Теплоснабжение жилого района
Введение
Теплоснабжение является одной из основных подсистем энергетики.
Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор потребляют большое
количество теплоты (в виде пара и горячей воды) на технологические нужды,
вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Водяной пар используется для
технологических нужд в промышленности и сельском хозяйстве для приведения в
движение паровых двигателей, а также для нагрева воды. Горячую воду используют
для отопления производственных, общественных и жилых зданий, а также для
коммунально-бытовых нужд населения.
Комплексы устройств, производящих тепловую энергию и доставляющих её в
виде водяного пара, горячей воды потребителю, называется системой
теплоснабжения.
В зависимости от мощности систем и числа потребителей, системы
теплоснабжения подразделяются на централизованные и децентрализованные. В
централизованных системах теплоснабжения тепловая энергия производится в мощных
комбинированных установках, производящих как тепловую, так и электрическую
энергию (ТЭЦ), или в крупных установках, производящих только тепловую энергию
(котельные). Производственные и отопительные котельные должны обеспечивать
бесперебойное и качественное теплоснабжение предприятий и потребителей
жилищно-коммунального сектора.
В данном дипломном проекте рассматривается система теплоснабжения жилого
района пгт.Мурмаши Мурманской области от котельной ГОУТП «ТЭКОС». Мы
производили расчёт нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение
исходя из заданных на котельной нагрузок.
1. Тепловые нагрузки
жилого района. Аналитический расчёт годового потребления тепла
В данном разделе необходимо:
рассчитать нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха;
построить графики зависимостей нагрузок от температуры наружного воздуха;
построить годовой график расхода теплоты;
Исходные данные для расчета:
температура
воздуха внутри помещения, 
[3];
расчетная
температура наружного воздуха,.
В
соответствии с заданием для города Мурманск 
[4].
1.1
Тепловая нагрузка для целей отопления
Текущая нагрузка на отопление, МВт
, (1.1)
где
Qо¢- расчётная нагрузка на отопление, МВт;в-
температура воздуха внутри помещения, оС;н - текущая
температура наружного воздуха, оС;нр - расчётная
температура наружного воздуха, оС;
Тепловая
нагрузка на отопление для максимально-зимнего режима
Тепловая
нагрузка на отопление для наиболее холодного месяца
Тепловая
нагрузка на отопление для среднеотопительного режима
Тепловая
нагрузка на отопление для летнего режима
По полученным значениям тепловых нагрузок строим график изменения подачи
теплоты в зависимости от температуры наружного воздуха (рисунок 1.1).
1.2
Тепловая нагрузка для целей вентиляции
Текущая нагрузка на вентиляцию, МВт;
, (1.2)
где
Qв¢ -
расчётная нагрузка на вентиляцию, МВт;
Тепловая
нагрузка на вентиляцию для максимально-зимнего режима
Тепловая
нагрузка на вентиляцию для наиболее холодного месяца
Тепловая
нагрузка на вентиляцию для среднеотопительного режима
Тепловая
нагрузка на вентиляцию для летнего режима
По полученным значениям тепловых нагрузок строим график изменения подачи
теплоты в зависимости от температуры наружного воздуха (рисунок 1.1).
1.3 Тепловая нагрузка для целей ГВС
Текущая нагрузка на ГВС, МВт;
гвс = Qгвс¢, (1.3)
где Qгвс¢ - расчётная
нагрузка на горячее водоснабжение, МВт;
Тепловая
нагрузка на ГВС для максимально-зимнего режима
Qгвс =2,83 МВт
Тепловая
нагрузка на ГВС для наиболее холодного месяца
Тепловая
нагрузка на ГВС для среднеотопительного режима
Qгвс = 2,83 МВт
Тепловая
нагрузка на вентиляцию для летнего режима
Qгвс
л = Qгвс¢∙
, (1.4)
где
Qгвс¢ -
расчётная нагрузка на горячее водоснабжение, МВт;
- температура холодной воды в неотопительный период,
оС; при отсутствии данных принимается равной 15 оС;
β - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее
водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному периоду;
принимается при отсутствии данных для жилищно-коммунального сектора равным 0,8.гвс
л = 2,83∙
1.4
Тепловая нагрузка на технологию
По полученным значениям тепловых нагрузок строим график изменения подачи
теплоты в зависимости от температуры наружного воздуха (рисунок 1.1).
Рисунок 3.1 - Графики изменения подачи теплоты в зависимости от
температуры наружного воздуха 1 - отопление; 2 - вентиляцию; 3-ГВС (зимняя); 4-
ГВС (летняя); 5- технологию; 6 - суммарная.
1.5 Суммарное годовое потребление теплоты
год = Qогод + Qвгод + Qгвсгод
+ Qтгод , (1.5)
где Qогод, Qвгод , Qгвсгод
, Qтгод - годовые потребления теплоты на цели отопления,
вентиляции, горячего водоснабжения и технологии, ГДж/год;
Годовая нагрузка на отопление, ГДж/год
огод = nот
∙ Qоср × 3600, (1.6)
где nот - продолжительность отопительного периода, час; nот
= 6744 ч;оср - суммарное среднее потребление теплоты на отопление,
МВт;
, (1.7)
где
tнср - средняя температура воздуха за отопительный
период, оС. По [3] для г. Мурманск tнср = -6,2
оС;
6,68
МВт;
Годовая
нагрузка на отопление
Определяем
по формуле (1.6);огод = 6744 × 6,68 × 3600 = 162,18∙103
ГДж/год;
Годовая
нагрузка на вентиляциювгод = nв × Qвср × 3600, (1.8)
где
Qвср - суммарное среднее потребление теплоты на
вентиляцию, МВт;
, (1.9)
МВт;
Годовая нагрузка на вентиляцию по формуле (1.8)вгод
= 6744 × 2,84 × 3600 = 68,95 ∙10 3
ГДж/год;
Годовая нагрузка на горячее водоснабжение
, (1.10)
где
- среднее потребление теплоты на ГВС, МВт;
, (1.11)
МВт;
Годовая нагрузка на горячее водоснабжение
ГДж/год;
Годовой
расход теплоты на технологиютехгод = n ∙ Qт
∙ 24 ∙ 3600, (1.12)техгод = 281 ∙ 2,87 ∙
24 ∙ 3600 = 69,68 ∙ 103 ГДж/год;
Суммарное
годовое потребление теплоты по формуле (1.5)год =162,18∙103
+ 68,95 ∙10 3 + 43,68 ∙103 + 69,68 ∙ 103
= 344,49∙ 103 ГДж/год;
1.6 Построение годового графика расхода теплоты
Для построения годового графика расхода теплоты необходимо знать число
часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха,
равной и ниже данной [2] для г. Мурманск (таблица 1.1).
Таблица 1.1- Число часов за отопительный период со среднесуточной
температурой наружного воздуха, равной и ниже данной
|
Город
|
Температура наружного
воздуха, оС
|
|
-30
|
-25
|
-20
|
-15
|
-10
|
-5
|
0
|
+10
|
|
Мурманск
|
6
|
38
|
135
|
452
|
1117
|
2276
|
4002
|
6740
|
Построение годового графика расхода теплоты производится по суммарному
расходу теплоты потребителям (рисунок 1.2).
Рисунок 1.2 - Годовой график расхода теплоты
2. Выбор
способа регулирования отпуска тепла. Расчёт температурного графика. Построение
графика расхода сетевой воды
.1 Выбор
метода регулирования
Выбор метода регулирования осуществляется для того, чтобы при различных
температурах наружного воздуха подавать необходимое количество теплоносителя
требуемыми параметрами.
Выбираем центральное качественное регулирование по отопительной нагрузке.
В нашей стране отопление - основной вид тепловой нагрузки. Доля других видов
тепловой нагрузки, например горячего водоснабжения и вентиляции, в период
отопительного сезона обычно существенно ниже отопительной нагрузки. Поэтому
центральное качественное регулирование осуществляется по отопительной нагрузке.
Так как регулирование осуществляется на источнике теплоты, то регулирование
является центральным.
Задача
регулирования состоит в поддержании расчётной внутренней температуры в
отапливаемых помещениях. Центральное качественное регулирование заключается в
определении температуры воды в тепловой сети в зависимости от тепловой нагрузки
при постоянном эквиваленте расхода теплоносителя в тепловой сети, то есть при
=1
2.2 Расчёт
температурного графика
Центральное
качественное регулирование по отопительной нагрузке.
В основу центрального качественного регулирования закладывается закон
изменения отопительной нагрузки от температуры наружного воздуха [2]:
,
где
εо -
безразмерная удельная тепловая нагрузка отопительной установки;о -
водяной эквивалент cетевой воды, Вт/К;
τ01 -
температура воды в подающей линии, оС.
Удельная
безразмерная тепловая нагрузка может быть выражена через коэффициент смешения u
в узле присоединения отопительной нагрузки к тепловой сети и режимного
коэффициента ω:
.
Значение
величины qoV можно заменить соотношением Q’o/(tвр-tнр),
а εо с учетом
, получим основное характеристическое уравнение
отопительных установок [2]
.
С
учетом того, что 
, где 
-
расчетный перепад температур теплоносителя в отопительных приборах, получим
выражения для расчета температур воды в отопительных системах с зависимым
присоединением: при 
0C
Температура
сетевой воды перед отопительной системой
;
0C
Температура
воды на выходе из отопительной системы
;
0C
где
Δt’o - расчетная разность температур в отопительных
приборах, оС.
Расчетная
разность температур в отопительных приборах определяется по выражению
.
0C
В
случае отсутствия смесительного устройства, т.е. при непосредственном
присоединении отопительных систем, τ'03=τ'01;
Внутренняя
температура отапливаемых помещений при различных температурах наружного воздуха
.
Дальнейшие
вычисления производятся аналогично для различных температур наружного воздуха.
Расчёт сводим в таблицу 2.1.
Таблица
2.1- Результаты расчета температур воды в отопительной системе
|
Параметры
|
Температуры наружного воздуха,
0С
|
|
+10
|
+5
|
0
|
-5
|
-10
|
-20
|
-25
|
-28
|
|
 0,210,310,420,520,6250,830,941
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
τ01
|
43,7
|
53,01
|
62,8
|
71,3
|
80
|
96,67
|
105,3
|
110
|
|
τ02
|
35,3
|
40,6
|
45,97
|
50,5
|
55,1
|
62,5
|
67,73
|
70
|
По уравнениям (2.4)-(2.5) строятся температурные графики качественного
регулирования отопительной нагрузки от температур наружного воздуха (рисунок
2.1).Расчёт расхода воды из тепловой сети на вентиляцию и температуры воды
после систем вентиляции при центральном качественном регулировании
Расчёт водяных эквивалентов рабочих сред при расчётном режиме
Первичной рабочей среды (воды из тепловой сети)
(2.8)
Вторичной
рабочей среды (воздух)
Рассчитываем
средний температурный напор для калорифера по среднеарифметической разности
температур теплообменивающихся потоков для расчетного режима:
.
Основной
режимный коэффициент при расчетном режиме
.
Рассчитываем
постоянные коэффициенты α и β:
;
,
Решаем уравнение
относительно отношения Wп/Wвоз:
.
Данное
уравнение решается методом исследовательных приближений.
Из
полученного соотношения Wп/Wвоз = х = 1,22 находим
текущее значение водяного эквивалента сетевой
Wп=хWвоз.
п=1,22∙0,108=0,13
Рассчитываем
текущую тепловую нагрузку на вентиляцию:
МВт
Температура
сетевой воды после калорифера
.
0С
Дальнейший расчет ведем аналогично, результаты сводим в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 - Результаты расчета температур системы вентиляции
|
tн, 0С
|
+10
|
+5
|
0
|
-3,5
|
-5
|
-10
|
-15
|
-20
|
-25
|
-28
|
|
 2,872,72,642,632,552,52,462,422,42,375
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
X
|
0,68
|
0,83
|
0,86
|
0,88
|
0,98
|
1,05
|
1,13
|
1,18
|
1,21
|
1,22
|
|
Wв
|
0,073
|
0,09
|
0,093
|
0,095
|
0,106
|
0,113
|
0,122
|
0,127
|
0,131
|
0,13
|
|
Qфв
|
1,08
|
1,62
|
2,16
|
2,54
|
2,7
|
3,24
|
3,78
|
4,32
|
4,86
|
5,184
|
|
 в236,140,644,8546,9748,952,857,0267,4465,367,12
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расчет
расхода воды из тепловой сети на горячее водоснабжение и температур воды на
выходе из подогревателя при центральном качественном регулировании по отопительной
нагрузке
Рассчитываем водяные эквиваленты для расчетного режима. За расчетный
режим в системах горячего водоснабжения принимается температура наружного
воздуха в точке излома tн т.и:
Первичной рабочей среды (воды из тепловой сети)
;
Вторичной
рабочей среды
.
Водяной
эквивалент W’вв не зависит от температуры наружного воздуха.
Рассчитываем
расчетный средний температурный напор для подогревателя системы горячего
водоснабжения:
.
Определяем
параметр секционного водо-водяного подогревателя:
.
Задаемся
произвольным значением температуры греющей воды на выходе из подогревателя
системы горячего водоснабжения τг2=200С.
Определяем
значение водяного эквивалента сетевой воды для полученных температур:
.
Из
совокупности водяных эквивалентов выбираем меньший и больший водяные
эквиваленты:
;
.
Рассчитываем
безразмерную удельную характеристику секционного подогревателя:
Рассчитываем
фактическую тепловую нагрузку горячего водоснабжения:
.
МВт.
Определяем
фактическую температуру сетевой воды на выходе из подогревателя горячего
водоснабжения:
.
0С
Дальнейшие
вычисления производим аналогично, и результаты сводим в таблицу 2.3.
Таблица
2.3- Результаты расчета системы ГВС
|
Параметры
|
Температуры наружного
воздуха, 0С
|
|
+10
|
+5
|
0
|
-3,5
|
-5
|
-10
|
-15
|
-20
|
-25
|
-28
|
|
Wгв
|
0,13
|
0,13
|
0,13
|
0,13
|
0,11
|
0,071
|
0,053
|
0,043
|
0,035
|
0,0314
|
|
 0,750,750,750,750,710,610,570,620,670,69
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qфгв
|
2,76
|
2,76
|
2,76
|
2,76
|
2,66
|
2,59
|
2,53
|
2,44
|
2,35
|
2,27
|
|
tфгв2
|
48,8
|
48,8
|
48,8
|
48,8
|
47,1
|
43,5
|
40,96
|
39,9
|
38,2
|
37,7
|
Расчёт средневзвешенной температуры воды в обратной линии
Средневзвешанная температура воды, оС
, (2.28)
где
- расход воды на отопление, вентиляцию и ГВС
соответственно, кг/с;
Расход
воды на отопление, кг/с
, (2.29)
, (2.30)
, (2.31)
Аналогично расчет ведется для других температур наружного воздуха.
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.4.
Таблица 2.4 -Результаты расчета средневзвешенной температуры воды в
обратной линии
|
Наим. Величины
|
Температура наружного
воздуха, оС
|
|
+10
|
+5
|
0
|
-3,5
|
-5
|
-10
|
-15
|
-20
|
-28
|
|
 , кг/с39,142,145,647,1249,1253,257,8562,873,03
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 , кг/с15,316,617,6218,619,3421,1523,7326,231,12
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 , кг/с11,0411,0411,0411,0410,7410,169,789,649,34
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 , оС36,140,644,8546,9748,952,857,864,4467,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
По
полученным температурам 
для различных температур наружного воздуха строим
температурный график (рисунок 2.1), по полученным расходам воды на отопление 
для различных температур наружного воздуха строим
график расхода воды (рисунок 2.2).
Рисунок
2.1 - Температурный график. 1- температура сетевой воды перед системой
отопления 
, оС; 2- температура воды на выходе из
системы отопления 
, оС; 3- температура сетевой воды после
калорифера 
, оС; 4- температура сетевой воды на выходе
из подогревателя ГВС 
, оС ; 5- средневзвешенная температура воды
, оС
Рисунок
2.2 - График расхода сетевой воды. 1 - расход сетевой воды на отопление, Gо; 2
- расход сетевой воды на вентиляцию, Gв; 3 - расход сетевой воды на ГВС, GГВС;
4 - суммарный расход сетевой воды, G.
3. Расчёт тепловой схемы котельной
Основной целью расчёта тепловой схемы котельной является выбор основного
и вспомогательного оборудования с определением исходных данных для последующих
технико-экономических расчётов.
Расчёт тепловой схемы котельной базируется на решении уравнений теплового
баланса, поставленных для каждого элемента схемы.
Произведём расчёт тепловой схемы котельной с паровыми котлами, работающей
на закрытую систему теплоснабжения.
Составим таблицу исходных данных для расчёта. Она составляется на
основании проекта системы теплоснабжения и расчёта расходов теплоты
потребителями (таблица 3.1).
теплоснабжение жилой график
Таблица 3.1-Исходные данные для расчёта тепловой схемы котельной с
паровыми котлами
|
Физическая величина
|
Обозн.
|
Значение величин при
характерных режимах работы котельной
|
|
|
максимально- зимнего
|
наиболее- холодного месяца
|
летнего
|
|
Расход пара на
технологические нужды (давление 1,3 МПа, температура 190,7 0С),т/ч
|
D/т
|
4,08
|
4,08
|
4,08
|
4,08
|
|
Расход пара на технологические
нужды (давление 0,6 МПа, температура 158,8 0С),т/ч
|
Dт
|
4,13
|
4,13
|
4,13
|
4,13
|
|
Расход теплоты на нужды
отопления, МВт
|
Qо
|
12,24
|
7,68
|
5,94
|
2,55
|
|
Расход теплоты на нужды
вентиляции, МВт
|
Qв
|
5,2
|
3,26
|
2,52
|
1,01
|
|
Расход теплоты на горячее
водоснабжение, МВт
|
Qгвс
|
2,83
|
2,83
|
2,83
|
1,81
|
|
Расчётная температура
наружного воздуха , 0С
|
tнр
|
-28
|
-10,1
|
-3,3
|
10
|
|
Возврат конденсата
технологическим потребителями, %
|
β
|
75
|
75
|
75
|
75
|
|
Энт. пара давлением 1,3
МПа, температурой 190,7 0С, кДж/кг
|
i/роу
|
2786,5
|
|
Энт. пара давлением 0,6 МПа,
температурой 158,8 0С, кДж/кг
|
i//роу
|
2691,1
|
|
Температура питательной
воды, 0С
|
tпв
|
104
|
|
Продолжение таблицы 3.1.
|
|
Энтальпия питательной воды,
кДж/кг
|
iпв
|
437
|
|
Продувка непрерывная
котлоагрегатов, %
|
pпр
|
2
|
|
Энтальпия котловой воды,
кДж/кг
|
iкв
|
829
|
|
Степень сухости пара
|
x
|
0,98
|
|
Энтальпия пара на выходе из
расшир. неп. продувки, кДж/кг
|
i/расш
|
482,55
|
|
Температура подпиточной
воды, 0С
|
tподп
|
70
|
|
Энтальпия подпиточной воды,
кДж/кг
|
i1
|
336
|
|
Температура конденсата,
возвращаемого потребителям, 0С
|
tк
|
80
|
|
Энтальпия конденсата,
возвращаемого потребителям, кДж/кг
|
iк
|
293,02
|
|
Температура воды после
охладителя непрерывной продувки, 0С
|
tпр
|
50
|
|
Энтальпия конденсата при
давлении 0,6 МПа, кДж/кг
|
iкроу
|
669
|
|
Температура сырой воды, 0С
|
tсв
|
5
|
5
|
5
|
15
|
|
Температура химически
очищенной воды перед охладителем деаэрированной воды, 0С
|
t/хов
|
20
|
При расчёте тепловой схемы в нижеуказанной последовательности
определяются:
1. Расход воды на подогреватели сетевой воды, т/ч;
, (3.1)
где
Q-расчётная тепловая нагрузка потребителей системы теплоснабжения (отопление,
вентиляция, горячее водоснабжение), МВт; t1 и t2-температура
воды соответственно перед сетевыми подогревателями и после них, 0С;
2. Расход пара на подогреватели сетевой воды, т/ч;
, (3.2)
где
i//роу -энтальпия редуцированного пара перед
подогревателями сетевой воды, кДж/кг; iк -энтальпия конденсата после
подогревателей сетевой воды, кДж/кг; 
-КПД
сетевого подогревателя (принимается равным 0,98), [5].
.
Расход редуцированного пара внешними потребителями, т/ч;
, (3.3)
где
- расход редуцированного пара внешними
технологическими потребителями, т/ч;
.
Суммарный расход свежего пара внешними потребителями, т/ч;
, (3.4)
при
этом
, (3.5)
где
D/т - расход свежего пара давлением 1,3 МПа; i/роу
-энтальпия свежего пара, кДж/кг;пв -энтальпия питательной
воды, кДж/кг по [5]; D/роу -расход пара перед РОУ, т/ч;
.
Количество воды, впрыскиваемой в редукционно-охладительную установку, т/ч;
, (3.6)
.
Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч;
, (3.7)
где
-расход пара на собственные нужды котельной (подогрев
сырой и химически очищенной воды, расход на деаэратор) в процентах расхода пара
внешними потребителями; рекомендуется принимать его равным 5-10% [1].
7. Расход пара на мазутное хозяйство, т/ч;
, (3.8)
где
-расход пара на мазутное хозяйство процентов расхода
пара внешними потребителями; рекомендуется принимать его для небольших
котельных равным 3% [1].
.
Расход пара на покрытие потерь в котельной т/ч;
, (3.9)
где
-расход пара на покрытие потерь, процентов расхода
пара внешними потребителями; рекомендуется принимать его 2-3% [1].
.
Суммарный расход пара на собственные нужды, мазутное хозяйство и покрытие
потерь в котельной, т/ч;
, (3.10)
.
Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч;
, (3.11)
.
Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч;
, (3.12)
где
-доля конденсата, возвращаемого внешними потребителями;
-потери конденсата в цикле котельной установки,
процентов суммарной паропроизводительности котельной; рекомендуется принимать
их равными 3% [1].
.
Расход химически очищенной воды, т/ч;
, (3.13)
где
-потери воды в теплосети процентов количества воды в
системе теплоснабжения, рекомендуется принимать их равными 2-3% [1].
.
Расход сырой воды, т/ч;
, (3.14)
где
-коэффициент, учитывающий расход сырой воды на
собственные нужды химводоочистки, рекомендуется принимать его равными 1,25 [1].
.
Количество воды, поступающей с непрерывной продувкой в расширитель, т/ч;
, (3.15)
где
- процент продувки, принимается 2-5 % [1].
.
Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч;
, (3.16)
где
iкв -энтальпия котловой воды, кДж/кг; i//расш
-энтальпия пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, кДж/кг; ; i/расш
-энтальпия воды, получаемой в расширителе непрерывной продувки, кДж/кг по [5]; 
-степень сухости пара, выходящего из расширителя
непрерывной продувки, принимается равной 0,98.
16. Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч;
, (3.17)
.
Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки 0С;
, (3.18)
где
i//пр -энтальпия воды после охладителя непрерывной
продувки, принимается равной 160 кДж/кг[1].
.
Расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч;
, (3.19)
где
i/хов -энтальпия сырой воды после подогревателя,
определяется для температуры воды, принимаемой от 20 до 30 0С,
кДж/кг; i/св - энтальпия сырой воды после охладителя
непрерывной продувки, принимается по температуре 
, кДж/кг;
i//роу -энтальпия редуцированного пара, кДж/кг; iкроу
-энтальпия конденсата редуцированного пара, определяется по температуре
конденсата, принимаемой равной 70-85 0С [1].
.
Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды 0С;
, (3.20)
где
t/хов -температура химически очищенной воды на входе в
охладитель деаэрированной воды (в процессе химической очистки воды её температура
снижается примерно на 2 0С; снижением температуры воды в
оборудовании химводоочистки и последующим её подогревом в охладителе выпара
можно пренебречь без ущерба для точности расчёта), 0С; tпв
-температура деаэрированной (питательной) воды на входе в охладитель, 0С;
t2 -температура деаэрированной (питательной) воды после охладителя,
принимается равной 700С; 
-расход
подпиточной воды для покрытия утечек в системе теплоснабжения, т/ч.
.
Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед
деаэратором, т/ч;
, (3.21)
где
iк -энтальпия химически очищенной воды после подогревателя,
определяется по температуре, равной температуре конденсата, т.е. 70-85 0С;
i//хов -энтальпия химически очищенной воды перед
подогревателем, определяется по температуре химически очищенной воды после
охладителя деаэрированной воды, кДж/кг.
.
Суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего
пара деаэратора, т/ч;
, (3.22)
.
Средняя температура воды в деаэраторе 0С;
, (3.23)
.
Расход греющего пара на деаэратор, т/ч;
, (3.24)
.
Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч;
, (3.25)
25. Расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч;
, (3.26)
.
Действительная паропроизводительность котельной с учётом расхода пара на
собственные нужды, т/ч;
, (3.27)
27.
Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной,%;
, (3.28)
Так
как невязка получилась 3%, то расчёт тепловой схемы считается законченным.
Вышеприведённый
расчёт выполнен для максимально-зимнего режима. Для других режимов расчёт
аналогичен рассмотренному.
В
сводной таблице 3.2 приведены результаты расчёта для трёх типичных режимов.
Таблица
|
Физическая величина
|
Обозна- чение
|
Значение величин при
характерных режимах работы котельной
|
|
|
максимально-зимнего
|
наиболее- холодного месяца
|
средне-отопит.
|
летнего
|
|
Расход воды на
подогреватели сетевой воды, т/ч
|
 435,805296,06242,74126,72
|
|
|
|
|
|
Расход пара на
подогреватели сетевой воды, т/ч
|
 31,1521,1617,359,06
|
|
|
|
|
|
Расход редуцированного пара
внешними потребителями, т/ч
|
 ,35,2825,2921,4813,19
|
|
|
|
|
|
Суммарный расход свежего
пара внешними потребителями, т/ч
|
 ,33,9728,3424,6916,73
|
|
|
|
|
|
Количество воды,
впрыскиваемой в редукционную установку, т/ч
|
 1,2651,0270,8720,536
|
|
|
|
|
|
Расход пара на собственные
нужды котельной, т/ч
|
 1,6991,4171,2350,837
|
|
|
|
|
|
Расход пара на собственные
нужды котельной, т/ч
|
 0,01910,850,7410,502
|
|
|
|
|
|
Расход пара на покрытие
потерь в котельной, т/ч
|
 0,666
|
0,556
|
0,484
|
0,328
|
|
|
Суммарный расход пара на
собственные нужды, мазутное хозяйство и покрытие потерь в котельной, т/ч
|
 3,384
|
2,823
|
2,46
|
1,667
|
|
|
Суммарная
паропроизводительность котельной, т/ч
|
 37,354
|
31,163
|
27,15
|
18,397
|
|
|
Потери конденсата в
оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч
|
 3,173
|
2,99
|
2,87
|
2,604
|
|
|
Расход химически очищенной
воды, т/ч
|
 11,89
|
8,91
|
7,725
|
5,138
|
|
|
Расход сырой воды, т/ч
|
 14,86
|
11,14
|
9,66
|
6,42
|
|
|
Количество воды,
поступающей с непрерывной продувкой в расширитель, т/ч
|
 0,747
|
0,62
|
0,543
|
0,368
|
|
|
Колич. пара, получаемого в
расш. непрерывной продувки, т/ч
|
 0,119
|
0,099
|
0,087
|
0,059
|
|
|
Кол. воды на выходе из
расширителя непрерывной продувки, т/ч
|
 0,628
|
0,521
|
0,456
|
0,309
|
|
|
Темп. сырой воды после
охладителя непрерывной продувки 0С
|
8,15
|
8,48
|
8,52
|
18,59
|
|
Таблица 3.2-Расчёт тепловой схемы котельной с паровыми котлами для других
режимов
|
Расход пара на
подогреватель сырой воды, т/ч
|
 0,368
|
0,27
|
0,23
|
0,02
|
|
|
Температура химически
очищенной воды после охладителя деаэрированной воды 0С
|
 44,43
|
42,14
|
40,94
|
36,44
|
|
|
Расход пара на подогрев
химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч
|
 0,64
|
0,526
|
0,315
|
0,363
|
|
|
Суммарное количество воды и
пара, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч
|
 50,32537,12
|
31,87
|
20,8
|
|
|
|
Средняя температура воды в
деаэраторе 0С
|
 72,89
|
73,22
|
72,85
|
73,03
|
|
|
Расход греющего пара на
деаэратор, т/ч
|
 2,98
|
2,18
|
1,89
|
1,23
|
|
|
Расход редуцированного пара
на собственные нужды котельной, т/ч
|
 3,988
|
2,976
|
2,435
|
1,613
|
|
|
Расход свежего пара на
собственные нужды котельной, т/ч
|
3,83
|
2,86
|
2,34
|
1,548
|
|
|
Действительная
паропроизводительность котельной с учётом расхода пара на собственные нужды,
т/ч
|
 38,56
|
31,824
|
27,57
|
18,64
|
|
|
Невязка с предварительно
принятой паропроизводительностью котельной, %
|
 3,1
|
2,08
|
1,52
|
1,304
|
|
4. Тепловой расчёт сетей теплоснабжения
В процессе движения по теплопроводу энтальпия теплоносителя падает.
Вследствие этого происходит падение температуры вдоль теплопровода. Для
снижения падения температуры теплоносителя необходимо выбрать тепловую изоляцию
теплопровода.
В задачу расчёта входит решение следующих вопросов:
выбор толщины тепловой изоляции;
определение тепловых потерь.
В качестве изоляционного материала применяются плиты теплоизоляционные из
минеральной ваты на синтетическом связующем, ГОСТ 9573-82, марки 125, по [7].
4.1 Методика теплового расчёта
Средняя
температура рабочей среды в подающем трубопроводе 
;
, (4.1)
По
[7] определяем нормированную линейную плотность теплового потока 
;
Сопротивление
теплопередачи на 1м длинны 
;
, (4.2)
где
-средняя температура окружающей среды 0С,
по [4] для г.Мурманска =6,2 0С
-коэффициент,
учитывающий изменение стоимости теплоты и теплоизоляционной конструкции в
зависимости от района строительства и способа прокладки, по [7] для г.Мурманска
=1,0.
Коэффициент
теплоотдачи от наружной поверхности изоляции
;
Для
надземной прокладки по [7]
.
В
соответствии с изолирующим материалом выбираем теплопроводность изолирующего
материала
;
Логарифм
отношения наружного диаметра к диаметру изолируемого объекта 
;
, (4.3)
где
-термическое сопротивление стенки трубопровода,
определяется по формуле (4.4)
, (4.4)
, (4.5)
Толщина
изоляционного слоя;
, (4.6)
Действительное
значение толщины изоляционного слоя должно быть кратно 20, [7].
Данные
теплового расчёта сетей теплоснабжения приведены в таблице 4.1.
Данные
теплового расчёта изоляции паропровода приведены в таблице 4.2.
№ Участка Наружный диаметр трубопровода 
Средняя темпер.
Среды 
Нормиро-ванная
Линейная плотность
теплового потока
трубопровода
Теплороводность
изолирующего
материала
Толщинаизоляц.
|
Слоя 
|
|
|
|
|
|
,
|
м м
|
|
|
|
|
|
1
|
0,325
|
90
|
80
|
0,05
|
0,245
|
1,278
|
45,2
|
40
|
|
2
|
0,325
|
90
|
80
|
0,05
|
0,245
|
1,278
|
45,2
|
40
|
|
3
|
0,377
|
90
|
89
|
0,05
|
0,117
|
1,124
|
23,4
|
20
|
|
4
|
0,377
|
90
|
89
|
0,05
|
0,117
|
1,124
|
23,4
|
20
|
|
5
|
0,377
|
90
|
89
|
0,05
|
0,117
|
1,124
|
23,4
|
20
|
|
6
|
0,377
|
90
|
89
|
0,05
|
0,117
|
1,124
|
23,4
|
20
|
|
7
|
0,325
|
90
|
80
|
0,05
|
0,245
|
1,278
|
45,2
|
40
|
|
8
|
0,219
|
90
|
65
|
0,05
|
0,303
|
1,354
|
38,8
|
40
|
|
9
|
0,219
|
90
|
65
|
0,05
|
0,303
|
1,354
|
38,8
|
40
|
|
10
|
0,219
|
90
|
65
|
0,05
|
0,303
|
1,354
|
38,8
|
40
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.2-Сводная таблица результатов теплового расчёта паропровода
№ Участка Наружный диам. трубопровода Средняя темпер.
Среды Нормированная
Линейная плотность
Теплового потока
трубопроводаТеплороводность
изолирующего
материала
Толщина
Изоляц. слоя
|
|
|
|
|
|
|
,
|
мм
|
|
|
|
|
|
1
|
0,325
|
90
|
80
|
0,05
|
0,245
|
1,278
|
45,2
|
40
|
|
2
|
0,159
|
90
|
55
|
0,05
|
0,362
|
1,436
|
34,66
|
40
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.2 Потери теплоты тепловыми сетями
.2.1 Тепловые потери сетей
, (4.7)
где
-длина участка, м; -коэффициент
показывающий отношение длины участка к эквивалентной длине, принимается в
пределах 0,2-0,3 [7], принимаем=0,25.
Учитывая
то, что расчётная толщина изоляционного слоя отличается от действительной,
поэтому значение необходимо уточнить
, (4.8)
из
формулы (4.2) выражаем ,;
, (4.9)
по
формуле (4.7) находим тепловые потери сетей.
Результаты
расчёта сведены в таблицы (4.3) и (4.4).
Таблица
4.3-Сводная таблица результатов определения потерь теплоты тепловыми сетями
№
Участка Длина участка 
Нормированная
линейная
плотность
теплового
потока
трубопровода
Тепловые
потери сетей
|
|
|
|
|
|
|
1
|
120
|
74,82
|
0,25
|
11,22
|
|
2
|
40
|
74,82
|
0,25
|
3,741
|
|
3
|
60
|
63,58
|
0,25
|
4,769
|
|
4
|
41
|
63,58
|
0,25
|
3,259
|
|
5
|
58
|
63,58
|
0,25
|
4,61
|
|
6
|
119
|
63,58
|
0,25
|
9,458
|
|
7
|
594
|
74,82
|
0,25
|
55,55
|
|
8
|
101
|
44,58
|
0,25
|
5,628
|
|
9
|
100
|
44,58
|
0,25
|
5,573
|
|
10
|
91
|
44,58
|
0,25
|
5,071
|
|
Суммарные потери теплоты
|
108,879
|
Таблица 4.4-Сводная таблица результатов определения потерь теплоты
паропроводом
№
Участка Длина участка Нормированная
линейная
плотность
теплового
потока
трубопровода
Тепловые
потери сетей
|
|
|
|
|
|
|
1
|
76,1
|
74,82
|
0,25
|
7,12
|
|
2
|
59,4
|
43,65
|
0,25
|
3,24
|
|
Суммарные потери теплоты
|
10,36
|
4.3 Потери теплоты тепловыми сетями в год
(4.10)
4.4
Потери теплоты паропроводом в год
Находим
по формуле (4.10)
5.
Гидравлический расчёт паропровода
Движущей
силой пара при движении его по трубам является его давление. По мере движения
пара давление пара падает, возникают тепловые потери, которые приводят к
конденсации пара. Поэтому задачей теплового расчёта паропровода является
определение таких диаметров труб, при которых пар поступает к потребителю хотя
бы в состоянии сухого насыщения [8].
5.1
Скорость воды
(5.1)
Коэффициент
гидравлического трения определяется по формуле Шифринсона
(5.2)
где
-абсолютная эквивалентная шероховатость паропровода,
м; принимается равной 
по [2]
Эквивалентная
длина местных сопротивлений и приведённая длина
(5.3)
где
-сумма коэффициентов местных сопротивлений;
принимаем
на участке:
задвижки
П-образный
компенсатор 
колена
900С 
(5.4)
где
-длинна участка, м;
По
номограмме [8] находим величину 
5.2
Удельное линейное падение давления пара в начале паропровода
(5.5)
где
-плотность пара при давлении 1,3 МПа и температуре
190,70С; 
[5].
Приближённое
значение падения давления в паропроводе
(5.6)
Приближённое
значение абсолютного давления в конце паропровода
(5.7)
Потери
тепла паропроводом
(5.8)
Падение
температуры пара при движении его в паропроводе и конечная температура пара при
с=0,515 ккал/кг 0С [8]
(5.9)
Для
пара р2=12,92 атм. и 
по [5]
Средний
удельный вес пара
(5.10)
Среднее
значение удельного линейного падения давления
Находим
по формуле (5.5)
5.3
Уточнённое значение падения давления и конечного давления
Находим
по формулам (5.6), (5.7)
6.
Гидравлический расчёт тепловой сети
Данный
раздел необходим для того чтобы знать размеры нашей сети и оценить затраты
которые необходимо сделать на осуществление данного проекта.
При
проектировании тепловых сетей в задачу гидравлического расчёта входит:
определение
диаметров трубопроводов;
определение
падения давления (напоров);
определение
давлений (напоров) в различных точках сети;
увязки
всех точек системы при статическом и динамическом режимах в целях обеспечения
допустимых давлений и требуемых напоров в сети и абонентских системах.
Исходные
данные для расчёта:
расчётные
расходы воды по отдельным участкам;
длины
участков тепловой сети.
6.1
Методика гидравлический расчёт главной магистрали
Для
того чтобы провести гидравлический расчёт необходимо выбрать главную
магистраль. В качестве главной магистрали у нас будет выступать участок 1-10,
так как этот участок является самым нагруженным по сравнению с другими.
Фактическая
скорость теплоносителя на каждом участке, м/с;
(6.1)
где
-расход теплоносителя на участке, по данным тепловых
сетей, кг/с; 
-диаметр трубопровода по ГОСТу, м, по данным тепловых
сетей.
Рассчитываем
критерий Рейнольдса 
по формуле (6.2) и сравниваем его с предельным
значением 
(6.2)
где
-кинематическая вязкость, =10-6 м2/с по [8];
(6.3)
где
-коэффициент шероховатости внутренней поверхности
труб, по данным тепловой сети, по [8].
Если
то
Коэффициент
гидравлического трения
Если
, то 
рассчитывается по формуле (6.4).
Если
, то рассчитывается по формуле (6.5).
(6.4)
(6.5)
Находим
величину линейной потери напора (давления) 
в Па/м
(6.6)
Суммарный
коэффициент местных сопротивлений ,
величина известная из данных тепловых сетей.
Определение
эквивалентной длины участка 
,м;
(6.7)
Суммарные
действительные потери напора и давления на участках, 
и 
(6.8)
(6.9)
Исходные
данные для расчёта главной магистрали сведены в таблицу 6.1. Результаты расчёта
главной магистрали сведены в таблицу 6.2 и 6.3.
Таблица
6.1-Исходные данные для расчёта главной магистрали
|
Номер
|
Характеристика участка
|
Расход сетевой воды
|
|
Участка
|
Предыдущего участка
|
Диаметр трубопровода
|
Длина участка
|
Местные сопротивления
|
|
|
|
мм
|
м
|
кол-во
|
т/ч
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
1
|
котёл
|
325
|
120
|
6,0
|
226
|
|
2
|
1
|
325
|
40
|
4,8
|
225
|
|
3
|
2
|
377
|
60
|
3,8
|
172,2
|
3
|
377
|
41
|
3,3
|
152,6
|
|
5
|
4
|
377
|
58
|
4,3
|
150,0
|
|
6
|
5
|
377
|
119
|
3,3
|
123,3
|
|
7
|
6
|
325
|
594
|
17,0
|
119,6
|
|
8
|
7
|
219
|
101
|
3,8
|
68,2
|
|
9
|
8
|
219
|
100
|
3,0
|
59,4
|
|
10
|
9
|
219
|
91
|
4,8
|
27,0
|
Таблица 6.2- Результаты расчёта главной магистрали
|
Расчётные данные участка
|
|
№
|
Скорость воды
|
Удельные потери напора при
к=0,05мм
|
Эквивалентная шероховатость
кэкв
|
Поправочный коэффициент к
удельных потерь
|
Расчётные удельные потери
|
|
м/с
|
мм/м
|
мм
|
|
мм/м
|
|
1
|
0,86
|
2,6
|
1,5
|
1,36
|
3,5
|
|
2
|
0,85
|
2,5
|
1,5
|
1,35
|
3,4
|
|
3
|
0,5
|
0,72
|
1,5
|
1,35
|
1,0
|
|
4
|
0,43
|
0,53
|
1,5
|
1,35
|
0,7
|
|
5
|
0,42
|
0,52
|
1,5
|
1,35
|
0,7
|
|
6
|
0,36
|
0,36
|
1,5
|
1,35
|
0,5
|
|
7
|
0,46
|
0,74
|
1,5
|
1,36
|
1,0
|
|
8
|
0,6
|
2,2
|
1,5
|
1,38
|
3,0
|
|
9
|
0,52
|
1,6
|
1,5
|
1,38
|
2,2
|
|
10
|
0,23
|
0,3
|
1,5
|
1,38
|
0,4
|
Таблица 6.3-Результаты расчёта главной магистрали
|
№
|
Расчётные данные участка
|
Потери напора от источника
тепла
|
Распола-гаемый напор в
конце участка
|
|
Потери напора на участке
|
|
|
|
На одном трубопроводе
|
Всего на двух трубопроводах
|
|
|
|
Линейные
|
Местные
|
Всего
|
|
|
|
|
мм
|
мм
|
мм
|
м
|
м
|
м
|
|
1
|
420
|
210
|
630
|
1,3
|
1,3
|
13,7
|
|
2
|
136
|
170
|
306
|
0,6
|
1,9
|
13,1
|
|
3
|
60
|
48
|
108
|
0,2
|
2,1
|
12,9
|
|
4
|
29
|
30
|
59
|
0,1
|
2,2
|
12,8
|
|
5
|
41
|
37
|
78
|
0,1
|
2,3
|
12,7
|
|
6
|
60
|
21
|
81
|
0,1
|
2,4
|
12,6
|
|
7
|
594
|
170
|
764
|
1,5
|
3,9
|
11,9
|
|
8
|
303
|
70
|
373
|
0,7
|
4,6
|
10,4
|
|
9
|
220
|
41
|
261
|
0,5
|
5,1
|
9,9
|
|
10
|
36
|
17
|
53
|
0,1
|
5,2
|
9,8
|
7. Тепловой расчёт теплообменных аппаратов
Данный раздел необходим, для того чтобы определить какой теплообменный
аппарат необходимо установить на центральном тепловом пункте, чтобы обеспечить
необходимую температуру воды в подающем трубопроводе [9].
7.1 Расчёт паро-водяного подогревателя
Промежуточная
температура на входе в подогреватель 
, (7.1)
Расчётная
нагрузка на подогреватель 
, (7.2)
Средняя
температура воды на входе из теплообменного аппарата 
, (7.3)
Средняя
плотность воды по [5] при 
Выбираем
по ГОСТ значение площади проходного сечения канала для теплообменного аппарата
ПП1-24-7-
[10].
Скорость
воды в трубках
, (7.4)
Средний
температурный напор 
,0С
Рис.
, (7.5)
где
больший температурный перепад, ;
= 85,9;
меньший
температурный перепад, ;
;
Коэффициент
теплоотдачи от воды к стенке, 
, (7.6)
где B2-коэффициент,
определяемый из таблицы 4.4. [11];
скорость
воды в трубках, м/с;вн -внутренний диаметр трубок, м; dвн=0,023м;
Вт/(м2
)
Коэффициент теплоотдачи от
пара к стенке 
,
Задаёмся 
Средняя температура стенки
трубки со стороны пара,
, (7.7)
Разность температур пара и
стенки,
, (7.8)
Температура плёнки
конденсата,
, (7.9)
Коэффициент теплоотдачи от
пара к стенке ,
, (7.10)
где B-коэффициент,
определяемый из таблицы 4.6 [11];
С- коэффициент, определяемый
из таблицы 4.6 [11];
-длина трубки; 
Вт/(м2)
Коэффициент теплопередачи,
, (7.11)
где 
теплопроводность стенки, 
; по [11] для латунных трубок 
толщина загрязнений со стороны воды; 
=0,2мм
теплопроводность загрязнений, ;
=2,3
Расчетная площадь нагрева
теплообменника, 
, (7.12)
Теплообменники ПП1-24-7- предусмотрены с площадью теплообмена 24м2,
что нам подходит. Принимаем 2 теплообменных аппарата ПП1-24-7- и 2 теплообменных аппарата ПП1-17-7- по [10].
7.2 Расчёт охладителя
непрерывной продувки
Средний температурный напор ,0С вычисляем по формуле (6.5)
Рис.
где
больший температурный перепад, ;
= 121,8;
меньший
температурный перепад, ;
;
Расчётная
нагрузка на подогреватель вычисляем по формуле (7.2)
Задаёмся
коэффициентом теплопередачи, 
1200;
Расчетная
площадь нагрева теплообменника, ,
вычисляем по формуле (7.12)
Теплообменники
типа ВВТ ОГ-6 предусмотрены с площадью теплообмена 6м2, что нам
подходит. Принимаем 1 теплообменный аппарат ОГ-6 [10].
7.3 Расчёт охладителя деаэрированной воды
Средний
температурный напор ,0С вычисляем по формуле (7.5)
Рис.
где больший температурный перепад, ;
=82;
меньший
температурный перепад, ;
;
Расчётная
нагрузка на подогреватель вычисляем по формуле (7.2)
Задаёмся
коэффициентом теплопередачи, 1800;
Расчетная
площадь нагрева теплообменника, ,
вычисляем по формуле (7.12)
Теплообменники
по 07 ОСТ 34-588-68 предусмотрены с площадью теплообмена 3,52м2, что
нам подходит. Принимаем 1 теплообменный аппарат ОСТ 34-588-68 и 1 теплообменный
аппарат 12 ОСТ 32-588-68 с площадью теплообмена 24м2 [10].
7.4
Расчёт охладителя конденсата
Расчётная
нагрузка на подогреватель
Составим
балансовые уравнения
(7.13)
(7.14)
Средний
температурный напор ,0С вычисляем по формуле (7.5)
Рис.
где
больший температурный перепад, ;
=85,56;
меньший
температурный перепад, ;
;
Задаёмся
коэффициентом теплопередачи, 1800;
Расчетная
площадь нагрева теплообменника, ,
вычисляем по формуле (7.12)
Теплообменники
по 12 ОСТ 34-588-68 предусмотрены с площадью теплообмена 24м2, что
нам подходит. Принимаем 1 теплообменный аппарат ОСТ 34-588-68 и 1 теплообменный
аппарат 13 ОСТ 34-588-68 с площадью теплообмена 20м2 [10].
8.
Выбор основного и вспомагательного оборудования
По
результатам расчётов и величин, полученных в предыдущих разделах, произведён
расчёт и выбор основного и вспомогательного оборудования.
8.1
Выбор теплогенерирующего оборудования
По
результатам расчёта тепловой схемы котельной принимаем к установке 2 котла
ДКВР-15/13, котёл ДКВР-6,5/13 и котёл ДЕ-10/14.
Таблица
8.1-Техническая характеристика теплогенерирующего оборудования
|
Наименование оборудования
|
Значение показателя
|
|
ДКВР-15/13
|
ДКВР-6,5/13
|
ДЕ-10/14
|
|
1. Номинальная
тепло-производительность, т/ч
|
15
|
6,5
|
10
|
|
2. Давление пара в
барабане, кг/см2
|
13
|
13
|
14
|
|
3. Температура пара, 0С
|
194
|
194
|
197,4
|
|
4. Поверхность нагрева
радиационная, м2
|
27,0
|
27,0
|
39,0
|
|
5. Топливо
|
мазут
|
Мазут
|
Мазут
|
|
6. Поверхность нагрева
конвективная, м2
|
171,0
|
171,0
|
110,0
|
|
7. Поверхность нагрева
общая, м2
|
198
|
198
|
|
8. Объем паровой, м3
|
2,43
|
2,43
|
1,998
|
|
9. Объем водяной, м3
|
7,38
|
7,38
|
8,376
|
8.2 Выбор теплообменного оборудования
По результатам расчёта теплообменных аппаратов из полученных расчётов
площади теплообмена принимаем к установке 4 паро-водянных теплообменных
аппарата [10]:
-
2 теплообменных аппарата ПП1-24-7-;
2
теплообменных аппарата ПП1-17-7-.
Также
принимаем к установке водо-водянные теплообменные аппараты:
охладитель
непрерывной продувки типа ВВТ ОГ-6
2
охладителя деаэрированной воды-1 теплообменный аппарат ОСТ 34-588-68 и 1
теплообменный аппарат 12 ОСТ 32-588-68;
2
охладителя конденсата-1 теплообменный аппарат ОСТ 34-588-68 и 1 теплообменный
аппарат 13 ОСТ 34-588-68.
Таблица 8.2-Техническая характеристика паро-водянных теплообменных
аппаратов
|
Обозначение подогревателя
|
Площадь поверхности
нагрева, м2
|
Теплопроизводительность
номинальная, Гкал/ч
|
Диаметр корпуса, мм
|
Расход воды номинальный,
т/ч
|
Площадь сечения для прохода
воды, м2
|
|
ПП1-24-7-24,44,2248083,50,0135
|
|
|
|
|
|
|
ПП1-17-7-17,22,9842659,00,0096
|
|
|
|
|
|
Таблица 8.3-Техническая характеристика водо-водянных теплообменных
аппаратов
|
Тип ВВТ и диаметр корпуса
|
Поверхность нагрева, м2
|
Число труб и живое сечение
(м2) одного хода
|
Допустимое рабочее давление
(кгс/см2) и темп. среды (0С)
|
|
|
Трубный пучок
|
Межтрубное пространство
|
Трубный пучок
|
Межтрубное пространство
|
|
ОГ-6 (1 корпус 273 )656/0,014228/0,01395/1005/130
|
|
|
|
|
|
|
ОГ-24 (4 корпуса 273)2428/0,07128/0,013914/1405/150
|
|
|
|
|
|
8.3 Выбор вспомогательного оборудования
.3.1 Выбор сетевых насосов
Сетевые насосы предназначены для осуществления циркуляции воды по
замкнутому циклу, а именно: сетевой насос - напорный коллектор - напорный
трубопровод - подогреватели сетевой воды - трубопровод прямой воды -
отопительные схемы абонентов - обратный трубопровод тепловой сети - всасывающий
коллектор сетевых насосов - сетевой насос. Расход сетевой воды через котёл
составляет 435,805 т/ч или 121,06 кг/с.
Величина гидравлических сопротивлений котлов и тепловых сетей составляет
Н=70 м, поэтому согласно [26] принимаем к установке насосы типа Д-315/71,
6К-8У и насос типа К 90/55. Насос Д-315/71 работает в зимнее время, а насосы
6К-8У и К 90/55 предназначены для летнего времени.
Таблица 8.4-Техническая характеристика сетевых насосов
|
№ пп
|
Наименование
|
Условное обозначение
|
Тип
|
Производ. м3/час
|
Напор м.вод.ст.
|
Эл. двигатель
|
|
|
|
|
|
|
кВт
|
об/мин
|
|
1.
|
Сетевой насос
|
СН- 1,2
|
Д-315/7
|
315
|
71
|
75
|
2960
|
|
2.
|
Сетевой насос
|
СН-3
|
6К-8У
|
162
|
32,5
|
37
|
1460
|
|
3.
|
Сетевой насос
|
СН-4
|
К 90/55
|
90
|
55
|
37
|
2940
|
8.3.2 Выбор питательных насосов
Электропитательные насосы предназначены для питания паровых котлов
деаэрированной водой. Вода из питательного деаэратора с температурой 102-104°.
С поступает на всас насосов и затем насосом под давлением через напорный
трубопровод подается в паровые котлы. Электропитательные насосы имеют
автоматическое включение резерва. АВР срабатывает при аварийном отключении эл.
двигателя работающего насоса или при падении давления в питательных магистралях
до 14 кгс/см2. Принимаем к установке 3 электропитательных насоса
типа ЦНСГ 38/198.
Таблица 8.5-Техническая характеристика питательных насосов
|
№ пп
|
Наименование
|
Условное обозначение
|
Тип
|
Производ. м3/час
|
Напор м.вод.ст.
|
Эл. двигатель
|
|
|
|
|
|
|
кВт
|
об/мин
|
|
1.
|
Питательный насос
|
ЭПН- 1,2
|
ЦНСГ-38/198
|
38
|
198
|
35
|
2880
|
|
2.
|
Питательный насос
|
ЭПН-3
|
ЦНСГ-38/198
|
38
|
198
|
40
|
2900
|
8.3.3 Выбор подпиточных насосов
Подпиточные насосы предназначены для восполнения утечек из тепловой сети,
заполнения систем отопления и трубопроводов, подключенных к тепловой сети,
деаэрированной водой. Подпиточные насосы имеют автоматическое включение резерва
(АВР).
АВР срабатывает при отключении эл. двигателя работающего насоса или при
снижении давления до 4,0 кгс/см2. Расход подпиточной воды составил
11,89 т/ч или 3,303 кг/с. Исходя из потерь воды и напора равного 190 м.вод.ст.,
принимаем к установке 2 насоса типа К 20/30.
Таблица 8.6-Техническая характеристика подпиточных насосов
|
№ пп
|
Наименование
|
Условное обозначение
|
Тип
|
Производ. м3/час
|
Напор м. вод.ст.
|
Эл. двигатель
|
|
|
|
|
|
|
кВт
|
об/мин
|
|
1.
|
Подпиточный насос
|
ППН-1
|
К 20/30
|
20
|
30
|
4
|
2880
|
|
2.
|
Подпиточный насос
|
ППН-2
|
К 20/3
|
20
|
30
|
4
|
2880
|
8.3.4 Выбор погружного насоса
Погружной насос предназначен для подачи сырой воды в систему
водоснабжения котельной из ёмкости сырой воды объемом 25м3 при
снижении давления в трубопроводе городской воды. Расход сырой воды, проходящей
через насосы составляет 14,86 т/ч или 4,13 кг/с; потери напора 70м.вод.ст.
Принимаем к установке насос типа ЭЦВ 6/16.
Таблица 8.7-Техническая характеристика погружного насоса
|
№ пп
|
Наименов.
|
Условное обозначение
|
Тип
|
Производ. м3/час
|
Напор м.вод.ст.
|
Эл. двигатель
|
|
|
|
|
|
|
кВт
|
об/мин
|
|
1.
|
Погружной насос
|
1-ЭЦВ
|
1-ЭЦВ 6/16
|
16
|
75
|
8
|
2850
|
9 Автоматизация парового котла ДКВР-10/13
.1 Технологическая характеристика и описание объекта
управления
Паровой котел марки ДКВР-10/13 выпускается на Бийском котельном заводе.
Котлы типа ДКВР - газомазутные, паровые, вертикальные, водотрубные.
Предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара.
Основные параметры котла ДКВР-10/13:
1 номинальная паропроизводительность 10
т/ч;
2 рабочее давление 1,3 МПа;
3 температура насыщенного пара 195°С;
4 температура питательной воды 104°С;
5 топливо - мазут.
Для оптимальной работы парового котла и поддержания заданных параметров
производителя теплотехнический контроль и автоматическое регулирование параметров
сред.
Поставленная выше задача выполняется с учетом решения следующих вопросов:
6 регулирование давления и расхода
топлива с целью оптимизации процесса горения в топочной камере и для
поддержания заданной паропроизводительности котла;
7 регулирование расхода воздуха
подаваемого в топку котла для нормального процесса сжигания топлива;
8 контроль за температурой уходящих
газов после топочной камеры и водяного экономайзера с целью определения полноты
сгорания топлива и установки оптимальных режимов работы котла;
9 регулирование разряжения в топке.
Таблица 9.1-Техническое задание на тепловой контроль.
|
Параметры теплового
контроля
|
Номинальное значение
|
Характеристика среды
|
Место установки Вторичного
прибора
|
Вид контроля
|
Класс точности
|
|
давление пара в барабане
котла
|
1,3 МПа
|
пар
|
по месту
|
П
|
1,5
|
|
давление питательной воды
|
1,9 МПа
|
вода
|
по месту
|
П
|
1,5
|
|
давление газа
|
3,5 кПа
|
газ
|
по месту
|
П
|
1,5
|
|
давление воздуха
|
1,1 кПа
|
воздух
|
по месту
|
П
|
1,5
|
|
разряжение в топке
|
-30 Па
|
дымовые газы
|
по месту
|
П
|
2,5
|
|
разряжение перед дымососом
|
-1,3 кПа
|
дымовые газы
|
по месту
|
П
|
2,5
|
|
уровень воды в барабане
котла
|
±90мм.вод.ст.
|
вода
|
по месту
|
П
|
1,5
|
|
давление мазута перед
горелками
|
2 МПа
|
мазут
|
по месту
|
П
|
1,5
|
|
Тем. дымовых газов за
котлом
|
280 °С
|
дымовые газы
|
на щите
|
ПС
|
1,5
|
|
Тем. дым. газов после
экономайз.
|
150 °С
|
дымовые газы
|
на щите
|
ПС
|
1,0
|
|
расход пара
|
10 т/ч
|
пар
|
на щите
|
ПС
|
1,0
|
Таблица 9.2- Техническое задание на автоматическое регулирование
|
Регулируемый параметр
|
Номинальное значение
|
Допустимое отклонение
|
Возмущение
|
|
|
длительное
|
кратковременное
|
|
|
давление пара в барабане
|
1,3 МПа
|
0,05 МПа
|
0,1 МПа
|
расход пара
|
|
разряжение в топке
|
-30 Па
|
З Па
|
6 Па
|
|
|
содержание О2 в
топке
|
1:10%
|
0,2
|
1
|
|
|
уровень воды в барабане
|
±90 мм.вод.ст.
|
10 мм..вод.ст.
|
20 мм. вод.ст.
|
расход пара
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 9.3-Техническое задание на сигнализацию и автоматизацию
|
Изменение параметра
|
Критическое значение
|
Сигнал. и автомат. защита
|
|
повышение давления в
барабане
|
> 0,35 МПа
|
световая звуковая
|
|
падение давления газа
|
< 3,5 МПа
|
световая звуковая
|
|
падение давления мазута
|
< 2 МПа
|
световая звуковая
|
|
понижение уровня воды в
барабане котла
|
±90 мм..вод.ст.
|
световая звуковая
|
|
погашение факела
|
|
световая звуковая
|
9.2 Описание схемы автоматизации парового котла ДКВР-10/13
Схема автоматизации разработана в соответствии с заданием на технический
контроль и выполняет следующие функции:
1 теплотехнический контроль;
2 автоматическое регулирование;
3 техническую защиту.
Теплотехнический контроль включает в себя измерение следующих параметров:
4 давление пара в барабане котла и
питательной воды с помощью показывающих манометров (поз. 13а и 176), давление
газа и воздуха с помощью манометра и напоромера (поз. 8а и 16а), разряжение в
топке и перед дымососом с помощью тягонапоромера;
5 уровень воды в барабане котла с
помощью измерительной колонки (поз. 2а) и дифманометра (поз. 2в);
6 давление мазута перед горелками с
помощью разделительного сосуда и манометра (поз. 12а и 126);
7 температура дымовых газов за котлом и
после экономайзера с помощью платиновых преобразователей температуры (поз. 6а,
6б и 6к);
8 расход пара методом переменного
перепада давления с применением сужающего устройства (поз. 11а) и дифманометра
(поз. 116).
Автоматическое регулирование предусматривает стабилизацию на заданном
значении следующих параметров:
9 уровня воды в барабане котла.
Регулятор (поз. 2е) получает информацию о значении уровня от дифманометра (поз.
2в), датчик которого включен в измерительную схему регулятора. Регулятор через
усилитель (магнитный пускатель) (поз. 2ис) и исполнительный механизм (поз. 2з)
изменяет расход питательной воды в барабан котла, переставляя регулирующий
клапан на магистрали питательной воды.
10давление пара в
барабане котла. Регулятор (для газа поз. 4е, для мазута 5е) получает информацию
от преобразователя избыточного давления (для газа поз. 4а, для мазута 5а). При
отклонении значения от заданной величины регулятор через усилитель (для газа
поз. 4ж, для мазута поз. 5ж) и исполнительный механизм (для газа поз. 4з, для
мазута поз. 5з) перемещает регулирующий клапан, изменяющий расход топлива к горелкам.
11разряжение в
топке. Регулятор разряжения (поз. 1е) получает сигнал от датчика - реле напора
тяги (поз 1а). При отключении разряжения от заданной величины регулятор через
усилитель (поз. 1ж) и исполнительный механизм (поз. 1г) воздействует на направляющий
аппарат дымососа.
12регулирование
соотношения топливо-воздух. Регулятор (поз. 3е) получает информацию о расходе
топлива с прибора (поз. 3н), фиксирующие информацию о давлении топлива, и от
датчика избыточного давления воздуха в воздуховоде. Заданное соотношение
поддерживается регулятором путем воздействия через усилитель (поз. 3ж) и
исполнительный механизм (поз. 3г) на направляющий аппарат вентилятора.
- температура уходящих газов после утилизатора. Регулятор утилизации
(поз. 26в) получает информацию от термометра сопротивления (поз. 26а, поз. 266)
о температуре дымовых газов после утилизатора и воды после утилизатора. При
отключении заданного соотношения регулятор через усилитель (поз. 26г)
воздействует на исполнительный механизм (поз. 26е), который изменяет положение
заслонки на обводном канале помимо теплоутилизатора, меняя тем самым расход
газов в утилизатор.
Для автоматического регулирования используется аппаратура Московского
завода тепловой автоматики: регуляторы РС 29.1.12 М со встроенным задатчиком,
переключателем и кнопками управления, магнитный пускатель J 29.3; электрические
исполнительные механизмы МЕО изготовляются в г. Чебоксары на по «Промприбор».
Дистанционное управление исполнительными механизмами осуществляется
непосредственно с лицевой стороны регуляторов при установке переключателя
управления в положении «Р» (ручное). Техническая сигнализация и защита
обеспечивает автоматическую световую защиту сигнализацию при повышении давления
пара выше допустимого от электроконтактного манометра (поз. 4д), при понимании
уровня в барабане от контактов уровнемера (поз. 26), при изменении давления
газа от напоромера (поз.8а), при погашении факела от прибора контроля пламени
(поз. 7к).
Одновременно для автоматической защиты эти же сигналы вызывают
срабатывание переключателя (поз. 3и) вызывающего отсечку подачи топлива к
горелкам (свечи безопасности и клапаны отсекатели).
Таблица 9.4-Спецификация на приборы теплового контроля и автоматического
регулирования
|
№ п/п
|
Наименование параметра
|
Диапазон значений
|
Место установки
|
Наименование прибора
|
Тип прибор
|
Кол-во
|
Завод изготовитель
|
|
1а
|
разрежение в котле
|
10-40 кПа
|
по месту
|
датчик-реле напора-тяги
|
ДНТ-100
|
1
|
Завод «Старорусс прибор» г.
Старая Руса
|
|
1б
|
Раз. в котле
|
10-40 кПа
|
по месту
|
тягонапоромер
|
ТНМП-100
|
1
|
Прибор. завод г.Саранск
|
|
1 е
|
Разрежение в котле
|
|
на щите
|
регулятор
|
РС29.1.12. М
|
1
|
МЗТА
|
|
1 ж
|
Разряжение в котле
|
|
на щите
|
Усил. 3-х фазный
|
129.3
|
1
|
МЗТА
|
|
1 з
|
Разрежение в котле
|
|
по месту
|
Исполнит.механизм
|
МЭО 100/25
|
1
|
ПО «Промприбор» г.Чебоксары
|
|
2а
|
-315 315мм.в.ст.по местусосуд переменного
уровняП-1981Завод «Теплоконтроль» г.Казань
|
|
|
|
|
|
2б уровень в барабане котла -315315мм.в.ст.по местууровнемер
|
показывающийДСП-160
м11Завод «Теплоконтроль» г.Казань
|
|
|
|
|
|
|
|
2в
|
уровень в бар. котла
|
06,3 кПапо местудифманометр«Сапфир»22ДД1Завод
«Теплоконтроль» г.Казань
|
|
|
|
|
|
|
2е
|
Ур. в бар. котла
|
|
на щите
|
регулятор
|
РС29.112М
|
1
|
МЗТА
|
|
2ж
|
Ур. в бар. котла
|
|
по месту
|
усилитель
|
J29.3
|
|
МЗТА
|
|
2з
|
уровень в барабане котла
|
|
по месту
|
исполнительный механизм
|
МЭО 100/25
|
1
|
По «Промприбор» г.Чебоксары
|
3а Дав. воздуха перед горел. 01,6 кПапо местуДатчик избыточ.
|
давления«Сапфи р»
22ДИ1Завод «Тепло-контроль» г.Казань
|
|
|
|
|
|
36 Дав. воздуха перед горелками 01,6
кПапо местуДатчик избыт.
давления«Сапфир» 22ДИ1Завод «Тепло- контроль»
3г Дав. воздуха перед горелк. 01,6кПапо местуДатчик избыточ.
давления«Сапфир» 22ДИ1Завод «Тепло- контроль»
|
г.Казань
|
|
|
|
|
|
|
|
3е
|
Дав. воз. перед гор.
|
|
на щите
|
регулятор
|
РС29.1.12. М
|
1
|
МЗТА
|
|
3ж
|
Дав. воз. перед горел.
|
|
по месту
|
усилитель
|
J29.3
|
1
|
МЗТА
|
|
3з
|
Давление воздуха перед
горелками
|
|
по месту
|
исполнительный механизм
|
МЭО 100/25
|
1
|
ПО «Промприбор» г.Чебоксары
|
|
3и
|
Давление воздуха перед
горелками
|
|
на щите
|
переключатель
|
ПМОФ 45 222222/11-Д9
|
1
|
Завод «Тепло- контроль»
г.Казань
|
4а давление пара 02,5 МПапо
местуПреоб. избыточ.
давления«Сапфир» 22ДИ1Завод «Тепло- контроль»
|
г.Казань
|
|
|
|
|
|
|
|
4е
|
Дав. газа перед горел.
|
|
на щите
|
регулятор
|
РС 29.1.12 М
|
1
|
МЗТА
|
|
4ж
|
Дав. газа перед горел.
|
|
по месту
|
усилитель
|
J29.3
|
1
|
МЗТА
|
|
4з
|
Давление газа перед
горелками
|
|
по месту
|
исполнительный механизм
|
МЭО 100/25
|
1
|
ПО «Промприбор» г.Чебоксары
|
|
4д
|
давление пара
|
|
по месту
|
показывающий сигнал.
манометр
|
ДМ-20- -10ср
|
1
|
Завод «Тепло- контроль»
г.Казань
|
5а давление пара 02,5 МПапо
меступреобразователь давления«Сапфир» 22ДИ1концерн
|
«Метран» г.Челябинск
|
|
|
|
|
|
|
|
5е
|
давление пара
|
|
на щите
|
регулятор
|
РС 29.1.12 М
|
1
|
МЗТА
|
|
5ж
|
давление пара
|
|
по месту
|
усилитель
|
J29.3
|
1
|
МЗТА
|
|
5з
|
давление пара
|
|
по месту
|
Исполн. механизм
|
МЭО 100/25
|
1
|
ПО «Промприбор» г.Чебоксары
|
6а температура уходящих газов до экономайзера 200600 °Спо меступреобразователь темп. платиновыйТСП
1001«Львовприбор»
6б Температура уходящих газов после эконом. 200600 °Спо меступреобразователь темп. платиновыйТСП
1001«Львовприбор»
Таблица
|
6к
|
Температура уходящих газов
до и после экономайзера
|
|
на щите
|
Преобразователь
показывающий прибор
|
ТРМ-25
|
1
|
«Львовприбор» г.Львов
|
|
7а
|
Контроль пламени
|
|
по месту
|
преобразователь
фотоэлектрический
|
ФД 4
|
1
|
Завод «Староруссприбор» г.
Старая Руса
|
|
7б
|
Контроль пламени
|
|
по месту
|
преобразователь
фотоэлектрический
|
ФД 4
|
1
|
Завод «Староруссприбор» г.
Старая Руса
|
|
7к
|
Контроль пламени
|
|
на щите
|
прибор контроля пламени
|
Ф34.2
|
1
|
Завод«Староруссприбор» г.
Старая Руса
|
|
7л
|
искра
|
|
по месту
|
Катушка зажигания
|
К-115
|
1
|
Завод«Староруссприбор» г.
Старая Руса
|
|
7м
|
искра
|
|
по месту
|
Катушка зажигания
|
К-115
|
1
|
Завод«Староруссприбор» г.
Старая Руса
|
8а давление газа перед горелками 06
кПапо меступоказывающий
|
прибор
напоромерНМП-1001Завод«Староруссприбор» г.. Старая Руса
|
|
|
|
|
|
|
|
8б
|
Давление газа перед
горелками
|
36кПапо местудатчик-реле
напораДРД-61Завод«Староруссприбор» г. Старая Руса
|
|
|
|
|
|
Таблица
9а разрежение перед дымососм -1,6 0 кПапо меступоказывающий тягонапоромер
мембранныйТНМП-1001Приборостроительный
10а давление газа в коллекторе 06 кПапо меступоказывающий
напоромерНМП-1001Приборостроительный
|
завод г. Саранск
|
|
|
|
|
|
|
|
11а
|
расход пара
|
0-16 т/ч
|
по месту
|
диафрагма камерная с
угловым отбором пара
|
ДК-6
|
1
|
«Манометр» г.Москва
|
116 расход пара 010 кПапо местудифманометр первичный преобразователь
давления«Сапфир» 22ДД1Завод «Тепло-
11к расход пара 016
т/чна щитеприбор
показывающийДиск 2501Завод «Староруссприбор»
|
г. Старая Руса
|
|
|
|
|
|
|
|
12а
|
давление мазута перед
горелками
|
|
по месту
|
сосуд разделительный
|
СРС-63
|
1
|
Завод «Тепло- контроль»
|
|
126
|
давление мазута перед
горелками
|
02,5 МПапо меступоказывающий манометрМП-441«Монотоль»
г.Томск
|
|
|
|
|
|
|
13а
|
давление пара в барабане
|
02,5 МПапо меступоказывающий манометрМП-441«Монотоль»
г.Томск
|
|
|
|
|
|
136 температура пара в барабане 0200 °Спо местутермометр показывающий=100 ммТТП1ОАО
«Термопри- бор»
14а температура мазута 0200 °Спо местутермометр показывающий=63 ммТТП1ОАО
Таблица
|
15а
|
Давление мазута перед
горелками
|
02,5 МПапо местуманометрМП-441«Монотоль» г.Томск
|
|
|
|
|
|
16а Температура воздуха перед горелками 050
°Спо местутермометр
|
показывающийТТП1ОАО
«Термоприбор» г.Клин
|
|
|
|
|
|
|
|
16б
|
Давление воздуха перед
горелками
|
06 кПапо местунап.
показыв.МНП-1001Приборостроительный завод г.Саранск
|
|
|
|
|
|
17а Расход питательной воды 0150
м3/спо местусчетчик
горячей водыВСГ-801Приборостроиельный
176 давление воды до экономайзера 02,5 МПапо меступоказывающий
|
манометрМП-441«Монотоль»
г.Томск
|
|
|
|
|
|
17в Температура воды до экономайзера 0100
°Спо местутермометр
показывающийТТП1ОАО «Термоприбор»
17г Температура воды после экономайзера 0150
°Спо местутермометр
показывающийТТП1ОАО «Термоприбор»
|
г.Клин
|
|
|
|
|
|
|
|
18а
|
расход газа
|
1000 м3/ч
|
по месту
|
счетчик газа dу=150
|
СТ-16 М
|
1
|
ОАО «Термоприбор» г.Клин
|
186 Температура газа перед котлом -3050
°Спо местутермометр
|
показывающийТТП1ОАО
«Термоприбор» г.Клин
|
|
|
|
|
|
19а температура уходящих газов 0300
°Спо местутермометр
|
показывающийТТП1ОАО
«Термоприбор» г.Клин
|
|
|
|
|
|
Таблица
|
20а
|
давление мазута перед
горелками
|
|
по месту
|
Сосуд разделительный
|
СРС-63
|
1
|
Завод «Теплоконтроль»
г.Казань
|
|
20б
|
Дав. мазута перед гор.
|
|
по месту
|
Сосуд разделительный
|
СРС-63
|
1
|
Завод «Теплоконтроль»
г.Казань
|
20в Давление мазута перед горелками 02,5 МПапо меступоказывающий и сигнализирующий
манометрДМ 20-
|
-10ср1Концерн «Метран»
г.Челябинск
|
|
|
|
|
|
|
|
21а
|
давление пара
|
|
по месту
|
преобразователь давления
|
«Сапфир» 22ДИ
|
1
|
Концерн «Метран»
г.Челябинск
|
|
216
|
давление пара
|
|
на щите
|
Показывающий прибор
|
Диск 250
|
1
|
Завод «Теплоконтроль»
г.Казань
|
11. Защита окружающей среды
При сжигании топлив в котельных и ТЭЦ в окружающую среду поступает
значительное количество золы и дымовых газов, содержащих окислы серы и азота,
углекислый газ. Это усугубляется тем, что ТЭЦ и котельные расположены в городах
и посёлках. Различные методы очистки топлива и дымовых газов не позволяют
полностью защитить воздушный бассейн от воздействия вредных веществ. Поэтому
они сочетаются с рассеиванием последних с помощью дымовых труб [12].
11.1 Расчёт объемов продуктов сгорания
Количество
тепла с паром и продувочной водой барабанных котлов при отсутствии
промперегрева, 
, (11.1)
где
,
,
-энтальпия перегретого пара, питательной воды и воды
при температуре насыщения в котле, кДж/кг;
-величина
продувки котлов, т/ч; 
Расход топлива на котёл, кг/ч
, (11.2)
где
-теплотворная способность топлива берётся из [13], она
равна =38,77
; 
-КПД котла, он равен =0,894
Объёмный
расход продуктов сгорания при нормальных условиях, м3/с
, (11.3)
где
и 
-объём
продуктов сгорания и объём теоретически необходимого количества воздуха при
сгорании одного килограмма топлива [13]; 
-коэффициент
избытка воздуха, для газомазутных котлов под разряжением равен 1,1
У
котлов, работающих под разряжением, имеются присосы воздуха к продуктам
сгорания 
, которые оцениваются следующим образом:
в
топке 
;
в
трубчатом воздухоподогревателе 
;
в
регенеративном воздухоподогревателе 
;
в
остальных конвективных поверхностях нагрева 
;
Тогда
суммарные присосы воздуха в пределах котла
(11.4)
Объём присасываемого воздуха в пределах котла при нормальных условиях, м3/с
, (11.5)
Объёмный
расход газов из котла при температуре газов 
, м3/с
, (11.6)
где
-температура уходящих газов с учетом присосов воздуха
по котлу, 0С; 
;
Присосы
воздуха в золоуловителях внешних газоходов и в дымовой трубе
(11.7)
где
при наличии электрофильтров 
;
при
других типах золоуловителей 
;
во
внешних газоходах на каждые 10м длины при выполнении их из металла 
; других материалов 
;
в
дымовой трубе 
;
Количество
присасываемого воздуха при нормальных условиях, м3/с
, (11.8)
Количество
присасываемого воздуха при температуре воздуха, м3/с
, (11.9)
где
-температура воздуха, 0С; для оборудования,
установленного в котельной, можно принять летом 
;
Плотность
газов за котлом, кг/м3
, (11.10)
где
-коэффициент, зависящий от вида топлива и принимаемый
равным для мазута 1,0 по [13];
Плотность
присасываемого воздуха, кг/м3
, (11.11)
Массовой
расход газов из котла, кг/с
, (11.12)
Масса
присасываемого воздуха, кг/с
, (11.13)
Температура
газов с учётом присосов за котлом, 0С; и их плотность, кг/м3
, (11.14)
, (11.15)
(11.16)
Объёмный
расход газов из котла в устье дымовой трубы, м3/с
, (11.17)
11.2
Определение выбросов окислов серы
Выброс
окислов серы, г/с
, (11.18)
где
-содержание серы на рабочую массу из [13],
; 
-доля
окислов серы, улавливаемая летучей золой в котле, определяется по таблице 4
[12],
; 
-доля
окислов серы, улавливаемая в золоуловителе, определяется по рисунку 1 [12],
11.3
Определение выбросов окислов азота
Выброс
окислов азота, г/с
, (11.19)
где
-коэффициент, характеризующий выход окислов азота
условного топлива, кг/т, определяется для котлов паропроизводительностью менее
70 т/ч
, (11.20)
-коэффициент,
учитывающий содержание в топливе азота, при сжигании азота 
; 
-коэффициент,
учитывающий конструкцию горелок, 
; 
-коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления,
; 
-
коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в
зависимости от условий подачи их в топку при номинальной нагрузке и степени
рециркуляции газов; 
-коэффициент, характеризующий снижение выброса окислов
азота при подаче части воздуха помимо основных горелок,
[13]
11.4
Ориентировочное определение высоты дымовой трубы
Необходимая высота дымовой трубы для рассеивания выбросов котлоагрегатов
в первом приближении, м
, (11.21)
где
А-коэффициент, зависящий от метеорологических условий в данном районе, А=120;
М-массовый
выброс вредных веществ, г/с
, (11.22)
где
-предельно допустимая концентрация NO2,
равная 0,085 мг/м3; 
-предельно
допустимая концентрация SO2, равная 0,5 мг/м3;коэффициент,
учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе,
принимается равным 1; стр -концентрация вредных веществ в
атмосферном воздухе, полученных с выбросом М, которая может быть создана
дымовой трубой без превышения предельно допустимой концентрации (ПДК) на уровне
дыхания, мг/м3
, (11.23)
-
объёмный расход газов из котла в устье дымовой трубы, м3/с; 
-разность температур уходящих газов и воздуха, 0С
, (11.24)
где-температура воздуха, равная средней температуре
наружного воздуха в 13 часов наиболее жаркого месяца, 0С; по [2] 
Диаметр
трубы в первом приближении, м
, (11.25)
где
-скорость газов на выходе, м/с
(11.26)
11.5
Определение высоты дымовой трубы
Принимаем
к установке по СНиП II-35-76 и справочному пособию по проектированию котельных
установок трубу кирпичную с dвн=1,2 м, H=30 м.
12.
Охрана труда
Тепловые
установки котельной являются сложным технологическим оборудованием, этим и
определяется высокая инженерная подготовка обслуживающего персонала выполнение
им требований охраны труда.
В
данной главе проводится анализ потенциально опасных факторов и условий труда в
помещении котельной, а также разработаны мероприятия по обеспечению комфортных
условий труда [24].
12.1 Анализ опасных и вредных факторов при обслуживании
теплового оборудования котельных
В котельной установлено оборудование, в котором проникающие процессы
характеризуются высокой температурой и избыточным давлением (котлы,
подогреватели, теплопроводы), а также электросиловое оборудование (газовые
горелки, циркуляционные насосы, щит управления).
Задачи охраны труда свести к минимуму вероятности поражения и заболевания
работников с одновременным обеспечением комфорта при максимальной
производительности труда.
Анализируя условия работы в котельной, убеждаемся, что существует ряд
вредных и опасных факторов. В процессе эксплуатации трубопроводов систем
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения также могут возникнуть ситуации,
обусловленные наличием опасных факторов.
Наиболее характерными опасными факторами при обслуживании котельной
являются:
1. Вероятность взрыва газовоздушной
смеси при розжиге, останове или эксплуатации котла.
2. Возможность разрушения оборудования
при превышении давления в нем выше допустимого.
3. Возможность термического ожога от горячих поверхностей
оборудования, теплопроводов, арматуры.
4. Вероятность получения электрических травм в случае повреждения
изоляции электрооборудования.
5. Вероятность получения механических травм при отсутствии
соответствующих ограждений вращающихся частей оборудования.
К производственным вредностям при работе в котельной относятся:
избыточные тепловыделения оборудования; повышенный уровень шума и вибрации;
нерациональное освещение в помещениях котельной.
12.2 Разработка инженерных мероприятий по предотвращению
воздействия опасных факторов
Обеспечение взрывобезопасности
По обеспечению взрывобезопасности предусмотрены устройства технической
защиты котла и контрольно- измерительные приборы.
Во избежание взрыва котла и разрушения газоходов применяют следующие
меры:
осуществляется контроль на пульте управления котла с установкой звуковой
и световой сигнализации;
-производится вентилирование топки и газоходов перед пуском котла и
газоходов после остановки котла в соответствии с правилами эксплуатации;
устанавливается взрывной клапан на газоходе;
устанавливается автоматика на линии, подающей воду в котел, чтобы при
падении давления в магистрали производилось автоматическое отключение котла;
своевременно производятся текущие и капитальные ремонты;
Во избежание взрыва котла в местах затрудненной циркуляции газов
устанавливаем взрывные клапаны мембранного типа.
, (10.1)
где
-объём топочной камеры котла ДКВР-15/13, 
Взрывные
клапаны устанавливаем по одному на каждый котел.
Защита
от чрезмерного повышения давления
Для
безопасности теплового оборудования при повышении давления предусматривается
установка предохранительных клапанов, производится контроль качества
питательной воды, питание котлов по двум независимым линиям, проведение
испытаний котла и капитальных ремонтов.
Предохранительные
клапаны, устанавливаемые на агрегатах и резервуарах, отрегулированы на
срабатывание при превышении рабочего давления на 10 %. Под воздействием
давления клапан открывается и выпускает избыток давления в атмосферу. Как
только давление в агрегате достигает рабочего значения- клапан автоматически
закрывается.
Произведем
расчет предохранительного клапана, установленного на котле ДКВР-15/13.
Площадь
сечения клапана определяем, в соответствии с [14], по формуле
(10.2)
где
-расход воды через клапан, т/с; -коэффициент расхода воды через клапан; 
-максимальное избыточное давление перед клапаном; 
-избыточное давление за клапаном; -плотность воды, кг/м3;
Выбираем,
согласно [14], клапан с 
с диаметром седла D=33мм, условных проход выходного
патрубка-80мм, условный проход входного патрубка-50мм.
Предохранительные
клапаны устанавливаем по два на каждый котёл.
Защита
от термических ожогов
Мероприятия
для предотвращения ожоговых травм в зонах обслуживания сводим к покрытию
изоляционными материалами конструкций и трубопроводов с греющими
теплоносителями.
Изолировать
необходимо только те поверхности оборудования и трубопроводов, которые
находятся в непосредственной близости к рабочей зоне.
В
качестве тепловой изоляции используем минералватные маты, теплополуизоляционные
цилиндры из минеральной ваты на синтетическом связующем.
В
качестве покровного слоя применяем металлические листы и металлическую сетку.
Конструкция
основного и покровного слоя выбирается в зависимости от диаметра трубопроводов,
размера оборудования, условий прокладки.
Все
эти мероприятия позволяют обеспечить температуру поверхности оборудования и
трубопроводов в пределах допустимой нормы (температура поверхности изоляции 
, в соответствии с [7]) и защитить обслуживающий
персонал от тепловых ожогов.
Произведем,
в качестве примера, расчет основных трубопроводов, расположенных внутри
котельной с теплоносителем- перегретая вода.
Рассчитаем
удовлетворит ли требованиям [7] температура на поверхности изоляции
трубопровода -
В
качестве материала изоляции используем полиуретан, у которого , S=30мм
Трубопровод
(Dнар х S = 325
20мм) транспортирует перегретую воду.
Температура
поверхности трубопровода tн =105 °С, температура воздуха внутри
помещения -t0=30°С.
Принимаем
величину коэффициента теплоотдачи от поверхности изоляции окружающему воздуху 
Вт/м2 °С, согласно [7].
Удельный
тепловой поток определяем по формуле
, (10.3)
С
другой стороны
, (10.4)
Приравниваем
правые части уравнений (10.3) и (10.4) и определяем неизвестную величину
,
где
-диаметр изоляции составляет: 
,
,
,
Температура
на поверхности изоляции удовлетворяет требованиям СНиП, так как согласно этому
документу температура на поверхности изоляции трубопровода должна
соответствовать выражению .
Профилактика
механических травм
Получение
механических травм обслуживающим персоналом котельной возможно от:
-вращающихся частей оборудования;
-неосторожного обращения с инструментом и приспособлениями при ручных
работах.
Для предотвращения получения механических травм обслуживающим персоналом
котельной предусматриваем:
-ограждение вращающихся частей оборудования;
-периодическую проверку знаний правил техники безопасности и правил
технической эксплуатации обслуживающим персоналом;
Для исключения выполнения вручную тяжелых работ по подъему и перемещению
грузов при ремонте и замене оборудования в котельной установлена электросталь с
концевым выключательным механизмом, крюк снабжен предохранительным
приспособлением.
Обеспечение электробезопасности
Котельная относится к категории помещений с повышенной опасностью. В
целях защиты обслуживающего персонала котельной от электрических травм
применяют ряд мер:
-внутренние электрические сети выполнены в виде закрытых изолированных
проводов и расположены в закрытых трубах и лотках;
распределительные щиты расположены в закрывающихся шкафах;
1в случае аварии
предусматриваем заземление каркасов распределительных устройств и насосов в
соответствии с [15];
Для обеспечения безопасной работы и сохранности оборудования
предусматриваем блокировку электрических двигателей насосов, которая исключает
самозапуск при восстановлении питания.
Для контроля от превышения напряжения предусматриваем (на щите
контрольно-измерительных приборов) указатели напряжения.
Напряжение электрических установок котельной - 380/220 в.
В качестве заземлителя для котельной используют арматуру железобетонного
фундамента.
Рассчитываем сопротивление растекания тока в соответствии с [16]
, (10.5)
где
S-площадь фундамента, м2; S=450м2; Рэ-эквивалентное
сопротивление Земли,
.
Эквивалентное
сопротивление земли:
, (10.6)
где
-удельное эквивалентное сопротивление Земли (верхнего
слоя); - удельное эквивалентное сопротивление Земли (нижнего
слоя); 
-толщина верхнего слоя Земли; 
-безразмерные коэффициенты.
Примем
; 
; 
; 
Тогда
по формуле (10.6) определяем эквивалентное сопротивление Земли
Сопротивление
растекания тока
Сопротивление
растекаемости тока получилось ниже допустимого, равного
Ом,
что позволяет применение установок до 1000 В и N = 591 кВт в соответствии с
правилами устройства и эксплуатации электроустановок [17].
12.3
Обеспечение комфортных условий труда
Для
обеспечения нормальных условий работы мест, которое достигается за счет
естественного боковым светом, через боковые проемы в наружных стенах. Для
обеспечения наиболее благоприятных условий работы в котельной применяем
искусственное освещение.
В
качестве рабочего освещения используем лампы дневного света типа ЛБ. Они
расположены по фронту котлов на подвесках и обеспечивают освещенность 100 лк по
[17].
В
местах, где естественное освещение не достаточно (в проходах, на котле, за
котлом и т.п.), организовано дежурное освещение: в проходах лампами дневного
света, на площадках котлов лампами накаливания, которые обеспечивают
освещенность 20 лк.
Аварийное
освещение устанавливается в следующих местах:
1пункт управления
и тепловой пункт;
2водоуказательные
приборы;
3фронт котлов и
проходы;
-площадки и лестницы котлов.
- при аварийном освещении освещенность на рабочих местах составляет 5 лк.
12.4 Защита от шума и вибрации
Для снижения шума в местах присоединения воздуховода к вентилятору
используем мягкие вставки. Динамичное оборудование: вентиляторы, дымососы
устанавливают на отдельных фундаментах. Отделяем щиты управления от источника
шума и покрываем их изнутри звукоизолирующим материалом, согласно [18].
Для ослабления вибраций кожухов ограждений и других деталей
электродвигателей, выполняемых из стальных листов, применяют вибропоглощение,
путем нанесение на вибрирующую поверхность слоя резины, которая рассеивает
энергию вибрации, при этом также снижается уровень производственного шума. В
качестве амортизации вибраций используют резиновые прокладки. Таким образом,
для снижения вибрации согласно [19] проводим следующие мероприятия:
- применяем виброремфирование, т.е. процесс уменьшения вибрации
путем превращения механической энергии в тепловую с помощью резины;
- уменьшение вращающих сил путем балансировки вращающихся масс.
12.5 Формирование микроклимата
Оптимальный микроклимат в помещении обеспечивает поддержание теплового
равновесия между организмом и окружающей средой , что создает для
обслуживающего персонала комфорт и высокую трудоспособность.
Поддержание на заданном уровне параметров, обеспечивающих
микроклимат-температуры, влажности, подвижности воздуха, созданием хорошей
теплоизоляции поверхностей теплового оборудования, экранированием источников
излучения.
Исходя из категории работ, принимаем для котельной следующие параметры
воздуха в рабочей зоне по [20]:
4температура
воздуха 20 °С;
5влажность воздуха
40-60 %;
- скорость движения воздуха 0,3 м/с.
Общеобменная вентиляция характеризуется кратностью воздухообмена:
, (10.7)
где
-объёмный расход воздуха, поступающего в котельную, м3/ч;
-объём помещения котельной, м3.
Объём
расхода воздуха
, (10.8)
где
-тепловыделения в помещении, кВт; 
-разность энтальпий поступающего и удаляемого воздуха
из помещения, кДж/кг.
Тепловыделения
в помещении, Вт
, (10.9)
где
-удельная тепловая характеристика помещения, 
; -температура
воздуха внутри помещения, 
; 
-температура
наружного воздуха, 
.
В
соответствии с [7] для котельной кратность воздухообмена соответствует.
Из
расчёта делаем вывод, что кратность воздухообмена удовлетворяет требованиям, в
которых 
должно быть больше 3 (
).
12.6
Обеспечение пожарной безопасности
Данная
котельная относится по взрывопожаробезопасности к категории Г. Для
предупреждения пожаров технического характера в котельной проводится
систематическая проверка состояния оборудования.
Для
предотвращения пожара применяем следующие меры:
-используем негорючие и трудно горючие вещества и материалы вместо
пожароопасных веществ;
применяем средства пожаротушения, щит со средствами пожаротушения
располагается на видном и легкодоступном месте;
- применяем конструкции объектов с регламентированным пределом
огнестойкости и горючести.
Средства пожаротушения подлежат периодической проверке (не реже 1 раза в
месяц).
С персоналом котельной проводят инструктажи об умении пользоваться
средствами пожаротушения. Необходимо иметь в котельной пожарный гидрант. Все
пожарные средства защиты должны быть окрашены в красный цвет [21].
13 Расчёт технико-экономических показателей котельной
13.1 Общее количество выработанной тепловой энергии
теплоисточником, ГДж/год
, (12.1)
где
-количество тепловой энергии, отпущенное в тепловую
сеть, ГДж, за рассматриваемый период; 
-количество
тепла, рекомендуемое на собственные нужды котельной, ГДж, 
.
13.2
Определение затрат на топливо
Потребность
в условном топливе для котельной, тут;
, (12.2)
где
-количество топлива на планируемый период, тут; 
-удельный расход условного топлива, кгут/Гкал,
Таблица 12.1- Удельный расход условного топлива
|
Марка котла
|
2 котла ДКВР-15/13
|
ДКВР-6,5/13
|
ДЕ-10/14
|
|
Уд.расход условного топлива
|
159,6 кгут/Гкал
|
160,5 кгут/Гкал
|
157 кгут/Гкал
|
принимаем
кгут/Гкал
Пересчёт
условного топлива на натуральное
, (12.3)
где
Э-калорийный эквивалент.
, (12.4)
где,
-соответственно низшая теплота сгорания натурального
топлива, кДж/кг и условного топлива, равная 29309 кДж/кг.
3 Годовая стоимость топлива [25]
, (12.5)
где
-цена 1т натурального топлива с учётом
транспортировки, руб; 
13.3
Стоимость электроэнергии на производственные нужды котельной
, (12.6)
где
-суммарный годовой расход электроэнергии на нужды
котельной,
;
-стоимость
1 электроэнергии, коп.
13.4
Стоимость воды на производственные нужды котельной
, (12.7)
где
- удельный расход воды, кгут/Гкал, 
- цена 1т воды, руб; 
.
13.5
Расчет годового фонда оплаты труда
, (12.8)
где
-среднемесячная зарплата, руб.; 
-списочный состав рабочих [25].
13.6
Расчёт фонда амортизации
По
этой статье в себестоимости тепловой энергии учитывают амортизационные
отчисления на полное восстановление (реновацию) основных производственных
фондов котельной.
, (12.9)
где
-стоимость всего оборудования котельной, руб.; 
-норма амортизации всего оборудования котельной, %.
13.7
Расчёт затрат на текущие и капитальные ремонты
Текущие
и капитальные ремонты выполняют за счёт средств единого ремонтного фонда
предприятия.
Стоимость
текущих и капитальных ремонтов (в расчёте на год) может быть принята в размере
200% годовой суммы амортизационных отчислений, руб.
, (12.10)
.8
Цеховые (общекотельные) расходы
К
цеховым расходам относят расходы по содержанию общецехового персонала
(начальник котельной, инженеры), расходы на охрану труда, почтово-канцелярские
расходы, услуги других цехов (в данном случае кроме ремонта) и другие расходы.
Цеховые
расходы составляют 7% от эксплуатационных затрат.
, (12.11)
где
эксплуатационные расходы, руб.
, (12.12)
13.9 Общехозяйственные расходы
Общехозяйственные расходы составляют 7% от эксплуатационных затрат.
, (12.13)
Расчёт
себестоимости 1 ГДж отпущенной тепловой энергии
Суммарные
издержки производства
, (12.14)
Себестоимость
1 ГДж отпущенной энергии [25]
, (12.15)
Таблица
12.2-Расчёт себестоимости тепловой энергии и её структура
|
Статьи годовых издержек
котельной
|
Затраты на годовую выраб.
теплоты, тыс.руб
|
Затраты на отпущ. энергию
руб/ГДж
|
Удельный вес затрат, %
|
|
Стоимость топлива
|
994236,65
|
158,51
|
71,18
|
|
Стоимость электроэнергии на
производственные нужды
|
1445,395
|
0,23
|
0,103
|
|
Стоимость воды на
производственные нужды
|
224856
|
35,85
|
16,1
|
|
Фонд оплаты труда рабочих с
начислениями
|
3943,68
|
0,629
|
0,282
|
|
Фонд амортизации
|
250
|
0,04
|
0,018
|
|
Затраты на текущие и
капитальные ремонты
|
500
|
0,08
|
0,036
|
|
Цеховые расходы
|
85776,22
|
13,68
|
6,14
|
|
Общехозяйствен. расходы
|
85776,22
|
13,68
|
6,14
|
|
ИТОГО
|
1396784,17
|
222,69
|
100
|
Таблица 12.3-Технико-экономические показатели котельной
|
Наименование показателя
|
Единица измерения
|
Величина
|
|
Расчётная
паропроизводительность котельной
|
т/ч
|
38,56
|
|
Установленная
паропроизводительность котельной
|
т/ч
|
46,5
|
|
Годовая выработка тепловой
энергии
|
ГДж
|
358270
|
|
Годовой отпуск тепловой
энергии
|
ГДж
|
344490
|
|
Годовой расход топлива:
-натурального -в условном исчислении
|
т т
|
180770,3 238616,8
|
|
Годовой расход
электроэнергии
|
кВтч
|
|
|
Численность обслуживающего
персонала
|
чел.
|
40
|
|
Годовые издержки
производства
|
тыс.руб
|
1396784,17
|
|
Уд. расход топлива на 1 ГДж
отп. тепловой энергии: -натурального -в условном исчислении
|
кг/ГДж кг/ГДж
|
524,75 692,67
|
|
Удельный расход
электроэнергии на 1 ГДж отпущенной тепловой энергии:
|
кВтч/ГДж3,497
|
|
|
Себестоимость 1 ГДж
отпущенной тепловой энергии
|
руб/ГДж
|
222,69
|
Заключение
В данном дипломном проекте рассмотрена система теплоснабжения жилого
района пгт. Мурмаши Мурманской области от котельной, выполнен поверочный
расчет.
Определены тепловые нагрузки, составляющие на отопление жилого района
12,24 МВт, на вентиляцию-5,2 МВт, на горячее водоснабжение-2,83 МВт.
Определены расходы теплоносителей на жилой район. Расход на отопление
составил 73,03 кг/с.
Произведён гидравлический и тепловой расчёт теплосети.
Произведён расчёт тепловой схемы котельной и проверен выбор основного
оборудование (2 котла ДКВР-15/13, ДКВР-6,5/13 и ДЕ-10/14) и вспомогательного
оборудования.
Была разработана схема автоматизации парового котла ДКВР-10/13.
В проекте произведён анализ опасных и вредных факторов в котельной и
разработаны мероприятия по их предотвращению. Рассчитана дымовая труба.
Рассчитана себестоимость 1 ГДж теплоты, которая составляет 222,69 руб/ГДж
(931,77 руб/Гкал).
Библиографический список
. Эстеркин
Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учеб. пособ. для
техникумов.-Л.:Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1989.-280с., ил.
. Соколов
Е.Я. Теплофикация и тепловые сети - М.: Энергоатомиздат, 2000. - 360 с.
. СН и П
41-02-2003. Тепловые сети. - М: ЦИТП Госстроя, 2004 - 60 с.
. СН и П
2.04.05-95*. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. -М.: ЦИТП
Госстроя, 1995. - 64 с.
. Ривкин С.
Л., Александров А. А. Термодинамические свойсвва воды и водяного пара:
Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных - 2-е изд.,
перераб. И доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984, 80 с., ил.
. Сазанов
Б.В. и др. Промышленные тепловые электростанции. Под ред. Соколова Е.Я.- М.:
Энергия, 1967,-344 с.
. СН и П
2.04.14-88. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.-М.: ЦИТП Госстроя
СССР, 1989. - 32 с.
. Сафонов
А.П. Сборник задач по теплофикации тепловым сетям. Изд. 2-е, переработ. М.,
«Энергия», 1968.-240с., ил.
9. Субботин
В.И. Источники теплоснабжения и их режимы работы: Учеб. пособие; ГОУ ВПО
«Иван.гос.энерг.ун-т В.И.Ленина».-Иваново, 2005.-236с.
. Новое
теплообменное оборудование для промышленных энергоустановок и систем
теплоснабжения. Отраслевой каталог-М.: Москва, 1998.
. Соловьёв
Ю.П., Михельсон А.И. Вспомогательное оборудование ТЭЦ, центральных котельных и
его автоматизация. М., «Энергия», 1972.-256 с., ил.
. Cубботин
В.И. Охрана окружающей среды и вторичные энергоресурсы. Рабочая программа,
методические указания и контрольные задания для самостоятельной работы
студентов специальности 10.07 «Промышленная теплоэнергетика»; ГОУ ВПО
«Иван.гос.энерг.ун-т В.И.Ленина».-Иваново, 1990.-36с.
13.
Компоновка и тепловой расчёт парового котла: Учеб. пособие для вузов/ Ю.М.
Липов, Ю.Ф. Самойлов, Т.В. Виленский.-М.: Энергоатомиздат, 1998.-208 с., ил.
. Строев В.П.
Методические показания по расчёту и выбору предохранительных клапонов.-
Иваново. 1985-30 с.
. Охрана
труда. Учебн./ Под ред. Князевского Б.А.-М.: Высшая школа, 1982.-300 с.
. Охрана
труда в электроустановках/ Под ред. Князевского Б.А.-М.: Энергоатомиздат,
1983.-336 с.
. Справочник
по проектированию электроустановок и электросетей/ Под ред. Барыбина Ю.Г. I-М.:
Энергоатомиздат, 1991.-464 с.
. ГОСТ
12.1003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.
. ГОСТ 12.1.12-78
ССБТ. Вибрация. Общие требования безопасности.-М.: 1985.
. СН и П
2.01.01-82. строительная климатология и геофизика.-М.: Стройиздат. 1983.-320 с.
. СН и П
2.01-97. Пожарная безопасность зданий и сооружений.-М.: Стройиздат. 1997.
. СН и П
II-35-76. Котельные установки.
. Правила
устройства и безопасности эксплуатации паровых и водогрейных котлов. (БП
12-529-03)- М.: ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора
России», 2003.-199 с.
24. Арсёнов
В.Г. Вопросы охраны труда в дипломном проектировании: методические указания;
ГОУ ВПО «Иван.гос.энерг.ун-т В.И.Ленина».-Иваново, 1991.-20с.
. Определение
технико-экономических показателей промышленных и отопительных котельных:
методические указания/Левичев П.И., Садков В.С.; ГОУ ВПО «Иван.гос.энерг.ун-т
В.И.Ленина».-Иваново, 1993.-32с.
26. Апарцев
М.М. Наладка водяных систем централизованного теплоснабжения:
Справочно-методическое пособие.-М.: Энергоатомиздат, 1983.-204 с.