Галдин В.Д., Хуторной А.Н. Расчет тепловых схем теплогенерирующих установок - файл n1.doc

приобрести
Галдин В.Д., Хуторной А.Н. Расчет тепловых схем теплогенерирующих установок
скачать (2174.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc2175kb.08.07.2012 20:46скачать

n1.doc



РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ
ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИХ

УСТАНОВОК


Методические указания

к курсовой работе

для студентов специальности

270109 «Теплогазоснабжение

и вентиляция»

Омск 2010

Министерство образования и науки РФ

ГОУ ВПО «Сибирская государственная автомобильно-дорожная

академия (СибАДИ)»
Кафедра городского строительства и хозяйства
РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ
ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИХ УСТАНОВОК


Методические указания к курсовой работе

для студентов специальности

270109 «Теплогазоснабжение и вентиляция»


Составители: В.Д. Галдин, А.Н. Хуторной
Омск

СибАДИ

2


010

УДК 697.34

ББК 31.38

Рецензент канд. техн. наук, доц. И.Л. Чулкова

Работа одобрена научно-методическим советом специальности 290107 "Теплогазоснабжение и вентиляция".
Расчет тепловых схем теплогенерирующих установок: методические указания к курсовой работе для студентов специальности 270109 «Теплогазоснабжение и вентиляция»/ сост.: В.Д. Галдин, А.Н. Хуторной.  Омск: СибАДИ, 2010.  40 с.
Методические указания предназначены для выполнения курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Теплогенерирующие установки» для студентов специальности 270109 «Теплогазоснабжение и вентиляция».

Табл. 4. Ил. 4. Прил. 1. Библиогр.: 15 назв.

 ГОУ «СибАДИ», 2010



ОГЛАВЛЕНИЕ


Введение ……………………………………………………………………...

1. Задание к курсовой работе. Выбор исходных данных……………….

2. Составление и расчет тепловых схем теплогенерирующих

установок………………………………………………………………..

2.1. Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной теплогенерирующей установки ……………………………………

2.2. Принципиальная тепловая схема отопительной теплогенери-рующей установки с водогрейными котлами ..…………………..

2.3. Расчет тепловой схемы производственно-отопительной теплоге-

нерирующей установки ……………………………………………..

2.4. Расчет тепловой схемы отопительной ТГУ

с водогрейными котлами ………………………………....................

3. Расчет установки подготовки исходной воды (химводоочистки)

3.1. Выбор схемы водоподготовительной установки ………………….

3.2. Расчет оборудования двухступенчатой установки

Nа-катионирования ……………………….……………………….….

3.2.1. Расчет 2-й ступени Nа-катионового фильтра ………….………....

3.2.2. Расчет 1-й ступени Nа-катионового фильтра ………….………....

4. Подбор оборудования ТГУ ……………………….…………………….

4.1. Подбор деаэратора ………………………………………..………….

4.2. Подбор насосов …………………………………………..…………...

Приложение ……………………….…………………………………………

Библиографический список………………………………………………..

4

4
8
8
11
14
21

25

26
28

29

31

32

32

32

36

40


ВВЕДЕНИЕ
Расчет теплогенерирующей установки (ТГУ) является одним из этапов изучения дисциплины «Теплогенерирующие установки» и важным этапом в подготовке студентов по специальности «Теплогазоснабжение и вентиляция».

Основной задачей курсовой работы является освоение студентами методов проектирования ТГУ и приобретение навыков при составлении тепловых схем, выбора и расчета схем водоподготовки, компоновочных решений ТГУ, ознакомление с нормативной и справочной литературой.
1. ЗАДАНИЕ К КУРСОВОЙ РАБОТЕ.

ВЫБОР ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
Согласно учебному плану специальности «Теплогазоснабжение и вентиляция» по дисциплине «Теплогенерирующие установки» студенты выполняют курсовую работу, которая состоит из расчетной и графической частей.

Расчетно-пояснительную записку по курсовой работе рекомендуется оформлять в следующей последовательности:

– титульный лист;

– задание (в соответствии со своим вариантом);

– содержание;

– введение (дается краткая характеристика ТГУ и формулируется цель работы);

– составление, описание и расчет принципиальной тепловой схемы ТГУ;

– подбор необходимого оборудования;

– выбор, описание и расчет схемы водоподготовки (по заданному составу исходной воды, типу применяемых котлов и ТГУ);

– расчет и подбор необходимого оборудования водоподготовки;

– выбор и описание топливного хозяйства для проектируемой ТГУ (Для ТГУ на твердом виде топлива выбрать склад топлива и сделать его описание, выбрать систему топливоприготовления, топливоподачи и шлакозолоудаления. Для ТГУ на жидком и газообразном виде топлива выбрать и описать схему жидкого или газового хозяйства);

– выводы по работе.

Расчетно-пояснительная записка объемом 25-30 листов выполняется на белой бумаге формата А4 в соответствии с требованиями текстовой документации. Необходимые рисунки и графики приводятся по тексту.

Графическая часть работы выполняется на листе формата А2 в соответствии с действующими государственными стандартами и включает в себя принципиальную тепловую схему ТГУ со спецификацией оборудования и трубопроводов.

Исходными данными для проектирования ТГУ являются:

– тип ТГУ;

– тип используемых котлов;

– система теплоснабжения;

– тепловая нагрузка на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение;

– тепловая нагрузка на технологические нужды, температура и доля возвращаемого от потребителя конденсата;

– источник водоснабжения.

В табл. 1.1 и 1.2 приведены варианты для курсовой работы.
Таблица 1.1

Варианты для курсовой работы




Номер

вари-анта

Тепловая нагрузка потребителей, МВт



Доля

теряемо-

го конден-сата К



Темпера-

тура возвращаемого конденсата, ОС



Система теплоснабжения

на технологические нужды QТЕХ

на отопление и вентиляцию QОВ

на горячее водоснабжение QГВ

1

2

3

4

5

6

7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

10

9

2

3

4

5

6

7

8

7

6

5

4

6

5

4

3

2

6

5

4

3

2

6

0,20

0,15

0,10

0,05

0,20

0,15

0,10

0,05

0,20

0,15

0,10

85

80

75

75

80

85

70

75

80

85

70

З

З

З

З

З

З

З

З

З

З

З

Окончание табл. 1.1


1

2

3

4

5

6

7

12

13

14

15

16

17

18

19

20

8

7

6

5

4

3

2

7

5

3

2

7

6

5

4

8

2

5

5

4

3

2

6

5

4

2

3

0,05

0,20

0,15

0,10

0,05

0,20

0,15

0,10

0,05

75

80

85

70

75

80

85

80

75

З

З

З

З

З

З

З

З

З


Таблица 1.2

Источники водоснабжения теплогенерирующей установки


Номер

варианта

Источник водоснабжения ТГУ (река)

Номер

варианта

Источник водоснабжения ТГУ (река)

1

2

3

4

5

Енисей

Иртыш

Лена

Обь

Томь (Кемерово)

6

7

8

9

10

Томь (Новокузнецк)

Урал

Амур
Ангара

Тура


ЗАДАНИЕ

к курсовой работе по дисциплине

«Теплогенерирующие установки»
Разработать проект отопительно-производственной котельной с паровыми котлами типа для обеспечения теплотой систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и технологического теплоснабжения промышленных предприятий.

Тепловые нагрузки потребителей:

– на технологические нужды МВт;

– на отопление и вентиляцию МВт;

– на горячее водоснабжение МВт.

Схему теплоснабжения принять (закрытой, открытой).

Теплоносители в системе теплоснабжения принять:

– для целей отопления, вентиляции и горячего водоснабжения использовать высокотемпературную воду, подаваемую в теплосеть по температурному графику 150-70 ОС;

– для технологического пароснабжения использовать насыщенный пар с давлением 0,7 МПа.

Подогрев воды для системы теплоснабжения производить паром в пароводяных подогревателях.

Котлы оборудовать непрерывной продувкой, принимаемой 5 %, согласно СНиП II-35-76, п. 10. 20.

Расход пара на собственные нужды котельной принять равным 8 % от общего расхода вырабатываемого пара.

Потери сетевой воды из тепловых сетей принять равным 2 % от общего количества воды, циркулирующей в сетях.

Доля теряемого конденсата К .

Температура возвращаемого конденсата ОС.

Источником водоснабжения является река .

2. СОСТАВЛЕНИЕ И РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИХ УСТАНОВОК
Принципиальную тепловую схему ТГУ составляют с использованием исходных данных: типа ТГУ, типа котлов, тепловой нагрузки. В тепловой схеме отображают протекающие в определенной последовательности тепловые процессы, связанные с трансформацией теплоносителя и исходной воды.

При составлении схемы определяется все основное оборудование, необходимое для выработки теплоносителя заданных параметров, устанавливается взаимосвязь между элементами этого оборудования. С помощью схемы составляются требуемые материальные и тепловые балансы по отдельным статьям расхода и прихода вырабатываемого теплоносителя и исходной воды.

Тепловые схемы составляются как для паровых производственно-отопительных ТГУ, так и для водогрейных отопительных. Для последних они в некоторых случаях значительно упрощаются.

В качестве первоначального варианта тепловых схем студенты могут взять соответствующие схемы, приведенные на рис. 2.1–2.3 и описанные ниже. По мере расчета тепловой схемы часть оборудования может оказаться излишним, и его не показывают на схеме и не рассчитывают.
2.1. Принципиальная тепловая схема

производственно-отопительной теплогенерирующей установки
Производственно-отопительные ТГУ проектируются на базе промышленных и отопительных нагрузок, при этом потребителю производится отпуск пара и горячей воды на технологические нужды и горячей воды для покрытия отопительных нагрузок.

Принципиальная тепловая схема паровой производственно-отопительной ТГУ с закрытой системой теплоснабжения и котлами типа ДЕ, КЕ, ДКВР, вырабатывающими насыщенный или слегка влажный пар при давлении 1,4 МПа, приведена на рис. 2.1.

Пар, вырабатываемый котельным агрегатом 1, через редукционную охладительную установку 3, в которой происходит понижение давления пара (обычно до 0,7 МПа), направляется на собственные нужды ТГУ, в сетевые подогреватели 14 на выработку теплоты для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.






В редукционно-охладительной установке 3 при дросселировании получают перегретый пар, который затем увлажняют питательной водой до состояния сухого насыщенного.

Для предотвращения повышения концентрации солей в воде, циркулирующей в контуре парового котла 1, предусматривается «продувка», т.е. вывод части котловой воды с большим содержанием солей из контура котла. За счет этого мероприятия предотвращается образование накипи в котле. Продувочная вода выводится в расширитель непрерывной продувки 6, где при пониженном давлении (около 0,15 МПа) она вскипает и отводится через подогреватель исходной воды 7 и барботёр 8 в канализацию.

Для восполнения потерь конденсата на производстве, потери воды с «продувкой» и в тепловых сетях, внутренних потерь пара и др. в схему ТГУ подается определенное количество исходной воды из водопровода. Эта вода насосом исходной воды 9 подается в подогреватель исходной воды 7, где вода нагревается за счет теплоты сбрасываемой в барботёр продувочной воды. После этого исходная вода подается во второй подогреватель исходной воды 5, обогреваемый паром, в котором она нагревается до 20–25 ОС, чтобы предотвратить конденсацию пара из воздуха и коррозию на внешних поверхностях труб и оборудования химводоочистки 10.

В установке химической очистки 10 происходит умягчение воды, т.е. удаление из нее солей жесткости, которые могут привести к образованию накипи в котле и тепловых сетях. Умягченная вода через подогреватели химически очищенной воды 15 и 16 и охладитель выпара 11 направляется в деаэратор атмосферного типа 4, где при ее кипении из воды удаляются растворенные газы (О2 и СО2), вызывающие внутреннюю коррозию труб котла.

В деаэратор 4 также поступает конденсат с производства после сетевых теплообменников 14. Для нагрева воды в деаэраторе до кипения в него подается пар после редукционной охладительной установки 3 и расширителя непрерывной продувки 6. Выделившиеся в деаэраторе газы с небольшим количеством пара, который называют выпаром, направляют в теплообменник 11, в котором пар конденсируется и отдает теплоту умягченной воде, а газы выбрасываются в атмосферу.

Умягченная вода после деаэратора питательным насосом 2 подается в паровой котел 1 и к редукционной охладительной установке 3.

Для восполнения потерь сетевой воды в системе теплоснабжения имеется подпиточный насос 13. Перемещение воды в системе теплоснабжения осуществляется сетевым насосом 12. Требуемый температурный режим в ТГУ и системе теплоснабжения поддерживается с помощью перемычки и регулятора температуры 17.

При необходимости нагрева воды для технологических нужд в схему ТГУ включается самостоятельная установка.

Для открытых систем теплоснабжения в тепловую схему ТГУ, представленной на рис. 2.1, должны быть внесены изменения в соответствии с рис. 2.2.

В блоке химводоочистки обрабатываемая вода разделяется на два потока, как показано на рис. 2.2:

– питательная вода GХОВПК паровых котлов, прошедшая две ступени умягчения в ХВО и поступающая в деаэратор 4;

– подпиточная вода GХОВТС тепловых сетей, прошедшая одну ступень умягчения в ХВО, подогреватель очищенной воды 18 и поступающая далее в деаэратор подпитачной воды 19 через охладитель выпара 20 и далее в бак-аккумулятор 21. Из бака-аккумулятора вода подпиточным насосом 13 подается в тепловую сеть.
2.2. Принципиальная тепловая схема отопительной

теплогенерирующей установки с водогрейными котлами
Отопительная ТГУ проектируется на базе тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, используются при этом водогрейные котлы. Принципиальная схема отопительной ТГУ для закрытой системы теплоснабжения приведена на рис. 2.3. Так как элементы установки по своему назначению совпадают с аналогичными элементами ТГУ, изображенной на рис. 2.1, то ниже опущено их пояснение.

Обратная вода сетевым насосом 12 подается в водогрейный котел 1. Нагретая в котле вода направляется в подающий трубопровод Т1 и на собственные нужды ТГУ. Температура воды на входе в котел должна соответствовать требованиям заводов-изготовителей водогрейных котлов. Она должна быть выше значения, при котором может возникнуть низкотемпературная коррозия труб котла в связи с омыванием их продуктами сгорания топлива, содержащей раствор серной кислоты. Этот раствор образуется при конденсации водяных паров из












дымовых газов и соединения его с SО3. Для повышения температуры обратной воды используется рециркуляционный насос 23.

Температура воды в подающем трубопроводе Т1 тепловой сети должна меняться в соответствии с отопительным температурным графиком, что обеспечивается путем пропуска воды помимо котла 1 через перемычку с регулятором 17.

Потери воды в ТГУ и тепловых сетях, а также расход воды на горячее водоснабжение (в открытых системах теплоснабжения) компенсируется подачей исходной воды из водопровода. Насосом исходной воды 9 вода подается в подогреватель исходной воды 7, где она нагревается до 20–25 ОС, и затем направляется в установку химической очистки воды 10, где обычно принимается одноступенчатое умягчение воды. Умягченная вода через подогреватель химически очищенной воды 15 и охладитель выпара 11 подается в вакуумный деаэратор 4 (давление в деаэраторе около 0,03 МПа). Деаэрированная вода собирается в питательном баке 22, из которого она подпиточным насосом 13 направляется для подпитки тепловых сетей. Для нагрева воды в деаэраторе используется горячая вода из котла 1.

Для открытой системы теплоснабжения в схему водогрейной установки, изображенной на рис. 2.3, включаются дополнительно следующие элементы: баки-аккумуляторы для создания запаса воды для горячего водоснабжения в часы максимального расходования воды потребителем, перекачивающие насосы и насосы для подачи горячей воды потребителю и др.
2.3. Расчет теплой схемы производственно-отопительной

теплогенерирующей установки
Расчет тепловой схемы ТГУ (рис. 2.1) ведется по двум уравнениям – теплового и материального балансов. Ниже приведена методика расчета производственно-отопительной ТГУ с котлами ДЕ, КЕ ДКВР, в которых вырабатывается насыщенный пар при давлении 1,4 МПа.

Рассчитывать тепловую схему ТГУ начинают с определения массовых расходов пара на сетевые подогреватели воды 14 для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, а также технологические нужды, по формулам, кг/с:
; ; (2.1)

, (2.2)
где , , – тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды, МВт;

– энтальпия насыщенного пара после редукционной охладительной установки при давлении 0,7 МПа, кДж/кг (принимается по табл. П.1);

– энтальпия конденсата после сетевых подогревателей (в дальнейших расчетах принято, что энтальпия воды рассчитывается через теплоемкость (сВ = 4,19 кДж/(кгК), т.е. hК = = 4,19tК), кДж/кг;

К – доля теряемого конденсата у потребителей;

П – КПД подогревателя (обычно принимается равным от 0,98 до 1).

Общий расход пара для внешних потребителей составит, кг/с:
(2.3)
Потери пара внутри ТГУ принимаются равными 2–3 % от расхода пара для внешних потребителей, кг/с:
(2.4)
Расход пара на собственные нужды ТГУ предварительно принимаются (впоследствии его уточняют) в размере 5–15 % от расхода пара для внешних потребителей, кг/с:
(2.5)
Для ТГУ с открытой системой теплоснабжения (см. рис. 2.2) расход пара на собственные нужды следует принимать в размере 15-30 %:


Паропроизводительность всей ТГУ может быть рассчитана по формуле, кг/с,
. (2.6)
Необходимое количество котлоагрегатов определяется по уравнению


где DКА – паропроизводительность принятого к установке парового котла, кг/с.

Расход сетевой воды GС через подогреватели 14 на отопление и вентиляцию, и горячее водоснабжение может быть найден из уравнения теплового баланса:
(2.7)
где h"C, h'C – энтальпия воды после сетевых подогревателей и перед ними (h"C = 4,19t"C, h'С = 4,19t'C), кДж/кг;

t"C, t'C – температура воды в подающем и обратном теплопроводых, ОС.

Расход воды на подпитку тепловых сетей принимается:

– для закрытой системы теплоснабжения, кг/с,
(2.8)
– для открытой системы теплоснабжения (см. последний абзац параграфа 2.1), кг/с,
(2.9)
Количество возвращаемого в ТГУ конденсата от потребителя, кг/с,
(2.10)
Потери технологического конденсата у потребителя составят, кг/с,
(2.11)
Суммарные потери пара и технологического конденсата, без учета потерь с выпаром и водой из расширителя непрерывной продувки 6, составят, кг/с,
(2.12)
Доля потерь теплоносителя
(2.13)
Процент непрерывной продувки котла определяется по формуле,
(2.14)
где SХОВ – сухой остаток химически очищенной воды, мг/л (табл. П.2);

SКВ – сухой остаток котловой воды, принимаемый из табл. 2.1, мг/л.

Непрерывная продувка котла не должна превышать 10 %, в противном случае следует изменить схему водоподготовки, позволяющую снизить солесодержание химически очищенной воды или применить в котлах ступенчатое расширение.
Таблица 2.1

Расчетные нормы качества котловой воды при внутрикотловой обработке


Котлы

Сухой остаток

(общее солесодержание) SКВ, мг/л

Щелочность

ЩКВ,

мг экв/л

Шламосо-

держание, мг/л

Водотрубные:

- без нижних барабанов

и грязевиков

- с нижними барабанами

- с грязевиками

Газотрубные

Жаротрубные



2500

4000

4500

4000

16000



11

16

18

14

25



2000

12000

20000

5000

7000

Примечание. По данным Бийского котельного завода (выпускает котлы серий КЕ, ДЕ и ДКВР), солесодержание котловой воды в котлах с одноступенчатым испарением не должно превышать 3000 мг/л (котел с пароперегревателем) и 1500 мг/л (котел без пароперегревателя).
Солесодержание химически обработанной воды при расчетах принимается приблизительно равным сухому остатку исходной воды, т.е.
(2.15)
Расход питательной воды на редукционную охладительную установку 3 в кг/с может быть найден из теплового баланса для нее:
(2.16)
где h"1,4 – энтальпия насыщенного пара при давлении в котле, равном 1,4 МПа, кДж/кг;

hПВ – энтальпия питательной воды (принимается при расчетах по tПВ из предыдущей работы студента, равной 100 ОС; hПВ = = 4,19tПВ), кДж/кг.

Расход воды, подаваемой питательным насосом 2, составит, кг/с,
(2.17)
Расход продувочной воды через расширитель непрерывной продувки 6, кг/с,

(2.18)
Использование РНП экономически целесообразно при GПР > 0,14 кг/с, в противном случае РНП не устанавливается.

Количество пара, выделяемое в расширителе непрерывной продувки 6 в единицу времени, может быть найдено из уравнения теплового баланса, кг/с:
(2.19)

где h'КВ и h'РНП – энтальпия кипящей котловой воды (при давлении в барабане котла) и кипящей воды в расширителе непрерывной продувки (при давлении 0,15 МПа), кДж/кг;

h"РНП – энтальпия насыщенного пара в расширителе непрерывной продувки 6, кДж/кг.

Расход продувочной воды, сливаемой в канализацию, составит, кг/с,

(2.20)
Примечание. При расходе сливаемой в канализацию воды GРНР < 0,278 кг/с ее теплота не учитывается и не используется, т.е. установки подогревателя исходной воды ПИВ1 (7) не требуется.

Расход воды из деаэратора 4 будет, кг/с:
(2.21)
Расход выпара из деаэратора 4 найдется из соотношения, кг/с,
(2.22)
где d – удельный расход выпара, принимаемый равным 0,002 (кг пара)/(кг воды из деаэратора).

Уточненные суммарные потери пара и конденсата в ТГУ, которые равны расходу химически очищенной воды, составят, кг/с,
(2.23)
Расход исходной воды с учетом собственных нужд на химводоочистку (на собственные нужды расходуется 10–15 % исходной воды) будет, кг/с,
(2.24)
Температура исходной воды после первого подогревателя 7 может быть найдена из уравнения теплового баланса, ОС:
(2.25)
где hБ – энтальпия солесодержащей воды, поступающей в барботёр (обычно принимают hБ = 167 кДж/кг), кДж/кг;

tИВ – температура исходной воды, принимаемая при расчетах для периода отрицательных температур наружного воздуха равной 5 ОС.

Расход пара на подогрев исходной воды в водоподогревателе 5 может быть найден из теплового баланса для подогревателя, кг/с:
(2.26)
где tПИВ2 – температура исходной воды после подогревателей (перед химводоочисткой), обычно принимаемая в расчетах равной 20–25 ОС.

Температура воды после подогревателя очищенной воды 16 (tПОВ2) принимается в расчетах обычно 80 ОС. С учетом этого температура очищенной воды перед этим подогревателем tПОВ1 может быть найдена из уравнения теплового баланса:
(2.27)
где h'Д – энтальпия воды на выходе из деаэратора (при температуре 102–104 ОС), кДж/кг.

Если при расчетах будет выполняться неравенство tПОВ1 < tПИВ2, то устанавливать подогреватель 15 (ПОВ1) нет необходимости. Тогда из уравнения (2.27) должна быть найдена температура tПОВ2 при условии, что tПОВ1 = tПОВ2.

Расход пара на подогреватель очищенной воды 15 найдется из уравнения теплового баланса, кг/с,
(2.28)
В охладители выпара 11 происходит дальнейший нагрев очищенной воды до температуры tОВ, которую можно определить из уравнения теплового баланса, записанного для охладителя выпара в виде
(2.29)
где h"Д – энтальпия насыщенного пара на выходе из деаэратора (при давлении рД), кДж/кг.

Расход пара при давлении 0,7 МПа на подогрев воды в деаэраторе и доведения ее до кипения определится из уравнения теплового баланса для деаэратора, кг/с:


(2.30)
Расчетный расход пара на собственные нужды ТГУ составит, кг/с,
(2.31)
а расчетная паропроизводительность ТГУ будет, кг/с,
(2.32)
Далее необходимо сравнить расчетную паропроизводительность ТГУ с рассчитанной ранее по формуле (2.6) и определить ошибку расчета, % :
(2.33)

Если ошибка не превысит ± 2 %, то расчет тепловой схемы ТГУ считается законченным, в противном случае необходимо с учетом полученной ошибки перезадать долю расхода пара на собственные нужды в формуле (2.5) и повторить расчеты.


2.4. Расчет тепловой схемы отопительной ТГУ

с водогрейными котлами
Принципиальная тепловая схема водогрейной ТГУ с закрытой системой теплоснабжения приведена на рис. 2.3. Тепловой расчет схемы в курсовой работе должен быть выполнен только для максимального зимнего режима. При обычных расчетах вычисления должны быть проведены и для режима, соответствующего точке излома на температурном графике. Температурный график работы тепловой сети строится в зависимости от расчетной температуры наружного воздуха, максимальных и минимальных значений температуры воды в прямом и обратном трубопроводах. Принципиальный вид температурного графика показан на рис. 2.4. Однако из-за большого объема вычислений студенту предлагается выполнить расчет ТГУ только для повышенного температурного графика (tПР = 150 ОС, tОБ = 70 ОС).


Рис. 2.4. Температурный график тепловой сети




Суммарная тепловая мощность, которую необходимо получить в водогрейных котлах ТГУ, составляет, МВт,
(2.34)
где , , – тепловые мощности, расходуемые на отопление и вентиляцию, горячее водоснабжение, собственные нужды, МВт;

– потери тепловой мощности внутри ТГУ, МВт.

Расходуемая тепловая мощность на собственные нужды будет включать следующие составляющие, МВт,
(2.35)
где – тепловая мощность, идущая на подогрев исходной воды в подогревателе 8, МВт;

– тепловая мощность, теряемая от охлаждения воды в фильтрах химводоочистки, МВт;

– тепловая мощность, расходуемая на подогрев мазута перед форсункой, которая с потерями в ТГУ может быть ориентировочно взята в пределах, МВт,
(2.36)
Для определения тепловых мощностей на подогрев исходной воды QИВ и от охлаждения в фильтрах ХВО QХОВ необходимо знать расход воды на химводоочистку GИВ, который на начальной стадии расчета тепловой схемы ТГУ является неизвестной величиной. Поэтому мощность ТГУ с учетом потерь QПОТ приближенно можно определить по формуле, приведенной в табл. 2.2.
Таблица 2.2

Формула и коэффициенты для определения рабочей тепловой мощности отопительной ТГУ с водогрейными котлами [2]


Система

тепло-снабжения


Топливо

Коэффициенты

Формула расчета рабочей

тепловой мощности ТГУ

QТГУ = f(QОВ, QГВ, QСН, QПОТ), МВт


А


В


Закрытая

Открытая

Твердое

Жидкое

Газообразное
Твердое

Жидкое

Газообразное

1,018

1,0526

1,018
1,0172

1,0519

1,0172

1,018

1,0526

1,018
1,182

1,182

1,182


QТГУ = АQОВ + ВQГВ


Примечание. Коэффициенты А и В в вышеприведенной формуле таблицы учитывают затраты тепловой мощности на собственные нужды и потери в ТГУ.
Расчет тепловой схемы ТГУ при работе котлов на газе или твердом топливе должен выполняться при переменной температуре воды на выходе из котлов, которая должна быть определена расчетом. В курсовой работе допускается расчет проводить для повышенного температурного графика.

Расчет тепловой схемы ТГУ при работе на мазуте выполняется при постоянной температуре воды на выходе из котла, которую обычно принимают равной 150 ОС.

Расчетные расходы сетевой воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение можно определить по формулам, кг/с:
(2.37)
где hПР и hОБ – энтальпия воды в прямом и обратном трубопроводах, определяемая через температуры (hПР = 4,19tПР, hОБ = 4,19tОБ), кДж/кг.

Коэффициент 1,05 в формуле (2.37) учитывает циркуляцию воды в системе горячего водоснабжения (при малых водозаборах) [2].

Общий расход сетевой воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение составит, кг/с,
(2.38)
Примечание. При максимальном зимнем режиме , так как вода для горячего водоснабжения подогревается обратной водой из системы отопления.

Расход воды через котел будет, кг/с,
(2.39)
Расход воды на подпитку тепловых сетей при закрытой системе теплоснабжения принимают равным, кг/с,
(2.40)
Расход воды на подпитку тепловых сетей при открытой системе теплоснабжения принимают равным, кг/с,
(2.41)
Расход воды на линии рециркуляции и по перемычке при различных тепловых нагрузках, отличных от максимального зимнего режима, будет, кг/с:
(2.42)

(2.43)
Если принять, что расход химически очищенной воды соответствует расходу подпиточной воды, т.е. GХОВ = GПОД, то с учетом потерь воды в химводоочистке в размере 15–20 % расход исходной воды будет, кг/с,
(2.44)
Расход греющей воды через подогреватель очищенной воды 15 может быть найден из уравнения теплового баланса, записанного через температуры, кг/с,
(2.45)
где при расчетах можно принять: t"ХОВ = 60–65 ОС; t'ХОВ = 20–25 ОС (см. пояснения в параграфе 2.1).

Температуру греющей воды после подогревателя исходной воды 7 можно рассчитать из уравнения теплового баланса для подогревателя:
(2.46)
где температура исходной воды в зимний период может быть принята равной 5 ОС.

Расход выпара из вакуумного деаэратора DВЫП принимается аналогично, как и для деаэраторов атмосферного типа, по формуле (2.22), при этом GД ~ GХОВ.

В тепловых схемах отопительных ТГУ с закрытой системой теплоснабжения теплоту, выносимую с выпаром DВЫП, часто в расчетах можно не учитывать с целью их упрощения и ввиду малого расхода DВЫП. Однако на рис. 2.3 показан охладитель выпара 11 и соответственно используется теплота выпара. С учетом этого температуру очищенной воды t"ХОВ после охладителя выпара можно определить из уравнения теплового баланса:
(2.47)
где h"Д, h'Д – энтальпия насыщенного пара и кипящей воды в деаэраторе при давлении рД (берется из табл. П.1), кДж/кг.

Расход греющей воды на деаэрацию определится из уравнения теплового баланса для деаэратора:
(2.48)
Расчетные расходы воды в ТГУ составят, кг/с:

– на собственные нужды
(2.49)
– через котел в расчетном режиме
. (2.50)
Теперь необходимо сравнить полученный расчетный расход воды через котел GР.ТГУ с ранее найденным GТГУ по формуле (2.42) и определить относительную ошибку расчета, %:
(2.51)
Если ошибка не превысит ± 2 %, то расчет тепловой схемы ТГУ считается законченным, в противном случае необходимо произвести замену GТГУ, полученного по формуле (2.39), на GР,ТГУ, рассчитанный по формуле (2.50), и повторить расчеты.

3. РАСЧЕТ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ИСХОДНОЙ ВОДЫ (ХИМВОДООЧИСТКИ)

После расчета тепловой схемы ТГУ должен быть выполнен расчет установки подготовки исходной воды в соответствии с рекомендациями в п. 2.1 и 2.2 для открытых систем теплоснабжения.


Установка для подготовки исходной воды (ХВО) предназначена для обеспечения безнакипного режима работы паровых и водогрейных котлов, вспомогательного оборудования ТГУ и тепловых сетей.

В соответствии с действующими правилами Госгортехнадзора докотловая обработка воды должна предусматриваться:

– для всех котлов паропроизводительностью более 0,7 т/ч;

– для котлов, имеющих экранные поверхности нагрева;

– для неэкранированных котлов, сжигающих высококалорийное топливо: мазут, газ;

– для всех водогрейных котлов.
3.1. Выбор схемы водоподготовительной установки
Для подготовки питательной воды в паровых котлах рекомендуются следующие схемы обработки:

– натрий-катионирование одноступенчатое – для уменьшения общей жесткости воды до 0,1 мг-экв/л; двухступенчатое – ниже 0,1 мг-экв/л. Указанный метод применяют при карбонатной жесткости менее 3,5 мг-экв/л, если эта схема допустима по величине продувки, концентрации углекислоты в паре, относительной щелочности; для экранированных котлов, требующих глубокого умягчения;

– после натрий-катионирования могут применяться корректирующие методы обработки воды:

а) нитратирование дозировкой нитратов в обрабатываемую воду, снижающих щелочность исходной воды для предупреждения межкристаллической коррозии металла котлов;

б) амминирование – для уменьшения содержания в паре углекислоты;

– водород-натрий-катионирование, когда необходимо снизить жесткость, щелочность, солесодержание и углекислоту в паре;

– натрий-хлор-ионирование, когда требуется снизить жесткость, щелочность и концентрацию углекислоты в паре, а величина продувки котлов не превышает нормы;

– аммоний-натрий-катионирование, когда требуется снизить жесткость, щелочность, солесодержание котловой воды и концентрацию углекислоты в паре (при этом допускается наличие в паре аммиака);

– другие.

При проектировании водоподготовительной установки для паровых котлов выбор схемы производится по трем основным критериям:

– величине продувки (РПР);

– относительной щелочности воды ();

– содержанию углекислоты в паре (СО2).

При использовании водогрейных котельных агрегатов, работающих на сетевой воде, в большинстве случаев можно ограничиться одной ступенью умягчения воды в узле ХВО, а для вакуумной деаэрации (при tД ~ 70 ОС) обычно создается абсолютное давление в вакуумном деаэраторе около 0,03 МПа.

Схему водоподготовки выбирают в зависимости от качества исходной воды, характеристики которой можно взять из табл. П.2, применяя методы, исключающие использование агрессивных реагентов. Рекомендуется использовать преимущественно прямоточные схемы без промежуточного перекачивания воды.

Величина продувки котлов определяется по формуле (2.14) для режима максимальных потерь пара и конденсата, выраженных в процентах от паропроизводительности котельной. При РПР < 2 % предусматривается только периодическая продувка.

Относительная щелочность котловой воды , равная относительной щелочности обработанной воды , определяется по формуле

(3.1)
где 40 – эквивалент NаОН, мг/кг;

ЩОВ – щелочность обработанной воды, обычно принимаемая при расчетах равной щелочности котловой воды ЩКВ, а последняя находится по табл. 3.1, мг-экв/л.

Щелочность обрабатываемой воды для схем натрий-катионирования следует принимать равной щелочности исходной воды; для схем водород-натрий-катионирования и аммоний-катионирования – от 0,5 до 0,7 мг-экв/л; для схем водород-катионирования с «голодной» регенерацией фильтров от 0,7 до 1,0 мг-экв/л. В соответствии с правилами Госгортехнадзора относительная щелочность котловой воды для паровых котлов не должна превышать 20 %. Для котлов типа ДКВР, ДЕ и КЕ при величине относительной щелочности > 20 % следует предусмотреть нитратирование воды.

Концентрацию углекислоты в паре определяют при отсутствии деаэрации питательной воды или при использовании деаэраторов атмосферного типа без барботажа по формуле, мг/кг,
(3.2)
где – доля химически очищенной воды в питательной ;

– доля разложения Nа2СО3 в котле, принимаемая равной 0,6 при давлении в котле до 1 МПа; 0,8 – от 1 до 2 МПа; 0,9 – от 2 до 3 МПа; 0,95 – от 3 до 4 МПа.

При деаэрации питательной воды с барботажем концентрацию углекислоты в паре определяют по формуле
(3.3)
где – доля разложения NаНСО3 в котле, принимаемая ориентировочно равной 0,4;

– доля разложения Nа2СО3 в котле, принимаемая ориентировочно равной 0,7.

При содержании СО2 более 20 мг/кг следует принимать меры против углекислотной коррозии.

Обычно при выборе схемы водоподготовительной установки для ТГУ студенту рекомендуется рассчитать при паровых котлах двухступенчатую натрий-катионовую установку, а при водогрейных котлах одноступенчатую натрий-катионовую установку, расчет которых позволит студенту усвоить основные методы по выбору химводоочистного оборудования.
3.2. Расчет оборудования двухступенчатой установки

Nа-катионирования
Для сокращения устанавливаемого оборудования и его унификации в обеих ступенях ХВО принимаются однотипные конструкции фильтров, хотя на практике это делается не всегда. При этом следует предусмотреть резервные фильтры, чтобы в период регенерации фильтров первой и второй ступеней резервные фильтры позволили проводить умягчение воды в полном объеме без нарушения технологического режима очистки воды.

Нормальная скорость фильтрации воды через фильтр принимается обычно в пределах 12 < WФ < 15 м/ч, а максимальная скорость WФ,МАX до 25 м/ч.

Расчет оборудования установки ХВО начинают с расчета 2-й ступени, т.к. оборудование должно обеспечить добавочное количество воды, расходуемой на собственные нужды водоподготовки.
3.2.1. Расчет 2-й ступени Nа-катионового фильтра
Расчетная площадь фильтрации определяется по формуле, м2,
(3.4)
где GХОВ – расход химически очищенной воды (берется из предыду-

щих расчетов), кг/с.

Здесь и далее в расчетах принято, что плотность химически очищенной воды принята 1000 кг/м3.

Зная расчетную площадь фильтрации, определяется расчетный минимальный диаметр фильтра, м:
(3.5)
по которому, исходя из условия dР,ФdФ, по табл. П.3 выбирается к установке фильтр с диаметром dФ, имеющий ближайшее значение к расчетному.

При большей производительности водоподготовительной установки могут быть параллельно установлены несколько фильтров, как в первой, так и во второй ступени.

Действительная скорость фильтрации воды в фильтре составит, м/ч,

(3.6)
где fФ – площадь фильтрации у выбранного стандартного фильтра, м2.

Количество солей жесткости, подлежащих удалению в течение суток во второй ступени фильтра при условии, что жесткость воды на входе во вторую ступень (выход из первой ступени) принята равной 0,1 мг-экв/кг, определяется по формуле, г-экв/сут,
(3.7)
Число регенераций фильтра в сутки будет
(3.8)
а межрегенерационный период работы составит, ч,
(3.9)
где VФ – объем фильтрующей загрузки, м3;

Е – рабочая обменная способность фильтрующей загрузки (сульфоугля), принимаемая Е = 300, г-экв/м3;

n – число работающих фильтров;

2 – время регенерации фильтра (15 минут – взрыхляющая промывка, 1 час 30 минут – регенерация, 15 минут – отмывка), ч.

Расход 100 % соли (NаСl) на одну регенерацию фильтра 2-й ступени будет, кг/рег,

(3.10)
где gС – удельный расход соли на регенерацию фильтров (gС = 350 г/(г-экв)).

Объем 26 % насыщенного раствора соли на одну регенерацию составит, м3,

(3.11)
где РС = 1200 кг/м3 – плотность насыщенного раствора соли при 20 ОС.

Расход технической соли, требующейся для регенерации фильтра второй ступени, за сутки и месяц будет, кг:
(3.12)
где 0,965 – содержание NaCl в технической соли в долях.

Объем воды на регенерацию Nа-катионитового фильтра складывается из расхода воды на взрыхляющую промывку VВЗР, на приготовление регенерационного раствора VРЕГ, на отмывку катионита от продуктов регенерации VОТМ, которые могут быть определены по соотношениям, м3:
(3.13)
где 30 – интенсивность взрыхления фильтрующей загрузки, (м3/с)/м2;

15 – продолжительность взрыхления, мин;

7 – содержание NaCl в регенерационном растворе, %;

1040 – плотность 7 %-го раствора соли при температуре 20 ОС, кг/м3;

4 – расход воды на отмывку 1 м3 фильтрующей загрузки, м3.

Если использовать отмывочную воду и для взрыхления фильтрующей загрузки, то расход воды на регенерацию второй ступени фильтра уменьшится и составит, м3,
(3.14)
Расход воды за сутки в среднем составит, м3,
(3.15)

3.2.2. Расчет 1-й ступени Nа-катионового фильтра
К установке в первой ступени станции химводоочистки при работе ТГУ при закрытой системе теплоснабжения принимается такое же число и таких же фильтров, как и во 2-й ступени. Методика расчета аналогична расчету фильтра второй ступени. При расчетах необходимо заменить индекс «2» на индекс «1», что будет указывать на фильтр первой ступени, и рабочую обменную способность фильтрующей загрузки для 1-й ступени взять равной Е = 230 г-экв/м3. Количество солей жесткости, подлежащих удалению в течение суток в фильтре первой ступени при условии, что жесткость воды на выходе из первой ступени равна 0,1 мг-экв/кг, рассчитывают по формуле, г-экв/сут,
(3.16)
где ЖО – общая жесткость воды, поступающей на водоподготовительную установку, мг-экв/кг (табл. П.2).

Примечания: 1. Расчет станции химводоочистки при работе ТГУ при открытой системе теплоснабжения ведется по вышеприведенной методике с учетом рекомендаций, данных в параграфе 2.1.

2. Расчет водоподготовительной установки для водогрейных котлов в соответствии с рекомендациями, данными в параграфе 3.1, ведут аналогично, как в п. 3.2.2.

4. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ТГУ
После расчета принципиальной тепловой схемы ТГУ и установки ХВО студенту необходимо подобрать следующее оборудование: деаэратор; питательный, подпиточный и сетевой насосы; насосы исходной воды.
4.1. Подбор деаэратора
Деаэрационные установки термической деаэрации воды для паровых котлов комплектуются из устройств, совмещенных с питательными емкостями (баками-аккумуляторами), по расходу деаэрированной воды GД и подбираются по табл. П.4. Такие деаэраторы называются деаэраторами атмосферного типа. Емкость бака должна составлять для ТГУ паропроизводительностью до 8,33 кг/с (30 т/ч) 40-минутный запас воды по максимальному расходу; для ТГУ паропроизводительностью более 8,33 кг/с – 30-минутный запас по максимальному расходу питательной воды. При паропроизводительности ТГУ до 20,8 кг/с устанавливают один бак-деаэратор питательной воды, а при большей – не менее двух. Деаэратор комплектуется охладителем выпара.

В отопительных ТГУ с водогрейными котлами используются деаэраторы вакуумного типа, которые подбираются также по расходу деаэрированной воды GД по табл. П.5.
4.2. Подбор насосов
Для нормального функционирования ТГУ, ее основного оборудования и системы теплоснабжения в соответствии с графиком отпуска энергии потребителям устанавливаются насосы различного назначения: сетевые, подпиточные, циркуляционные, питательные и др. Марку насоса и его типоразмер выбирают исходя из назначения, производительности насоса и развиваемого им напора. Число устанавливаемых насосов и их производительность определяются в соответствии со СНиП [10].

Насосы исходной воды должны обеспечить максимальный расход химически очищенный воды для питания паровых котлов, подпитку тепловой сети и дополнительный максимальный расход на отмывку фильтров, т.е. производительность насоса равна, кг/с,
(4.1)
Необходимый напор, который должен обеспечить насос исходной воды, составит, МПа,
(4.2)
где рi – сумма потерь напора в подогревателях исходной воды, фильтрах 1-й и 2-й ступеней ХВО, подогревателях химически очищенной воды, трубопроводах и др., МПа;

рД – напор, необходимый на подъем воды и ввод ее в деаэратор, МПа.

При расчетах ориентировочно принимают: рi = 0,3 МПа; рД = = 0,18 МПа.

По рассчитанной производительности и напору насоса исходной воды выбирается его тип по табл. П.6. К установке принимаются два насоса, один из которых является резервным.

При подборе насоса промывочной воды рассчитывают его производительность, кг/с:
(4.3)
где время взрыхления принято равным 15 минутам.

Напор, который должен создавать насос для взрыхляющей промывки фильтров, составит, МПа,
(4.4)
где рi – суммарная потеря напора в фильтрах, трубопроводах, водомерах и пр., ориентировочно может быть принята равной 0,11 МПа.

К установке принимается один насос промывочной воды, который выбирается по табл. П.6 по найденным производительности и напору.

Подбор сетевых насосов, которые устанавливаются для обеспечения циркуляции теплоносителя в тепловых сетях, а в водогрейных ТГУ для подачи воды через котел, может быть проведен по найденному ранее расходу сетевой воды GС по табл. П.7. Давление воды рС, развиваемое насосом, должно определяться для отопительного и летнего периодов и приниматься равным сумме потерь давления в источниках теплоты, в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети и в системе потребителя. При отсутствии данных о суммарных потерях давление сетевого насоса принимается по паспорту насоса.

Количество устанавливаемых сетевых насосов должно приниматься не менее двух, из которых один является резервным.

Подпиточные насосы устанавливаются для восполнения утечки воды в тепловой сети и создания статического давления, включая водогрейный котел, которое исключит возможность вскипания воды.

Производительность насоса GУ,ПОТ для паровых и GПОД для водогрейных котлов принимается по данным расчета тепловой схемы ТГУ. Напор, создаваемый насосом, ориентировочно может быть принят равным рабочему давлению в водогрейном котле или тепловой сети для ТГУ с паровыми котлами при условии, что вода при этом давлении имеет температуру меньше температуры насыщения на 20 ОС.

В ТГУ устанавливается не менее двух подпиточных насосов, один из которых является резервным.

Для питания паровых котлов с давлением пара более 0,17 МПа, если отработанный пар после насосов используется в схеме ТГУ, следует предусматривать питательные насосы с паровым приводом. В качестве резервного тогда используется насос с электрическим приводом. При невозможности использования пара к установке необходимо принять два насоса с электрическим приводом и питанием двигателей от двух независимых источников.

Производительность питательного насоса с электроприводом должна быть не менее 120 % максимальной паропроизводительности работающего котельного агрегата.

Давление, которое должен создать насос, можно определить по формуле, МПа,

рПН = 1,15(рБрД + рС + рГ), (4.5)
где рБ – избыточное давление в барабане парового котла, МПа;

рД – избыточное давление в деаэраторе, МПа;

рС – суммарное сопротивление всасывающего и нагнетательного тракта питательной воды (принимается равным от 0,08 до 0,1), МПа;

рГ – давление, соответствующее разности уровней воды в барабане котла и в деаэраторе (принимается равным от 0,04 до 0,06), МПа.

После подбора насосов необходимо проверить на достаточность мощности установленного на насосе электродвигателя, для чего определяют мощность на привод насоса и сравнивают ее с мощностью установленного электродвигателя (по табл. П.6 и П.7).

Мощность на привод всех вышеназванных насосов рассчитывается, исходя из его производительности и давления нагнетания, по формуле, кВт,
(4.6)
где G – производительность насоса, кг/с;

р – развиваемое насосом давление, МПа;

Н, ЭД – КПД насоса и электродвигателя (при отсутствии данных принимаются равными соответственно 0,8 и 0,9).




Приложение

Таблица П.1

Термодинамические свойства воды и водяного пара в состоянии

насыщения (по давлениям)


p,

МПа

t,

OC

',

",

h',

h",

м3/кг

кДж/кг

0,001

0,005

0,010

0,020

0,040

0,060

0,080

0,100

0,120

0,150

0,200

0,400

0,500

0,600

0,700

0,800

0,900

1,000

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

1,700

1,800

1,900

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,600

6,000

6,600

7,000

7,600

8,000

6,982

32,90

45,83

60,09

75,89

85,95

93,51

99,63

104,81

111,37

120,23

143,62

151,82

158,84

164,96

170,42

175,36

179,88

184,06

187,96

191,60

195,04

198,28

201,37

204,30

207,10

209,79

212,37

223,94

233,84

242,54

250,33

257,41

263,92

279,09

275,56

281,85

285,80

291,42

294,98

0,0010001

0,0010052

0,0010102

0,0010172

0,0010265

0,0010333

0,0010387

0,0010434

0,0010476

0,0010530

0,0010608

0,0010839

0,0010928

0,0011009

0,0011082

0,0011150

0,0011213

0,0011274

0,0011331

0,0011386

0,0011438

0,0011489

0,0011538

0,0011586

0,0011633

0,0011678

0,0011722

0,0011766

0,0011972

0,0012163

0,0012345

0,0012521

0,0012691

0,0012858

0,0013056

0,0013187

0,0013383

0,0013514

0,0013711

0,0013843

129,208

28,196

14,676

7,6515

3,9949

2,7329

2,0879

1,6946

1,4289

1,1597

0,88592

0,46242

0,37481

0,31556

0,27274

0,24030

0,21484

0,19430

0,17739

0,16320

0,15112

0,14072

0,13165

0,12368

0,11661

0,11031

0,10464

0,09953

0,07990

0,06662

0,05702

0,04974

0,04402

0,03941

0,03492

0,03241

0,02920

0,02734

0,02492

0,02349

29,33

137,77

191,84

251,46

317,65

359,93

391,72

417,51

439,36

467,13

504,7

604,7

640,1

670,4

692,0

720,9

742,6

758,7

781,1

798,4

814,7

830,1

844,7

858,6

871,8

884,6

896,8

908,6

957,0

10008,4

1049,8

1087,5

1122,2

1154,6

1191,0

1213,9

1246,8

1267,7

1298,0

1317,5

2513,8

2561,2

2584,4

2609,6

2636,8

2653,6

2666,0

2675,7

2683,8

2693,9

2706,9

2738,5

2748,5

2756,4

2762,9

2768,4

2773,0

2777,0

2780,4

2783,4

2786,0

2788,4

2790,4

2792,2

2793,8

2795,1

2796,4

2794,4

2800,8

2801,9

2801,3

2799,4

2796,5

2792,8

2787,4

2783,3

2776,4

2770,1

2763,3

2757,5

Таблица П.2

Состав воды некоторых рек России [8]


Название

реки

Взвешенные

вещества, мг/кг

Сухой

остаток,

мг/кг

Жесткость, мг-экв/кг

общая

карбо-

натная

Амур

Ангара

Енисей

Иртыш

Лена

Обь

Томь (Кемерово)

Томь (Новокузнецк)

Тура

Урал

35,0

1,78

2,6

172,4



405

753

4,0

8,0

34,0

66,0

116,0

154,4

344,4

474,0

206,0

151,2

136,0

117,0

769,6

0,87

1,18

2,6

2,8

3,46

3,23

1,6

2,32

1,77

6,2

0,7

1,11

2,3

2,7

2,42

1,21

0,96

2,3

1,43

3,84


Таблица П.3

Фильтры Nа-катионовые [8]


Наименование

Марка фильтра

ФИПаI-0,7-0,6-Nа

ФИПаI-1,0-0,6-Nа

ФИПаI-1,5-0,6-Nа

Производительность,

м3

Давление, МПа

Температура, ОС

Фильтрующая загрузка:

высота, м

объем, м3

Внутренний диаметр корпуса фильтра dФ, м


10

0,6

40


2

0,77


0,7


20

0,6

40


2

1,6


1,0


50

0,6

40

2

3,54

1,5












Библиографический список
1. Бузников Е. Ф., Роддатис К. Ф., Берзиныш Э. Я. Производственные и отопительные котельные. – М.: Энергостройиздат, 1984. – 240 с.

2. Эстеркин Р. И. Промышленные котельные установки. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 400 с.

3. Делягин Г. Н., Лебедев В. И., Пермяков Б. А. Теплогенерирующие установки. – М.: Стройиздат, 1986. – 559 с.

4. Соловьев Ю. П. Проектирование теплоснабжающих установок для промышленных предприятий. – М.: Энергия, 1978. – 192 с.

5. СНиП 11-35-76. Котельные установки. – М.: Госстрой России, 2001. – 48 с.

6. СНиП 41-02-2003. Тепловые сети. – М.: Госстрой России, 2004. – 42 с.

7. СНиП 23-01-99. Строительная климатология. – М.: Минстрой России, 1997. – 140 с.

8. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 488 с.

9. Степанов О.А., Моисеев Б.В., Хоперский Г.Г. Теплоснабжение на насосных станциях нефтепроводов. – М.: Недра, 1998. – 302 с.

10. Соколов Б.А. Котельные установки и их эксплуатация. – М.: Издательский центр «Академия», 2008. – 432 с.

11. Роддатис К.Ф. Котельные установки. – М.: Энергия, 1977. – 414 с.

12. Сидельковский Л.Н., Юренев В.Н. Парогенераторы промышленных предприятий. – М.: Энергия, 1978. – 336 с.

13. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. – М.: Энергия, 1975. – 376 с.

14. Сидельковский Л.Н., Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 528 с.

15. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирования. – Л.: Энергоатомиздат, 1989. – 280 с.

Учебное издание
Расчет тепловых схем теплогенерирующих установок


Методические указания к курсовой работе

для студентов специальности

270109 «Теплогазоснабжение и вентиляция»
Составители: В.Д. Галдин, А.Н. Хуторной

***

Редактор Т.И. Калинина
***

Подписано к печати 14.09.10. Формат 60 х 90 1/16. Бумага писчая

Оперативный способ печати. Гарнитура Таймс

Усл. п. л. 2,5, уч.-изд. л. 1,81. Тираж 75 экз. Заказ №___

Цена договорная
***

Издательство СибАДИ,

644099, Омск, ул. П. Некрасова, 10




Отпечатано в подразделении

ОП издательства СибАДИ





Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации