятор давления универсальный Казанцева РДУК; 11-
предохранительный сбросной клапан; 12-байпас; 13-вторая нитка; 14-
задвижка байпаса; 15-газопровод низкого давления; 16-патрубок для
гидравлических испытаний; 17- предохранительный клапан низкого
давления ПКН; 18-измерительная диафрагма расхода газа на
теплогенератор; 19-поворотная заслонка ПЗ; 20-продувочная свеча
горелки; 21-горелка; 22-теплогенератор; 23-продувочная свеча; 24-
запальник.

 

Библиографический список

1. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Издание 3, переработанное и
дополненное СПб.: Изд. НПОЦКТИ, 1998. 256с.
2. А.П. Лумми, Н.Ф.Филипповский, Е.В. Черепанова. Расчет котельной
(тепловой и аэродинамический расчет). Методические указания к выполнению
курсового проекта. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2007.49с.
3. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам
малой производительности. М.: Энергоатомиздат, 1989. 487с.
4. Таблица № 13 «Объемы воздуха и продуктов сгорания газообразных топлив»
стр. 152
5. Таблица № 4 «Расчетные характеристики газообразных топлив» стр. 140
6. Котлы ДЕ и их горелочные устройства . Методические указания.
Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2007.- 26 с.
7. С.Л. Ривкин, А.А. Александров Справочник «Термодинамические свойства
воды и водяного пара» М.: Энергоатомиздат, 1984. 84с.