Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Характеристика района строительства тепловых сетей и тепловые нагрузки потребителей

1.1 Характеристика района

1.2 Определение отпуска тепла для района

1.3 Выбор схемы тепловой сети

2. Температурный график регулирования отпуска тепловой энергии

3. Гидравлический расчёт тепловой сети

3.1 Расчёт расхода сетевой воды для отпуска тепла

3.2 Определение потерь напора в тепловых сетях

3.3 Расчёт ответвлений

3.4 Пьезометрический график

4. Выбор конструктивных элементов тепловой сети

4.1 Выбор оборудования тепловых пунктов (элеватор)

4.2 Выбор опор трубопровода

4.3 Выбор секционирующих задвижек

4.4 Выбор каналов для прокладки трубопроводов

4.5 Расчёт и выбор сальниковых компенсаторов

4.6 Выбор камер

4.7 Тепловые потери изолированными теплопроводами

5. Расчет толщины тепловой изоляции

6. Расчет тепловой схемы котельной

6.1 Расчет тепловой схемы котельной в максимально - зимнем режиме

6.2 Расчет тепловой схемы котельной в режиме наиболее холодного месяца

6.3 Расчет тепловой схемы котельной в среднеотопительном режиме

6.4 Расчет тепловой схемы котельной в летнем режиме

7. Выбор оборудования котельной

7.1 Выбор основного оборудования

7.2 Выбор вспомогательного оборудования

7.3 Выбор насосного оборудования

8. Анализ автоматического регулирования отпуска теплоты на тепловых пунктах

8.1 Регулируемый элеваторный узел

8.2 Работа регулируемого элеваторного узла

8.3 Натурные испытания регулируемого элеваторного узла

8.4 Расчет экономической эффективности технического решения

8.5 Расчет работы регулируемого элеваторного узла до установки оборудования

8.6 Расчет отпуска теплоты после установки оборудования с регулируемым элеваторным узлом

8.7 Расчет эксплутационных затрат на электроэнергию

Введение

В настоящее время для централизованного теплоснабжения используются два типа источников тепла: районные котельные (РК) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). ТЭЦ используют лишь при наличии больших тепловых нагрузок. Если же сооружение ТЭЦ экономически нецелесообразно, применение находят районные котельные. Таким образом, вопросы теплоснабжения жилых районов от отопительных котельных приобретают актуальное значение.

В данном дипломном проекте требовалось спроектировать теплоснабжение завода и прилегающего жилого района от производственно-отопительной котельной. В результате проектирования решались следующие задачи:

а) разработка схемы тепловой сети завода и прилегающего района;

б) гидравлический расчет тепловой сети;

в) выбор конструктивных элементов тепловой сети;

г) расчет потерь теплоты в тепловых сетях;

д) расчет тепловой схемы котельной;

е) выбор основного и вспомогательного оборудования котельной.

Также в проекте рассмотрены вопросы охраны труда, охраны окружающей среды и экономики.

1. Характеристика района строительства тепловых сетей и тепловые нагрузки потребителей

1.1 Характеристика района

Проектируемая система теплоснабжения жилого микрорайона расположена в городе Майкопе. Климатологические данные города приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Климатологические данные г. Майкопа

Отопительный период
Продол- житель-ность n, сут	Температура воздуха, °С
	расчетная для проектирования отопления to, оС	средняя отопительного периода
148	-19	1,9

Теплоснабжение осуществляется от производственно-отопительной котельной. Регулирование отпуска тепла осуществляется по температурному графику 150 - 70°С.

В качестве теплоносителя для системы отопления и горячего водоснабжения задана перегретая вода с максимальной температурой в подающем трубопроводе 150 °С и в обратном 70 °С.

Система горячего водоснабжения закрытая.

На прокладываемом участке принята подземная прокладка трубопроводов. Общая площадь каждого здания задана в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Общие площади жилых зданий кварталов

№ жилого квартала	Жилые площади ,	Количество человек,
1	2	3
1	46700	2594
2	45500	2528
3	52300	2906
4	53400	2967
5	54000	3000
6	62500	3472
7	47700	2650
8	53400	2967
9	54000	3000
10	62000	3444
11	60000	3333
12	66000	3667
13	61000	3389
14	58000	3222
15	64000	3556
Итого	840500	46694

1.2 Определение отпуска тепла для района

На карте района города, снабжаемого теплом, указываем для каждого квартала расчётную нагрузку на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение с учётом тепловых потерь в сетях.

Максимальный тепловой поток на отопление:

Вт, (1.1)

где ? укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади, принимаемый по рекомендуемому приложению 2 / 1 /, Вт;

? общая площадь жилых зданий,

? коэффициент учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий,

Максимальный тепловой поток на вентиляцию:

Вт, (1.2)

где ? коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий; при отсутствии данных следует принимать равным: для общественных зданий, построенных после 1985 г. .

Средний тепловой поток на горячее водоснабжение:

, Вт, (1.3)

где количество человек;

а - норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре 55°С на одного человека в сутки, проживающего в здании с горячим водоснабжением принимаемая в зависимости от степени комфортности зданий по / 1 /, ;

- норма расхода воды на горячее потребляемой в общественных зданиях, при температуре 55°С, принимаемая в размере 25 л/сут на 1 чел.;

- температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период (при отсутствии данных принимается равной 5С);

- удельная теплоемкость воды, принимаемая в расчетах равной 4,187 кДж/(кг°С);

Нагрузки по расходу тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение для каждого квартала сведём в таблицу 1.3

Таблица 1.3 - Нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

№ потреби- теля	Расчетная тепловая нагрузка, МВт
	отопления, Qomax	вентиляции, Qvmax	горячего водоснабжения Qhm,
1	3	4	5
1	4,2	0,5	1,1
2	4,1	0,5	1,0
3	4,7	0,6	1,2
4	4,8	0,6	1,2
5	4,9	0,6	1,2
6	5,6	0,7	1,4
7	4,3	0,5	1,1
8	4,8	0,6	1,2
9	4,9	0,6	1,2
10	5,6	0,7	1,4
11	5,4	0,6	1,4
12	5,9	0,7	1,5
13	5,5	0,7	1,4
14	5,2	0,6	1,3
15	5,8	0,7	1,4
Итого	76	9,1	19

1.3 Выбор схемы тепловой сети

При разработке тепловой схемы трубопроводов используем тепловую карту района города с нанесёнными на ней кварталами, улицами, отметками высот и заданными тепловыми нагрузками.

Выбираем место расположения котельной его, исходя из преобладающего направления ветра в данной местности, таким образом, чтобы дымовые газы уносились в сторону от населённых пунктов города.

Далее проектируем трассу трубопроводов, делая это из следующих соображений:

1. Протяжённость всех наружных трубопроводов от котельной до потребителей должна быть минимальной. Это позволит сократить как стоимость самих трубопроводов, так и капитальные затраты на их прокладку.

2. Не рекомендуется пересекать трубопроводами площади, парки и зоны зелёных насаждений.

3. Для трассы трубопроводов должны быть использованы улицы, не загруженные городским транспортом. Это делается для того, чтобы обеспечить своевременный доступ к повреждённым участкам для ликвидации аварий, не вызывающий при этом нежелательных последствий в городской жизни (пробки, заторы, аварии).

Исходя из вышеперечисленных соображений, проектируется трасса трубопроводов в соответствии со всеми принятыми нормами.

Принимаем двухтрубную тупиковую тепловую сеть.

2. Температурный график регулирования отпуска тепловой энергии

Температурный график определяет режим работы тепловых сетей, обеспечивая центральное регулирование отпуска тепла. По данным температурного графика определяется температура подающей и обратной воды в тепловых сетях, а также в абонентском вводе в зависимости от температуры наружного воздуха.

При центральном отоплении регулировать отпуск тепловой энергии на источнике можно двумя способами:

- расходом или количеством теплоносителя, данный способ регулирования называется количественным регулированием. При изменении расхода теплоносителя температура постоянна.

- температурой теплоносителя, данный способ регулирования называется качественным. При изменении температуры расход постоянный.

В нашей стране используется второй способ регулирования или качественное регулирование.

Уравнение регулирования отпуска теплоты при зависимых схемах присоединения отопления в зависимости от температуры наружного воздуха представлено в виде:

, (2.1)

где, ? температура воздуха внутри помещения,

? температура наружного воздуха,

? расчетная температура для отопления, .

Температура воды в подающем трубопроводе в зависимости от тепловой нагрузки равна:

, (2.2)

где, ? температура воздуха внутри помещения,

? расчетная нагрузка на отопление, МВт;

? перепад температур между передающим и обратным трубопроводом,

? перепад температур после элеватора и обратным трубопроводом,

Температурный напор в нагревательных приборах при зависимых схемах присоединения системы отопления в расчетном зимнем режиме равен:

, (2.3)

где, ? температура воды в прямой линии,

? температура воды в обратной линии,

? температура воздуха внутри помещения, .

Температура воды в обратном в зависимости от тепловой нагрузки равна:

(2.4)

Температура воды после элеватора равна:

, (2.5)

Значения температуры сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха для климатических данных города Майкопа приведены в Таблице 5.1

Таблица 5.1 - Расчетные значения температур сетевой воды

,	,МВт	,	,	,	,
18	0,00	64,5	18	18	18
16	0,05	64,5	27,9	23,57	24,92
14	0,11	64,5	36,18	27,53	30,23
12	0,16	64,5	44	31,02	35,08
10	0,22	64,5	51,54	34,24	39,65
8	0,27	64,5	58,89	37,27	44,02
7	0,30	64,5	62,51	38,72	46,16
6	0,32	64,5	66,09	40,15	48,26
4,905	0,35	64,5	69,99	41,67	50,52
4	0,38	64,5	73,18	42,91	52,37
2	0,43	64,5	80,17	45,58	56,39
1	0,46	64,5	83,64	46,88	58,37
0	0,49	64,5	87,08	48,16	60,32
-2	0,54	64,5	93,92	50,67	64,19
-4	0,59	64,5	100,69	53,12	67,99
-6	0,65	64,5	107,41	55,51	71,73
-8	0,70	64,5	114,07	57,85	75,42
-10	0,76	64,5	120,69	60,15	79,07
-12	0,81	64,5	127,27	62,40	82,67
-14	0,86	64,5	133,81	64,62	86,24
-16	0,92	64,5	140,31	66,79	89,77
-18	0,97	64,5	146,78	68,94	93,26
-19	1,00	64,5	150,00	70,00	95,00

Температурный график регулирования отпуска тепловой энергии приведен на рис 2.



Рис 2. Температурный график регулирования отпуска тепловой энергии

3. Гидравлический расчёт тепловой сети

Основная задача гидравлического расчета состоит в определении диаметров труб по заданным расходам теплоносителя и удельным падениям давлений во всей сети или на отдельных ее участках.

По результатам гидравлического расчёта строим пьезометрический график, выбираем схему присоединения абонентов, подбираем насосное оборудование и др.

3.1 Расчёт расхода сетевой воды для отпуска тепла

Принимаем центральное температурное регулирование отпуска тепла по отопительной нагрузке. При таком способе регулирования расход воды на отопление и вентиляцию определим по формулам:

, (2.1)

где расчётные температуры в прямом и обратном трубопроводах.

Расчётный расход воды для горячего водоснабжения.

Для закрытой системы горячего водоснабжения расход воды на ГВС определим по формуле:

, (2.2)

где температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети в точке излома графика температуры воды, С;

температура воды после параллельно включенного водоподогревателя горячего водоснабжения в точке излома графика температур воды; рекомендуется принимать 3 = 30 С по приложению / 1 /.

Общий расход воды на участке:

, (2.3)

где коэффициент, учитывающий долю среднего расхода воды на ГВС.

Согласно / 1 / принимаем .

Данные по расходам сведём в таблицу 2.

Таблица 3.1 - Расходы сетевой воды для отпуска тепла

№ потребителя
1	2	3	4	5
1	45,2	5,4	22,7	73,3
2	44,0	5,3	22,1	71,4
3	50,6	6,1	25,4	82,1
4	51,7	6,2	26,0	83,8
5	52,2	6,3	26,3	84,8
6	60,5	7,3	30,4	98,1
7	46,1	5,5	23,2	74,9
8	51,7	6,2	26,0	83,8
9	52,2	6,3	26,3	84,8
10	60,0	7,2	30,1	97,3
11	58,0	7,0	29,2	94,2
12	63,8	7,7	32,1	103,6
13	59,0	7,1	29,7	95,7
14	56,1	6,7	28,2	91,0
15	61,9	7,4	31,1	100,4
Итого	813	97,6	408,6	1319,1

3.2 Определение потерь напора в тепловых сетях

Определяем на участках потери давления в трубопроводах на трение и местных сопротивлениях по формуле:

, (2.4)

где R - удельные потери давления на трение, Па/м;

приведенная длина трубопровода, м.

, (2.5)

где коэффициент гидравлического трения, определяем по формуле

, (2.6)

где шероховатость труб, мм.

Согласно /1/ принимаем, Кэ=0,5 мм для новых труб;

внутренний диаметр труб, мм.

сетевой расход воды на участке трубопровода, т/ч, принимается по таблице 2;

плотность воды, принимаем согласно /1/ .

Приведенная длина трубопровода:

, (2.7)

где длина участка трубопровода по плану, м,

доля потерь давления в местных сопротивлениях,

Скорость теплоносителя в трубопроводах определяется по формуле:

, (2.8)

где сечение трубопровода определяется по формуле:

, (2.9)

Узловые напоры на участках трубопровода определяются по формуле

м в. ст.,(2.10)

Все расчеты сведены в таблицу 2.2 с учетом того, что требуемый располагаемый напор на элеватор составляет 20 м в. ст.

Таблица 3.1 - Гидравлический расчет тепловой сети

Участок	Расход воды, Gi, т/ч	Фактическая длина трубопровода, l, м	Приведенная длина трубопровода, l', м	Удельные потери давления, R, Па/м	Скорость теплоносителя, v, м/с	Потери давления, ДН, Па	Узловые напоры, Р, м в. ст.	Внутренний диаметр трубы, Дi, мм
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Обратная магистральная линия
S'-A'	1319,13	620	806	23,84	1,28	19215,5	1,92	616
A'-B'	736,86	220	286	66,38	1,65	18985,2	3,82	406
B'-C'	565,48	310	403	74,58	1,62	30055,8	6,83	359
C'-D'	494,07	360	468	56,93	1,42	26644,6	9,49	359
D'-E'	337,12	370	481	26,51	0,97	12749,9	10,77	359
E'-F'	169,5	410	533	37,20	0,93	19828,6	12,75	259
Потеря напора у абонентов ДР=20 м в. ст.
	32,75
Прямая магистральная линия
F-E	169,5	410	533	37,20	0,93	19828,6	34,73	259
E-D	337,12	370	481	26,51	0,97	12749,9	36,01	359
D-C	494,07	360	468	56,93	1,42	26644,6	38,67	359
C-B	565,48	310	403	74,58	1,62	30055,8	41,68	359
B-A	736,86	220	286	66,38	1,65	18985,2	43,57	406
A-S	1319,1	620	806	23,84	1,28	19215,5	45,50	616
Ответвление A-M (обратная линия)	3.37
A'-M'	582,27	930	1209	41,5	1,30	50113	6,93	406
M'-N'	389,23	600	780	35,3	1,12	27561	9,69	359
N'-P'	204,03	320	416	9,7	0,58	4039	10,09	359
Потеря напора у абонентов ДР=20 м в. ст.
	30,09
Ответвление A-M (прямая линия)
P-N	204,03	400	520	9,7	0,58	5049	30,60	359
N-M	389,23	600	780	35,3	1,12	27561	33,35	359
M-A	582,27	930	1209	41,5	1,30	50113	38,37	406

3.3 Расчёт ответвлений

3.3.1 Определение недорасхода напора в ответвлении

Определяем недорасход напора в ответвлениях ДНд:

,(2.11)

где - потери давления в расчетной точке подающей магистрали, м.в. ст;

- потери давления в расчётной точке в ответвлении, м.в. ст.

Ответвление А-M:

м в.ст.

сли не погасить этот избыточный напор, то потребители получат больше воды, чем им полагается, а следующие по магистральной линии потребители недополучат расчетного количества воды. Поэтому погасим избыточные напоры при помощи диафрагм, устанавливаемых на участке присоединения ответвления к магистрали.

3.3.2 Определение диаметра отверстия дроссельной диафрагмы

Диаметр отверстия диафрагмы определяется по формуле

, (2.12)

где расход воды на участке , т/ч;

недорасход напора, м в. ст.

Ответвление А-N (dу=350 мм):



3.4 Пьезометрический график

Распределение давлений в тепловых сетях удобно изображать в виде пьезометрического графика, который дает наглядное представление о давлении или напоре в любой точке тепловой сети и поэтому обеспечивает большие возможности учета многочисленных факторов (рельеф местности, высота зданий, особенности абонентских систем и т. д.) при выборе оптимального гидравлического режима.

При построении пьезометрического графика принимаем:

?Нист= 25 м в.ст. - гидравлическое сопротивление у источника теплоты (гидравлическое сопротивление сетевого подогревателя вместе с пиковым водогрейным котлом);

?Нэл= 20 м в.ст.- располагаемый напор перед элеватором;

Но1 - напор создаваемый подпиточными насосами при работе сетевых насосов;

Но1= 20 м в. ст. (соответствует давлению в обратном трубопроводе у источника теплоты);

Но2 - статический напор

Но2= 20 м в. ст. (превышает на 5 м геометрическую отметку самой высокой точки потребителей теплоты).

Пьезометрический график представлен на рис.2.4.

Рис.3.4 Пьезометрический график тепловой сети

На графике используются следующие обозначения:

?Нсн - напор создаваемый сетевыми насосами;

?Нпод - потеря напора в подающей магистрали;

?Ноб - потеря напора в обратном трубопроводе.

В результате анализа построенного пьезометрического графика в таблицу 2.4 заносим значения давлений в узловых точках:

Нсн - статический напор в нижней точке здания потребителя теплоты;

Ндн - динамический напор в нижней точке здания потребителя теплоты;

Нсв - статический напор в верхней точке здания потребителя теплоты;

Ндв - динамический напор в верхней точке здания потребителя теплоты;

Нрас- располагаемый напор в узловой точке у потребителя теплоты.

Таблица 3.4 - Давления в узловых точках пьезометрического графика

Точка	Нсн , мв. ст.	Нсв, мв. ст.	Ндн, мв. ст.	Ндв, мв. ст.	Нрас, мв.ст.
B	30,0	15,0	33,8	18,8	37,9
C	28,0	13,0	34,8	19,8	31,8
D	27,0	12,0	36,5	21,5	26,5
E	23,0	8,0	33,8	18,8	25,2
F	20,0	5,0	32,7	17,7	20,0
M	25,0	10,0	31,9	16,9	26,4
N	30,0	15,0	39,7	24,7	23,3
P	32,0	17,0	42,1	27,1	20,0

Из таблицы наблюдается выполнение следующих условий:

- Динамический и статический напоры превышают на 5 м в. ст. геометрические отметки верхних этажей зданий;

- Динамический и статический напоры в нижних этажах зданий не превышают 60 м в. ст. (предельно-допустимое давление для отопительных приборов);

- Располагаемый напор во всех зданиях превышает или равен 20 м в. ст.

На основании проведенного анализа пьезометрического графика принято осуществить присоединение абонентов по зависимой схеме, т. е. присоединение абонентов к системе отопления осуществляется через элеватор.

4. Выбор конструктивных элементов тепловой сети

4.1 Выбор оборудования тепловых пунктов (элеватор)

Элеваторы применяются при непосредственном присоединении водяных систем отопления жилых и общественных зданий к тепловым сетям с перегретой водой и служат для понижения температуры воды, поступающей в местную систему отопления и для обеспечения ее циркуляции.

Работа элеватора заключается в подмешивании к перегретой воде обратной воды местной системы и повышений давления смешанной воды до величины большей, чем давление в обратном трубопроводе. Для нормальной работы элеватора, необходимо иметь разность давлений в подающей и обратной трубах тепловой сети на вводе достаточную для преодоления гидравлических сопротивлений элеватора и местной системы отопления.

Основной расчетной характеристикой для элеваторов является коэффициент смешения, он определяется по формуле:

, (3.1)

где ф1 - температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети, °С,

ф1=150 °С;

ф2 - температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети, °С,

ф2=70 °С.

ф3 - температура воды в подающем трубопроводе отопительной системы после смесительного устройства, °С,

ф3=95 °С.

.

При подборе элеваторов коэффициент смешения принимается на 15% выше его расчетного значения с учетом возможности наладки присоединенной системы,

.

Диаметр горловины элеватора рассчитывается по формуле

,

(3.2)

где расход воды для отопления абонента, т/ч;

потери напора в системе отопления, м в. ст.,

Принимаем Нм=1,0 м в.ст.

Стандартный элеватор выбирается с ближайшим меньшим диаметром горловины.

Минимальный напор, при котором обеспечивается нормальная работа элеватора, определим по формуле:

м в.ст. (3.3)

где потери напора в системе отопления, м в. ст.

коэффициент смешения.

Принимаем располагаемый напор перед элеватором м в.ст.

Диаметр выходного отверстия сопла элеватора рассчитывается по формуле:

, (3.4)

Рассчитаем элеваторы для абонентов, подключенных в точке D.

Тепловую нагрузку на отопление одного дома принимаем равной Qо = 3 МВт.

где расход сетевой воды на отопление абонента, т/ч;

.

Диаметр горловины элеватора:

.

Стандартный элеватор выбирается с ближайшим меньшим диаметром горловины (dг =59 мм): принимаем элеватор №7 таблица 4-4 /4 /.

Диаметр выходного отверстия сопла элеватора рассчитывается по формуле

.

4.2 Выбор опор трубопровода

Для закрепления трубопроводов при температурных удлинениях применяются неподвижные щитовые железобетонные опоры.

Опоры выбираются по условному диаметру трубопровода.

Выбор неподвижных опор сведен в таблицу 3.2.a

Таблица 3.2.а - Неподвижные опоры трубопроводов

Расчетные точки	Диаметр трубопровода (условный) Ду, мм	Тип неподвижной опоры
S	600	НО - 3 - 2
А	600	НО - 3 - 2
В	400	НО - 3 - 1
С	350	НО - 2 - 2
D	350	НО - 2 - 2
Е	350	НО - 2 - 2
F	250	НО - 2 - 1
M	400	НО - 3 - 1
N	350	НО - 2 - 2
P	350	НО - 2 - 2

Выбор подвижных опор сведён в таблицу 3.2.б.

Таблица 3.2.б - Подвижные опоры трубопроводов

Участок	Условный диаметр трубопровода Ду, мм	Марка опоры	Расстояние между опорами, м	Кол-во, шт
S-A	600	ОП-7	10	62
A-B	400	ОП-5	10	22
B-C	350	ОП-4	8	39
C-D	350	ОП-4	8	45
D-E	350	ОП-4	8	46
E-F	250	ОП-3	8	51
A-M	400	ОП-5	10	93
M-N	350	ОП-4	8	75
N-P	350	ОП-4	8	40

4.3 Выбор секционирующих задвижек

Секционирующие задвижки устанавливают по длине теплотрассы, чтобы иметь возможность отключать участки тепловой сети для обслуживания и ремонта. Расстояние, на котором они устанавливаются одна от другой, зависит от условного диаметра трубопровода. Т.к. условный диаметр не превышает 700 мм, секционирующие задвижки устанавливают через 800 метров в теплофикационных камерах.

Задвижки выбираются по условному диаметру трубопровода, условному давлению, температуре.

Выбор секционирующих задвижек сведен в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Выбор секционирующих задвижек

Участок	Условный диаметр Ду, мм	Тип задвижки
S-A	600	Тип 30с927нж; P=2,45 МПа; T<=300
A-B	400	Тип 30с572нж; P=2,45 МПа; T<=300
D-E	350	Тип 30с572нж; P=2,45 МПа; T<=300
M-N	400	Тип 30с572нж; P=2,45 МПа; T<=300

4.4 Выбор каналов для прокладки трубопроводов

Канальные прокладки предназначены для защиты трубопроводов от механического воздействия грунтов и коррозионного влияния почвы.

Выбор каналов в зависимости от условного диаметра трубопровода сведен в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Выбор каналов для прокладки трубопроводов

Участок	Условный диаметр трубопровода, Ду, мм	Марка канала
S-A	600	КЛс 120 - 120
A-B	400	КЛс 150 - 60
B-C	350	КЛс 150 - 60
C-D	350	КЛс 150 - 60
D-E	350	КЛс 150 - 60
E-F	250	КЛ 120 - 60
A-M	400	КЛ 150 - 60
M-N	350	КЛ 150 - 60
N-P	350	КЛ 150 - 60

4.5 Расчёт и выбор сальниковых компенсаторов

Для уменьшения напряжений, возникающих при удлинении трубопровода, возникающих в результате нагрева, применяются компенсаторы различных типов.

Сальниковые компенсаторы по своей конструкции делятся на односторонние и двусторонние, которые состоят из корпуса и подвижного стакана.

Тепловое удлинение трубопровода между опорами:

, (3.6)

где коэффициент линейного удлинения стали, мм/м·°С,

;

действительная длина трубопровода между неподвижными опорами, мм;

температура теплоносителя, °С, ф1=150 °С;

°С из таблицы 1.1.

По условному диаметру трубопровода выбираем тип компенсатора и их компенсирующие способности.

Определим количество сальниковых компенсаторов на участках трубопровода по формуле:

, (3.7)

где тепловое удлинение трубопровода, мм;

компенсирующая способность компенсатора, мм.

Выбор компенсаторов сведём в таблицу 3.5.

Таблица 3.5 - Выбор компенсаторов

Участок	Условный диаметр трубопровода Ду, мм	Длина, м	Тепловое удлинение Дl, мм	Марка компенса- тора	Компенсир. способность Дlкомп, мм	Кол-во, шт.
S-A	600	620	1257,4	T1.70	2x500	2
A-B	400	220	446,2	T1.64	2x500	1
B-C	350	310	628,7	T1.62	2x400	1
C-D	350	360	730,1	T1.62	2x400	1
D-E	350	370	750,4	T1.62	2x400	1
E-F	250	410	831,5	T1.58	2x400	2
A-M	400	930	1886,0	T1.66	2x500	3
M-N	350	600	1216,8	T1.62	2x400	2
N-P	350	320	649,0	T1.62	2x400	1

4.6 Выбор камер

Камеры устанавливают по трассе подземных трубопроводов для размещения в них задвижек, сальниковых компенсаторов, неподвижных опор, ответвлений, дренажных и воздушных устройств, измерительных приборов. Расстояния между камерами обычно принимают равными расстояниям между неподвижными опорами. Внутренние габариты камер зависят от числа и диаметров труб, размеров оборудования. Высота камер принимается не менее 2 м. Выбор камер сведен в таблицу 3.6.

Таблица 3.6 - Выбор тепловых камер

Точка	Размеры камер, м	Высота, м
		внутренняя	наружная
S	3,0 х3,0 (3,26 х 3,26)	3,4	3,71
А	3,0 х3,0 (3,26 х 3,26)	3,4	3,71
В	3,0 х3,0 (3,26 х 3,26)	3,4	3,71
С	2,6 х2,6 (2,86 х 2,85)	2	2,31
D	2,6 х2,6 (2,86 х 2,85)	2	2,31
Е	2,6 х2,6 (2,86 х 2,85)	2	2,31
F	2,6 х2,6 (2,86 х 2,85)	2	2,31
М	3,0 х3,0 (3,26 х 3,26)	3,4	3,71
N	2,6 х2,6 (2,86 х 2,85)	2	2,31
P	2,6 х2,6 (2,86 х 2,85)	2	2,31

4.7 Тепловые потери изолированными теплопроводами

Определяем тепловые потери по длине трубопровода на 1 м по формуле:

, (3.8)

где норма тепловых потерь при разности среднегодовых температур воды и температуре в канале, Вт/м;

средняя температура между температурами воды в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, °С,

.

температура воздуха в канале, °С, принимаем равной 5 °С;

средняя температура теплоносителя в подающем и обратном трубопроводе, определяется по температурному графику отпуска теплоты (приложение 1):

.

Определяем тепловые потери по всей длине трубопровода по формуле

 , (3.9)

где коэффициент, учитывающий вид прокладки теплосети, для канальной прокладки согласно /1/ принимаем

действительная длина трубопровода по плану, м.

Все расчеты сведены в таблицу 3.7.

Таблица 3.6 - Тепловые потери изолированными трубопроводами

Участок	Условный диаметр трубопро- вода Ду, мм	Длина тру- бопровода l, м	qlнорм , Вт/м	ql, Вт/м	Q, кВт
S-A	600	620	129	69,77	50,23
A-B	400	220	61	32,99	15,84
B-C	350	310	79	42,72	17,94
C-D	350	360	79	42,72	17,94
D-E	350	370	79	42,72	17,94
E-F	250	410	61	32,99	9,90
A-M	400	930	96	51,92	24,92
M-N	350	600	79	42,72	17,94
N-P	350	320	79	42,72	17,94
Итого	240,8

5. Расчет толщины тепловой изоляции

Выбираем в качестве материала тепловой изоляции ватин базальтовый.

Он представляет собой слой базальтового супертонкого волокна, прошитого стеклянными нитями. Коэффициент теплопроводности изоляции равен:

Тепловые потери через изолированную поверхность двухтрубных тепловых сетей определяются по формуле:

(4.1)

где линейные плотности теплового потока от подающего и обратного трубопроводов, Вт/м; Принимаются по таблице /номер/ ;

К коэффициент дополнительных потерь, учитывающий теплопотери через теплопроводные включения в теплоизоляции, обусловленных наличием крепежных деталей и опор. При условном проходе до 350 мм принимаем К=1,15;

Rкан? термическое сопротивление теплоотдаче от воздуха к поверхности канала, мС/Вт.

(4.2)

где, ширина канала, м;

высота канала, м;

к - коэффициент теплоотдачи в канале, принимаем к =11 Вт/(м2С);

- термическое сопротивление грунта определяется по формуле

(4.3)

где глубина закладки трубопровода, м;

гр? теплопроводность грунта, Вт/(мС).

Для песка принимаем

Температура воздуха в канале tкан :

(4.4)

где ? температуры подающего и обратного трубопроводов, С;

? термические сопротивления изоляции подающего и обратного трубопроводов, мС/Вт.

,(4.5)

(4.6)

где d1, d2? наружные диаметры подающего и обратного трубопроводов, м;

? термические сопротивления теплоотдаче от поверхности изоляции подающего и обратного трубопроводов, (мС)/Вт.

(4.7)

(4.8)

где толщины изоляции подающего и обратного трубопроводов, м.

Для определения толщины изоляции подающего и обратного трубопроводов предварительно вычисляют температуру воздуха в канале по формуле:

(4.9)

Таблица 4.4 - Нормы плотности теплового потока, через поверхность изоляции трубопроводов двухтрубной подземной канальной прокладки водяных тепловых сетей

Наружный диаметр трубы, мм	Нормы плотности теплового потока для подающей (65 °С) и обратной трубы (50 °С) При числе часов работы в год 5200 и менее	Нормы плотности теплового потока для подающей (90 °С) и обратной трубы (50 °С), Вт/м При числе часов работы в год 5200 и менее
57	29	34
76	32	39
89	35	42
108	39	47
133	44	53
159	49	59
219	50	71
273	71	83
325	81	94
426	98	115
480	107	125
530	118	137
630	134	156
720	151	175
820	168	195
920	186	216

Затем вычисляются для каждого трубопровода величины по формулам:

(4.9)

(4.10)

(4.11)

(4.12)

где, приближенные значения и принимаются по таблице //.

Вычисляют значения толщин изоляции по формулам:

,(4.13)

(4.14)

Результаты вычислений толщины слоя тепловой изоляции для прямого трубопровода сведем в таблицу 4.5.

Таблица - 4.5 Расчет толщины тепловой изоляции для прямого трубопровода

Диаметр трубопровода, Di, мм	Длина трубопровда, l, м	Канал трубопровода	Температура воздуха в канале, °С	Толщина изоляции, мм
616	620	КЛс 120-120	16,9	28,3
406	220	КЛс 150-60	13,0	27,8
359	310	КЛс 150-60	11,0	32,2
359	360	КЛ 150-60	11,0	32,2
359	370	КЛ 150-60	11,0	32,2
259	410	КЛс 120-60	8,7	33,1
406	930	КЛс 150-60	13,0	27,8
359	600	КЛс 150-60	11,0	32,2
359	320	КЛс 150-60	11,0	32,2

6. Расчет тепловой схемы котельной

Пар от производственно - отопительной котельной используется технологическими потребителями и на приготовление горячей воды, направляемой в систему теплоснабжения. Приготовление горячей воды производится в сетевых подогревателях, устанавливаемых в котельной.

Принципиальная тепловая схема производственно - отопительной котельной с отпуском теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в закрытую систему теплоснабжения представлена на

В дипломном проекте была разработана тепловая схема производственно-отопительной котельной с атмосферным деаэратором. Проектируемая котельная должна обеспечивать покрытие заданных тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Расчёт тепловой схемы производим для четырех режимов: максимально-зимнего, самого холодного месяца, среднеотопительного, летнего.

Принципиальная тепловая схема производственной - отопительной котельной с отпуском теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в закрытую систему теплоснабжения представлена на чертеже /развернутая тепловая схема котельной/.

Тепловые нагрузки котельной с учетом потерь в наружных сетях при максимально зимнем режиме следующие: на отопление и вентиляцию 84 МВт; на горячее водоснабжение 19 МВт. Тепловые сети работают по температурному графику 150 - 70°С. Система ГВС закрытая.

Заданные технологические нагрузки котельной :

1) Расход пара D1 = 10 т/ч, р1 =1,4 МПа, µ1= 0,7, t к1 = 80 °С,

nпр1= 6000 ч/год .

2) Расход пара D2 = 20 т/ч, р2 =0,8 МПа, µ 2= 0,8, t к2 = 60 °С,

nпр2= 8400 ч/год,

где б - доля возврата конденсата.

р - давление пара,

tк - температура возвращаемого конденсата, °С.

nпр - годовое число часов использования технологической нагрузки,

ч/год.

6.1 Расчет тепловой схемы котельной в максимально - зимнем режиме

6.1.1 Определение расхода пара на выходе из котельной

Общую расчетную тепловую нагрузку потребителей системы теплоснабжения определяем по формуле:

Расход воды на подогреватели сетевой воды определяется по формуле:

,

где Q - расчетная общая тепловая нагрузка потребителей системы теплоснабжения, МВт;

с - удельная теплоемкость воды с=4,187 кДж/кг;

t1 - температура воды перед сетевыми подогревателями, °С, t1=150 °С;

t2 - температура воды после сетевых подогревателей, °С, t2=70 °С.

Расход пара на подогреватели сетевой воды определяется по формуле

,

где h''роу - энтальпия редуцированного пара перед подогревателями сетевой воды, кДж/кг, h''роу=2768 кДж/кг при давлении 0,8 МПа принимается по //;

tк - температура конденсата после подогревателей сетевой воды, принимаем tк =75 °С;

з - КПД сетевого подогревателя, для различных подогревателей собственных нужд принимается равным 0,98.

Расход редуцированного пара внешними потребителями равен

D''роу=Dп.с.в+D2,

D''роу=154,2+20=174,2 т/ч.

Расход свежего пара на теплоснабжение определяется по формуле

,

где tп.в. - температура питательной воды tп.в.=104 °С при давлении 0,12 МПа принимается по //;

h'роу - энтальпия свежего пара h'роу=2789 кДж/кг при давлении 1,41 МПа принимается по//.

D'вн=174,2·=172,6 т/ч.

Количество воды, впрыскиваемой в редукционно - охладительную установку определяется по формуле

Gроу=D''роу·

Gроу=172,6·=1,55 т/ч.

Расход свежего пара внешними потребителями определяется по формуле

Dвн=D'вн+D1,

где D1 - расход свежего пара на технологические нужды, т/ч.

Dвн=172,6+10=182,6 т/ч.

Расход пара на собственные нужды котельной определяется по формуле

D'с.н.=0,01·Кс.н.·Dвн,

тепловой сеть нагрузка изоляция

где Кс.н. - расход пара на собственные нужды котельной (подогрев сырой и химически очищенной воды, расход на деаэратор) в процентах расхода внешними потребителями, принимаем равным 5 %.

D'с.н.=0,01·5·182,6=9,13 т/ч.

Расход пара на покрытие потерь в котельной определяется по формуле

Dп=0,01·Кп·(Dвн+D'с.н.),

где Кп - процент расхода пара на покрытие потерь в котельной, %, принимаем равным 3 %.

Dп=0,01·3·(182,6+9,13)=5,75 т/ч.

Суммарный расход пара на собственные нужды и покрытие потерь в котельной определяется по формуле

Dс.н.=D'с.н.+Dп,

Dс.н.=9,13+5,75=14,89 т/ч.

Суммарная паропроизводительноть котельной определяется по формуле

D=Dвн+Dс.н,

D=182,6+14,89=197,53 т/ч.

6.1.2 Определение расхода конденсата

Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной определяются по формуле

где - доли возврата конденсата от первого и второго технологических потребителей пара (по заданию)

D1, D2-отпуск пара технологическим потребителям, D1=10 т/ч; D2=20 т/ч;

Кк - потери конденсата в цикле котельной установки, процентов суммарной паропроизводительности котельной, принимаем равными 3 %.

6.1.3 Расчет расширителя непрерывной продувки

Количество воды, поступающей с непрерывной продувкой в расширитель, определяется по формуле

Gпр=0,01·Рпр·D,

где Рпр - процент продувки, принимаем равным 5 %.

Gпр=0,01·5·197,21=9,9 т/ч.

Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, определяется по формуле

Dрасш=

где tх.в. - температура котловой воды, принимаем tх.в.=200 °С;

х - степень сухости пара, выходящего из расширителя непрерывной продувки, принимаем х=0,98;

h''расш - энтальпия пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, h''расш=2683 кДж/кг при давлении 0,12 МПа

принимаеться по //.

Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки определяется по формуле

Gрасш=Gпр-Dрасш,

Gрасш=9,9-1,81=8,1 т/ч.

6.1.4 Расчет подогревателя подпиточной воды перед ХВО

Расход подпиточной воды для покрытия утечек в системе теплоснабжения определяется по формуле:

где Ктс - потери воды в теплосети принимаем равными 2 %.

Расход химически очищенной воды определяется по формуле:

Gх.о.в.=12,9+22,1+8,1+5,75=48,9 т/ч.

Расход сырой воды определяется по формуле

Gс.в.=Кх.о.в.·Gх.о.в.,

где Кх.о.в. - коэффициент, учитывающий расход сырой воды на собственные нужды химводоочистки, принимаем равным 1,3.

Gс.в.=1,3·48,9=61,1 т/ч.

Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки определяется по формуле

,°С,

где - температура воды в дренаже грунта, принимаем

tс.в. - температура сырой воды в зимний период, °С, tс.в.=5 °С.

=13,3 °С.

Расход пара на подогреватель сырой воды определяется по формуле

где tх.в.о.-температура сырой воды после подогревателя, принимаем tх.в.о.=30 °С;

tкроу - температура конденсата редуцированного пара, принимаем, tкроу=170 °С .

Dс.в.=61,1·=2,13 т/ч.

6.1.5 Расчет охладителя деаэрированной воды

Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды определяется по формуле

,°С,

где t'х.о.в. - температура химически очищенной воды на входе в охладитель деаэрированной воды, принимаем t'х.о.в.=28 °С;

tп.в. - температура питательной воды на входе в охладитель, tп.в.=104 °С;

t2 - температура деаэрированной воды после охладителя, принимаем t2=70 °С.

t''х.о.в.=28+.

Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором определяется по формуле

Dх.о.в.=,

где tк - температура химически очищенной воды после подогревателя, tк=75 °С.

Dх.о.в.==3,21 т/ч.

Суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора определяется по формуле

Gд=Gх.о.в.+µ1 D1+ µ2D2 +Dх.о.в.+ Dс.в + Dп.с.в.+Dрасш,

Средняя температура воды в деаэраторе определяется по формуле

=

=91,9 °С.

Расход греющего пара на деаэратор определяется по формуле

6.1.6 Расход деаэрированной воды

Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной определяется по формуле

Dс.н.роу=Dд+Dх.о.в.+Dс.в.,

Dс.н.роу=5,4+3,21+2,13=10,71 т/ч.

Расход свежего пара на собственные нужды котельной определяется по формуле

Dс.н.=Dс.н.роу·,

Dс.н.=10,71·=10,61 т/ч.

Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода пара на собственные нужды определяется по формуле

Dк=(Dвн+Dс.н)+0,01·Кп·(D'вн+Dс.н.),

Dк=(182,6+10,61)+0,01·3·(172,6+10,61)=198,8 т/ч.

Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной определяется по формуле

ДD=,%,

ДD=

Т.к. невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной меньше 3 %, то расчет считается законченным.

6.2 Расчет тепловой схемы котельной в режиме наиболее холодного месяца

Расчеты произведены в том же порядке, что и для расчетного режима. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.1.

6.3 Расчет тепловой схемы котельной в среднеотопительном режиме

Расчеты произведены в том же порядке, что и для расчетного режима. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.1.

6.4 Расчет тепловой схемы котельной в летнем режиме

6.4.1 Определение расхода пара на выходе из котельной

Так как тепловая нагрузка состоит только из нагрузки на горячее водоснабжение, то расход воды на подогреватели сетевой воды для закрытой системы теплоснабжения определяется по формуле

где расчетная тепловая нагрузка , 19 МВт;

температура воды в прямой линии,

температура воды в обратной линии,

G = = 466,4 т/ч.

Расход пара на горячее водоснабжение равен

где теплосодержание греющего пара, при давлении 0,8 МПа принимается 2768 кДж/кг по //,

КПД теплообменника, принимается равным 0,98;

.

Расход редуцированного пара внешними потребителями равен

D''роу = Dпсв + D2 ,

D''роу = 28,4 +20 = 48,4 т/ч.

Расход свежего пара на теплоснабжение определяется по формуле

,

где tп.в. - температура питательной воды tп.в.=104 °С при давлении 0,12 МПа принимается по //;

h'роу - энтальпия свежего пара h'роу=2789 кДж/кг при давлении 1,41 МПа принимается по//.

D'вн = 48,4· = 48,0 т/ч.

Количество воды, впрыскиваемой в редукционно - охладительную установку определяется по формуле

Gроу=D''роу·

Gроу = 48,4· = 0,43 т/ч.

Расход свежего пара внешними потребителями определяется по формуле

Dвн = D'вн+D1

где D1 - расход свежего пара на технологические нужды давлением, т/ч,

Dвн = 48,0+10 = 58,0 т/ч.

Расход пара на собственные нужды котельной определяется по формуле

D'с.н .= 0,01·Кс.н.·Dвн,

где Кс.н. - расход пара на собственные нужды котельной (подогрев сырой и химически очищенной воды, расход на деаэратор) в процентах расхода внешними потребителями, принимаем равным 5 %.

D'с.н. = 0,01·5·58,0 = 2,90 т/ч.

Расход пара на покрытие потерь в котельной определяется по формуле

Dп = 0,01·Кп·(Dвн+D'с.н.),

где Кп - процент расхода пара на покрытие потерь в котельной, %, принимаем равным 3 %.

Dп = 0,01·3·(58,0+2,90) = 1,83 т/ч.

Суммарный расход пара на собственные нужды и покрытие потерь в котельной определяется по формуле

Dс.н. = D'с.н.+Dп,

Dс.н.= 2,90+1,83=4,73 т/ч.

Суммарная паропроизводительность котельной определяется по формуле

D=Dвн+Dс.н,

D = 58,0+4,73= 62,73 т/ч.

6.4.2 Определение расхода конденсата

Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной определяются по формуле

где - доли возврата конденсата от первого и второго технологических потребителей пара (по заданию)

D1, D2-отпуск пара технологическим потребителям, D1=10 т/ч; D2=20 т/ч;

Кк - потери конденсата в цикле котельной установки, процентов суммарной паропроизводительности котельной, принимаем равными 3 %.

6.4.3 Расчет расширителя непрерывной продувки

Количество воды, поступающей с непрерывной продувкой в расширитель, определяется по формуле

Gпр = 0,01·Рпр·D,

где Рпр - процент продувки, принимаем равным 5 %.

Gпр = 0,01·5·62,73 = 3,1 т/ч.

Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, определяется по формуле

Dрасш=

где tх.в. - температура котловой воды, принимаем tх.в.=200 °С;

х - степень сухости пара, выходящего из расширителя непрерывной продувки, принимаем х=0,98;

h''расш - энтальпия пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, h''расш=2683 кДж/кг при давлении 0,12 МПа принимается по //.

Dрасш = = 0,57 т/ч.

Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки определяется по формуле

Gрасш = Gпр-Dрасш,

Gрасш = 3,1-0,57 = 2,6 т/ч.

Расчет подогревателя подпиточной воды перед ХВО

Расход подпиточной воды для покрытия утечек в системе теплоснабжения определяется по формуле:

где Ктс - потери воды в теплосети принимаем равными 2 %.

Расход химически очищенной воды определяется по формуле:

Gх.о.в.=8,9+4,1+2,6+1,83=17,4 т/ч.

Расход сырой воды определяется по формуле

Gс.в. = Кх.о.в.·Gх.о.в.,

где Кх.о.в. - коэффициент, учитывающий расход сырой воды на собственные нужды химводоочистки, принимаем равным 1,3.

Gс.в.= 1,3·17,4 = 21,7 т/ч.

Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки определяется по формуле

,°С,

где - температура воды в дренаже грунта, принимаем

tс.в. - температура сырой воды в летний период, °С, tс.в.=15 °С.

=22,1 °С

Расход пара на подогреватель сырой воды определяется по формуле

где tх.в.о.-температура сырой воды после подогревателя, принимаем tх.в.о.=30 °С;

tкроу - температура конденсата редуцированного пара, принимаем, tкроу=170 °С .

Dс.в.=21,7·=0,37 т/ч.

6.4.4 Расчет охладителя деаэрированной воды

Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды определяется по формуле

t''х.о.в. = t'х.о.в.+, °С,

где t'х.о.в. - температура химически очищенной воды на входе в охладитель деаэрированной воды, °С, t'х.о.в.=28 °С;

tп.в. - температура деаэрированной (питательной) воды на входе в охладитель, °С, tп.в.=104 °С;

t2 - температура деаэрированной воды после охладителя, °С, принимаем t2=70 °С;

t''х.о.в. = 28+ =36,0 °С.

Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором определяется по формуле

Dх.о.в.=,

где tк - температура химически очищенной воды после подогревателя, tк=75 °С;

Dх.о.в. = = 1,4 т/ч.

Суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора определяется по формуле

Gд=Gх.о.в.+µ1 D1+ µ2D2 +Dх.о.в.+ Dс.в + Dп.с.в.+Dрасш,



Средняя температура воды в деаэраторе определяется по формуле:

=91,3 °С.

Расход греющего пара на деаэратор определяется по формуле

Dд = = 1,7 т/ч.

Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной определяется по формуле

Dс.н.роу=Dд+Dх.о.в.+Dс.в.,

Dс.н.роу = 1,7+1,4+0,37=3,50 т/ч.

Расход свежего пара на собственные нужды котельной определяется по формуле

Dс.н.=Dс.н.роу·,

Dс.н. = 3,50·=3,47 т/ч.

Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода пара на собственные нужды определяется по формуле

Dк=(Dвн+Dс.н)+0,01·Кп·(D'вн+Dс.н.),

Dк=(58+3,50)+0,01·3·(3,47+48)=63 т/ч.

Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной определяется по формуле

ДD=,%,

ДD = = 0,45 %.

Т.к. невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной меньше 5 %, то расчет считается уточненным.

Результаты расчетов сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - результаты расчетов тепловой схемы котельной

Физическая величина	Обоз- наче- ние	Значение величины при режимах
		Макси-мально-зимнем	Наи-более холодного месяца	Средне-отопи-тельном	Летнем
1	2	3	4	5	6
Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление	Ко.в.	1	0,497	0,403	-
Расход воды на подогреватели сетевой воды, т/ч	G	1107,0	653,5	567,5	466,4
Расход пара на подогреватели сетевой воды, т/ч	Dп.с.в.	154,2	91,0	79,0	28,4
Расход редуцированного пара внешними потребителями, т/ч	D''роу	174,2	111,0	99,0	48,44
Расход свежего пара на теплоснабжение, т/ч	D'вн	172,6	110,0	98,2	48,0
Расход свежего пара внешними потребителями, т/ч	Dвн	182,6	120,0	108,2	58,0
Количество воды, впрыскиваемой в редукционно - охладительную установку, т/ч	Gроу	1,55	0,99	0,88	0,43
Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч	D'с.н.	9,13	6,0	5,41	2,90
Расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч	Dп	5,75	3,78	3,41	1,83
Суммарный расход пара на собственные нужды и покрытие потерь, т/ч	Dс.н.	14,89	9,78	8,82	4,73
Суммарная паропроизводительность, т\ч	D	197,53	129,81	116,98	62,73
Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч	Gкпот	12,9	10,09	10,5	8,9
Расход химически очищенной воды, т\ч	Gх.о.в.	48,9	33,0	30,0	17,4
Расход сырой воды, т/ч	Gс.в.	61,1	41,3	37,6	21,7
Количество воды, поступающей с непрерывной продувкой в расширитель, т\ч	Gпр	9,9	6,5	5,8	3,1
Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч	Dрасш	1,81	1,19	1,07	0,57
Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч	Gрасш	8,1	5,3	4,8	2,6
Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки, °С	t'с.в.	13,3	13,0	13,0	22,1
Расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч	Dс.в.	2,13	1,46	1,33	0,37
Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды, °С	t''х.о.в.	43,4	41,4	40,8	36,0
Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч	Dх.о.в.	3,21	2,30	2,13	1,4
Суммарное количество воды и пара, поступающие в деаэратор, за вычетом греющего пара, т/ч	Gд	233,2	152,0	136,6	71,2
Средняя температура воды в деаэраторе, °С	t'д	91,9	92,6	92,8	91,3
Расход греющего пара на деаэратор, т/ч	Dд	5,4	3,3	2,9	1,7
Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч	Dс.н.роу	10,71	7,07	6,38	3,50
Расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч	Dс.н.	10,61	7,01	6,33	3,47
Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода на собственные нужды, т/ч	Dк	198,8	130,6	117,6	63,0
Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %	ДD	0,62	0,56	0,55	0,45

7. Выбор оборудования котельной

7.1 Выбор основного оборудования

Выбор основного оборудования выполняется по расчету тепловой схемы котельной выполненных для четырёх режимов.

Максимальная паровая нагрузка котельной за отопительный период составляет . Соответственно давлению отпускаемого потребителям пара и выбранному топливу к установке принимаются паровые котлы на давление 1,4 МПа.

К установке принимаем четыре паровых котла типа Е - 50 - 14 ГМ (ПО «Белгородский завод энергетического машиностроения» заводская марка ГМ-50-14 ). Технические характеристики котла представлены в таблице //.

Таблица //-Технические характеристики котла Е-50-14 ГМ

Номинальная паропроизводительность, т/ч	50
КПД, %	93
Топливо	Газ, жидкое топливо
Температура насыщенного пара	197 °С
Температура питательной воды	100 °С
Рабочее давление воды, МПа	1,4 (перегретый пар)
Габариты: длина Ч ширина Ч высота, мм	18200Ч11200Ч14600
Масса, кг	137000

Максимально-зимняя нагрузка удовлетворяется при использовании всех четырех устанавливаемых паровых котлов.

Тепловая нагрузка зимнего режима при аварийном отключении одного котла удовлетворяется тремя паровыми котлами.

Тепловая нагрузка летнего периодапокрывается двумя паровыми котлами. Два котла находятся в резерве, что обеспечивает проведение планово-предупредительных и ремонтных работ.

7.2 Выбор вспомогательного оборудования

Основанием для выбора вспомогательного оборудования является тепловая схема котельной и ее расчет, приведенный выше.

7.2.1 Выбор деаэратора

Расход воды на деаэратор составляет:

Согласно номенклатуре выпускаемых деаэраторов из таблицы 6.3 /Бузников / принимаем к установке один атмосферный деаэратор давлением 0,12 МПа и производительностью 300 т/ч, типа ДА-300/75. Емкость деаэраторного бака 75 м3.

В комплекте с деаэратором устанавливается охладитель выпара ОВА-24, поверхностью 24 м2.

7.2.2 Выбор баков - аккумуляторов

Расчетный расход бака - аккумулятора определяется по формуле:

где G - расход воды на горячее водоснабжение, м3/ч, G=408,6 м3/ч;

Qоmax - тепловая нагрузка на отопление, МВт, Qomax=76 МВт;

Qvmax - тепловая нагрузка на вентиляцию, МВт, Qvmax= 9 МВт;

Qhm - тепловая нагрузка на горячее водоснабжение, МВт, Qhm=19 МВт.

Vакк=0,03·408,6·(76+9+19)=1274,8 м3.

Выбираем 2 бака - аккумулятора емкостью каждый по 1000 м3.

7.2.3 Охладитель непрерывной продувки

В охладитель поступает продувочная вода расходом

Температура воды єС. Охлаждение продувочной воды осуществляется до єС водой, которая поступает на охладитель непрерывной продувки с температурой 5 єС.

Расчетная тепловая нагрузка охладителя:

Ориентировочно требуемая площадь поверхности нагрева водо - водяного теплообменника:

,

где k - коэффициент теплопередачи, принимаем

t - средний температурный напор между теплоносителями, °С;

єС.

Согласно таблице 12.46 /Родатис/, принимаем к установке водо-водяной теплообменник ПВ-Z-13. Площадь поверхности теплообмена

7.2.4 Пароводяной подогреватель сырой воды

Максимальный расход сырой воды равен:

Расчетная тепловая нагрузка ПСВ:

Ориентировочно требуемая площадь поверхности нагрева ПСВ:

,

где k - коэффициент теплопередачи, принимаем

t - средний температурный напор между теплоносителями, 0С;

Параметры греющего пара: єС.

Средняя температура воды:

єС.

.

Согласно таблице 12.51 /Р/, принимаем к установке два подогревателя: ПП 2-9-7-IV с поверхностью нагрева ( один - рабочий, один - резервный ).

7.2.5 Охладитель конденсата теплоподготовительной установки

Максимальный расход пара на подогреватели сетевой воды:

Расчетная тепловая нагрузка охладителя конденсата:

где tк - температура конденсата после подогревателей сетевой воды, принимаем tк =75 °С

Ориентировочно требуемая площадь поверхности нагрева охладителя конденсата:

,

где k - коэффициент теплопередачи, принимаем

t - средний температурный напор между теплоносителями, єС;

Qохл - тепловая нагрузка, Вт.

Средняя температура воды:

где G - расход на подогреватели сетевой воды, кг/с, Gс=1107 т/ч;

t нагр - температура нагреваемой воды на входе в подогреватель, °С,

Принимаем t нагр=70 °С.

Согласно таблице 4.15 /С/, принимаем к установке три подогревателя ВВТ типа ОГ-130 с поверхностью нагрева .

7.2.6 Пароводяной подогреватель сетевой воды

Расчетная тепловая нагрузка ПСВ:

Ориентировочно требуемая площадь поверхности нагрева ПСВ:

,

где k - коэффициент теплопередачи, принимаем

t - средний температурный напор между теплоносителями, 0С;

Средняя температура воды:



.

Согласно таблице 12.49 /Р/, принимаем к установке два подогревателя ПСВ-200-7-15. Площадь поверхности теплообмена

7.2.7 Охладитель деаэрированной воды

Максимальный расход химически очищенной воды равен:

Ориентировочно требуемая площадь поверхности нагрева :

,

где - Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды формула ()

t'х.о.в. - температура химически очищенной воды на входе в охладитель деаэрированной воды, принимаем t'х.о.в.=28 °С;

k - коэффициент теплопередачи, принимаем

- средний температурный напор между теплоносителями, 0С;

Средняя температура воды:

.

Согласно таблице 12.46 /Р/, принимаем к установке два подогревателя ПВ-Z-15 ( один - рабочий, один - резервный ). Площадь поверхности теплообмена

7.2.8 Пароводяной подогреватель химически очищенной воды

Максимальный расход химически очищенной воды равен:

Ориентировочно требуемая площадь поверхности нагрева ПСВ: