МУ к КурсР 260300
.pdf31
где Сгод – эксплуатационные затраты, руб/год.
Сгод Стоп Св Сэл Сам Стр Сзп Сст Спр Снр , |
(54) |
где Стоп, Св, Сэл – стоимость топлива, воды, электроэнергии, руб/год; |
|
Сам – амортизационные отчисления, руб/год; |
|
Сзп – зарплата рабочих теплового хозяйства, руб/год; |
|
Сст – отчисления на страхование, руб/год; |
|
Спр – прочие затраты, руб/год; |
|
Снр – накладные расходы, руб/год. |
|
Стоп=Вгод·Sв, |
(55) |
где Sв – стоимость топлива, руб/т (руб/тыс. нм3). |
|
Стоимость воды, потребляемой котельной: |
|
Св=Vгод·Sв, |
(56) |
где Vгод – годовое потребление воды, м3/год; |
|
Sв – стоимость воды с учетом затрат на очистку сточных вод и эксплуатацию систем канализации, руб/м3 (принимаем по тарифам, отпускаемым предприятию);
|
|
V |
V г.в. |
|
V х.о.в. , |
|
(57) |
|
|
|
год |
год |
|
|
год |
|
|
где V г.в. |
- годовое потребление горячей воды, м3/год; |
|
||||||
год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
V г.в. |
V |
z |
см |
п.м. |
, |
(58) |
|
|
год |
г.в. |
|
|
|
||
V |
х.о.в. |
- годовое потребление химически очищенной воды, м3/год; |
|
|||||
год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Vгодх.о.в. |
D |
Dк |
zсм , |
(59) |
где ψ – среднегодовой коэффициент загрузки системы теплоснабжения (принимаем равным 0,8...0,9).
Стоимость потребляемой электрической энергии:
|
|
Cэл=Wгод·Sэл, |
|
|
|
|
|
(60) |
|||
где Wгод – годовое потребление электроэнергии, руб/год; |
|
|
|
|
|
||||||
|
Sэл – стоимость электроэнергии, руб/кВт∙ч (принимаем по тарифам региональ- |
||||||||||
|
ных энергосистем для предприятий). |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Годовое потребление электроэнергии Wгод: |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
Wгод=Qгод·WQ , |
|
|
|
|
|
(61) |
|||
где WQ – удельный расход электроэнергии на выработку теплоты, КВт∙ч/руб (табли- |
|||||||||||
ца 27). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 27 Удельные расходы электроэнергии на |
|
|
||||||||
|
|
выработку теплоты, КВт∙ч/ГДж. |
|
|
|
|
|||||
|
Топливо |
Установленная мощность котельной, ГДж/ч |
|
|
|||||||
|
8,5 |
|
16,5 |
34 |
|
50 |
125 |
|
210 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
Газ и мазут |
5,1 |
|
4,4 |
3,6 |
|
3,1 |
2,3 |
|
2,0 |
|
|
Твердое топливо |
6,6 |
|
5,4 |
4,3 |
|
3,4 |
2,1 |
|
1,8 |
|
|
Амортизационные отчисления определяем по формуле: |
|
|
|
|
||||||
|
|
C |
С зд |
Соб , |
|
|
|
(62) |
|||
|
|
|
ам |
ам |
ам |
|
|
|
|
|
32
где Cамзд и Cамоб - соответственно амортизационные отчисления зданий и оборудования, руб/год.
Cамзд К |
|
nзд |
|
Азд |
, |
(63) |
|
100 |
100 |
||||||
|
|
|
где К – капитальные затраты на строительство котельной, руб;
К=Ка·Фуст, (64)
где Ка - капитальные удельные затраты, руб/ГДж (принимаем по таблице 28); Фуст – установленная мощность котлов, ГДж/ч;
пзд – доля капитальных затрат, приходящихся на стоимость зданий, % (табли-
ца 28);
Азд – норма амортизаций зданий, % (принимаем равной 3%).
об |
|
поб пмон |
|
Аоб , |
(65) |
|
Cам |
К |
|
|
|
|
|
100 |
100 |
|
|
|||
|
|
|
|
где поб и пмон – соответственно доля капитальных затрат, приходящихся на стоимость оборудования и его монтаж (таблица 29); Аоб – норма амортизации оборудования, % (принимается равной 7,5% при
сжигании газа и малосернистого мазута (Sп<0,07 кг∙102/МДж), 8,5% - при сжигании малозольного твердого топлива (Ап≤1,2 кг∙102/МДж) и 10,5% - при сжигании высокозольного твердого топлива и высокосернистого мазута).
Таблица 28 Удельные капитальные затраты в первый и последующие котлоагрегаты, млн. руб/(ГДж/ч).
Типоразмер |
Котельная на твердом топливе |
Котельная на газе и мазуте |
||
котлоагрегатов |
При вводе |
При вводе ка- |
При вводе |
При вводе ка- |
|
первого кот- |
ждого после- |
первого кот- |
ждого после- |
|
лоагрегата |
дующего кот- |
лоагрегата |
дующего кот- |
|
|
лоагрегата |
|
лоагрегата |
КЕ-4-14 |
28,4 |
13,0 |
|
|
КЕ-6,5-14 |
26,0 |
12,3 |
|
|
КЕ-10-14 |
20,3 |
8,7 |
|
|
КЕ-25-14 |
14,3 |
7,0 |
|
|
КЕ-4-14 |
|
|
19,0 |
10,3 |
ДЕ-6,5-14 |
|
|
18,3 |
8,3 |
ДЕ-10-14 |
|
|
15,3 |
6,3 |
ДЕ-16-14 |
|
|
12,7 |
5,3 |
ДЕ-25-14 |
|
|
10,7 |
4,7 |
Примечание: При сжигании только мазута капитальные удельные затраты по сравнению с газомазутным топливом уменьшаются на 5...10%, а при сжигании только природного газа – на 15...20%.
Таблица 29 Структура капитальных затрат на строительство котельных.
Топливо |
|
Доля стоимости, % |
|
|
Зданий |
Оборудования |
Монтажа |
Газ и мазут |
30 |
52 |
18 |
Твердое топливо |
42 |
42 |
16 |
33
Заработная плата работников котельной определяется по формуле:
Сзп=тшт ·Фуст ·Зшт, (66)
где тшт – коэффициент штатного персонала, чел∙ч/ГДж (таблица 30); Зшт – средняя заработная плата штатного работника, руб/год.чел. (определяется по средней заработной плате промышленных рабочих).
Таблица 30 Коэффициент штатного персонала, чел·ч/ГДж.
Фуст, ГДж/ч |
до |
8,5 |
16,5 |
25 |
34 |
42 |
50 |
84 |
125 |
210 |
|
8,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
тшт, чел∙ч/ГДж |
1,32 |
0,96 |
0,74 |
0,67 |
0,60 |
0,57 |
0,53 |
0,39 |
0,30 |
0,19 |
Страховые отчисления определяем по формуле:
Сст=ψст·Сзп/100, (67)
где ψст – доля страховых отчислений от фонда заработной платы.
Прочие расходы принимаются равным 3...5% от общей суммы затрат на эксплуатацию теплового хозяйства.
Накладные общезаводские расходы составляют от 8до 10% от суммы цеховых эксплуатационных затрат.
При отпуске теплоты сторонним потребителям ее коммерческая стоимость увеличивается по отношению к себестоимости на величину налогов с продаж и на добавленную стоимость.
Результаты расчетов сводим в таблицу 31.
Таблица 31 Структура себестоимости теплоты.
Виды затрат |
Затраты, |
Удельные затраты |
Доля затрат, |
|
|
руб/год |
руб/ГДж |
руб/т |
% |
Стоимость топлива |
|
|
|
|
Стоимость воды |
|
|
|
|
Стоимость электро- |
|
|
|
|
энергии |
|
|
|
|
Амортизационные |
|
|
|
|
отчисления |
|
|
|
|
Текущий ремонт |
|
|
|
|
Зарплата |
|
|
|
|
Страховые отчисления |
|
|
|
|
Прочие затраты |
|
|
|
|
Всего |
|
|
|
|
5.5 Гидравлический и тепловой расчет теплопроводов
Расчет наружных тепловых сетей заключается в определении диаметров трубопроводов и потерь давления (напора) по всей длине сети и на определенных ее участках, а также давлений в различных точках, толщины слоя тепловой изоляции, удельных потерь теплоты, определения падения температуры теплоносителя. Расчет тепловых сетей основывается на максимальных часовых расходах теплоносителей.
Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле:
dвн |
|
4 Vc |
, |
(68) |
|
|
|
где Vс – секундный расход теплоносителя, протекающий по трубопроводу, м3/с; ω – допустимые скорости теплоносителей,м/с (принимаем по таблице 32).
34
Таблица 32 Допустимые скорости теплоносителей.
|
Диаметр трубо- |
|
Скорость ω, м/с |
|
|
||
|
провода |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
dу, мм |
Горячая вода |
Конденсат |
|
Перегретый |
Насыщенный |
|
|
|
|
|
|
пар |
пар |
|
|
до 200 мм |
0,5…1,15 |
1,0…1,5 |
|
40 |
25 |
|
|
более 200 мм |
2,5 |
2,5 |
|
60 |
40 |
|
|
Секундный объемный расход влажного насыщенного пара определяем по |
||||||
формуле: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Vc=vx·Dc , |
|
(69) |
||
где vx – удельный объем влажного насыщенного пара, м3/кг; |
|
|
|||||
|
Dc – максимальный секундный расход пара, кг/с. |
|
|
||||
|
По расчетному значению dвн подбирается ближайший по ГОСТ больший диа- |
||||||
метр теплопровода (приложения Д, Е, З). |
|
|
|
||||
|
Тепловой поток при теплопотерях, Вт, рассчитывают по формуле: |
||||||
|
|
|
Ф=ql·l·βт, |
|
(70) |
||
где ql – линейная плотность теплового потока, Вт/м; |
|
|
|
||||
|
l – длина трубопровода, м; |
|
|
|
|
|
βт – поправочный коэффициент, учитывающий дополнительные тепловые потери компенсаторами, опорами, арматурой (для бесканальной подземной прокладки принимаем равным 1,15; для канальной – 1,2 и для надземных трубо-
проводов – 1,25). |
|
Линейная плотность теплового потока: |
|
ql=(t-t0)/R, |
(71) |
где t – расчетная температура теплоносителя, 0С; |
|
t0 – расчетная температура окружающей среды, 0С;
R – полное термическое сопротивление теплопровода, (м·К)/Вт.
При тепловом расчете следует принимать за расчетную температуру теплоносителя:
-для водяных тепловых сетей – среднегодовую температуру горячей воды;
-для паровых тепловых сетей – максимальную температуру водяного пара;
-для конденсатопроводов и сетей горячего водоснабжения – максимальную температуру конденсата или воды.
В качестве расчетной температуры наружного воздуха при надземной прокладке принимаем среднегодовую температуру наружного воздуха, а при подземной
бесканальной прокладке принимается равной естественной температуре грунта на уровне оси трубопроводов +3…+50С; при канальной подземной прокладке принимается равной температуре воздуха в канале (25…300С).
Температура поверхности изоляции принимается равной 400С.
Термическое сопротивление теплоизолированных теплопроводов при надземной и подземной канальной прокладке R, (м·К)/Вт:
R=Rиз+Rн, |
(72) |
где Rн –термическое сопротивление теплоотдачи на |
наружной поверхности, |
(м·К)/Вт; |
|
Rиз – термическое сопротивление теплоизоляционного материала, (м·К)/Вт.
35
Rн |
|
|
1 |
|
|
; |
|
(73) |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
dн |
н.п. |
|||||
|
|
|
|
|
|
|||
Rиз |
|
|
1 |
ln |
d |
н , |
(74) |
|
2 |
из |
dвн |
|
|
||||
|
|
|
где dн и dв – наружные и внутренние диаметры теплоизоляционного материала, м; αн.п. – коэффициент теплоотдачи на наружной поверхности теплоизоляционного материала, Вт/(м2·К).
При прокладке теплопроводов на открытом воздухе:
н.п. |
11,6 7 |
|
, |
(75) |
|
|
|
|
где ω – скорость ветра, м/с (принимается по приложению А для данной местности). При канальной прокладке αн.п зависит от естественной конвекции воздуха в
канале и его можно определить по формуле: |
|
αн.п=9,8+0,052·(tп-tо), |
(76) |
где tп и tо – соответственно температуры поверхности изоляционного слоя и окружающей среды, 0С; λиз – теплопроводность изоляционного материала, Вт/(м·К) (приложение Б).
Линейная плотность теплового потока ql сравнивается с нормативными (приложение В) и при условии qе qн, Вт/м, принятая изоляция и ее толщина удовлетворяют требованиям, т.е. расчет выполнен верно.
При бесканальной подземной прокладке теплопроводов R определяем по формуле:
R=Rиз+Rгр,
где Rгр – термическое сопротивление почвы, (м
R |
1 |
ln |
4h |
|
|
||
гр |
2 гр |
|
dн.и. |
|
|
|
(77) |
К)/Вт: |
|
если h/dн.и. 2 |
(78) |
и |
|
1 |
|
2h |
|
|
2h |
2 |
|
, при h/dн.и. 2 |
(79) |
Rгр |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
2 |
гр |
|
dн.и. |
|
|
dн.и. |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
где гр – теплопроводность почвы, Вт/(м К);
h – глубина закладки оси трубопровода, м.
Теплопроводность грунта зависит от его вида, плотности и влажности. Для песчаных почв гр =1,1 Вт/(м К), для глинистых – 1,75 и для высоковлажных – 2,3, водо-насыщенных – 3,4 Вт/(м К).
Для двухтрубного теплопровода определяется дополнительное условное термическое сопротивление возникающее в результате тепловой интерференции потерь
тепла каждый трубой |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Rус |
1 |
|
ln 1 |
2h 2 |
, |
(80) |
||
2 |
гр |
в |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
где в – расстояние между осями трубопроводов по горизонтали, м (в=1,2…1,51)
dн.и.).
Суммарное теоретическое сопротивление
R=Rи+Rгр+Rус. |
(81) |
Расчетные потери сравниваются с нормативными и должны удовлетворять условию ql qн.
36
5.6Расчет водоподогревателей систем отопления
игорячего водоснабжения
Вкачестве подогревателей воды при автономном теплоснабжении предприятия от собственной котельной применяются многоходовые кожухотрубные теплообменники, а при централизованном теплоснабжении от ТЭЦ – секционные противоточные водоводяные теплообменники типа «труба в трубе».
При расчете определяется суммарная поверхность нагрева теплообменника А,
м2.
Исходными данными для расчета водоподогревателей является максимальный часовой расход горячей воды в сезон массовой переработки сырья Vгм.вах. (рисунок 5) и максимальный расход теплоты на отопительные нужды в период самой холодной пятидневки года Qот* , температуры холодной tх.в. и горячей tг.в. воды в сис-
теме горячего водоснабжения, прямой tпр и обратной воды tобр воды в системе отопления, давление Pкот и энатльпия hкот вырабатываемого пара, температура конденсата tк при автономном теплоснабжении от собственной котельной, температура
прямой tтэцпр воды от ТЭЦ при централизованном теплоснабжении. Коэффициенты
теплопередачи К водоподогревателей можно рассчитывать используя известные методы теории теплопередачи или же принимать ориентировочно по справочникам для соответствующих видов теплообменников (для пароводяных 1,6…2,0 кВт/(м2 К), а водоводяных 1,05…1,25 кВт/(м2 К)).
Суммарная поверхность нагрева пароводяных подогревателей для системы
отопления Аот , м2, находим по уравнению: |
|
|
|
с |
|
|
|
от |
Qотмах 106 , |
(82) |
|
А |
|
|
|
с |
3600 8 К tср |
|
где tср – средний температурный напор между греющим паром и нагреваемой водой, С.
Средний температурный напор определяется на основании температурного графика теплообменников (рисунок 8) по формулам:
t |
|
|
tб |
|
|
tм |
, если |
t |
|
/ t |
|
1,7; |
||
ср |
|
|
|
|
|
б |
м |
|||||||
|
|
ln |
tб / |
tм |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
tср |
0,5( |
tб |
tм ),если |
|
tб / |
|
tм |
1,7. |
||||||
Суммарная поверхность |
нагрева пароводяных подогревателей системы горя- |
|||||||||||||
чего водоснабжения Аг.в. , м2, находим по уравнению |
|
|
|
|
|
|||||||||
с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
г.в. |
Vгч.в(.мах) с |
(tг.в. |
tх.в. ) |
(83) |
|||||||
|
|
Ас |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3600 К tср |
|
|
|
|
Средняя разность температур определяем по температурному графику (рисунок 8, б).
Если в качестве горячего теплоносителя используется вода от ТЭЦ, то сначала последовательно тепло подается в водоводяной теплообменник системы отопле-
37
ния, а затем системы горячего водоснабжения. Суммарная поверхность нагрева
Аг.в. , м2, водоводяного подогревателя системы отопления: |
|
|
|
||||
с |
|
|
|
|
|
|
|
|
от |
Qмах |
Vтэцч( мах) с (tтэцпр |
tтэц' ) в |
, |
(84) |
|
|
Ас |
|
|
|
|
||
|
8 3600 К tch |
|
3600 К |
tch |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
где V ч( мах) |
- максимальный расход перегретой воды от ТЭЦ, м3/ч; |
|
|
||||
тэц |
|
|
|
|
|
|
|
tтэц' |
- температура перегретой воды, выходящий из водоводяного подогрева- |
теля системы отопления и поступающего в водоподогреватели системы горячего водоснабжения, С.
в – коэффициент полезного действия водоподогревателя (принимаем
0,92…0,96).
tср определяем на основании температурного графика (рисунок 8, в).
Рисунок 8 Температурные графики теплообменных аппаратов: а – пароводяные подогреватели системы отопления; б – пароводяные подогреватели системы горячего водоснабжения; в - подогреватели системы отопления; г, д – водоводяные подогреватели системы горячего водоснабжения в зимний и летний периоды года; е – экономайзер; ж – калорифер; з – утилизационный водоводяной теплообменник для переохлаждения конденсата
Температура tтэц' рассчитываем из соотношения
tтэпр ц |
tтэ' ц Qот |
|
К |
Асот |
tсрот , |
(85) |
|||||
t |
' |
t |
обр |
|
Qг.в. |
|
К |
Аг.в |
t г.в. |
|
|
|
тэц |
|
тэц |
|
|
|
с |
ср |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где Qот и Q г.в. - суммарные тепловые мощности водоподогревателей системы ото-
пления и горячего водоснабжения, кВт.
Из уравнения (85) определяется также максимальный часовой расход перегретой воды от ТЭЦ
38
Суммарная поверхность нагрева водоводяного подогревателя системы горячего водоснабжения Ас, м2:
г.в. |
Qг.в. |
Vгч.в(.мах) с (tг.в. tх.в. ) , |
(86) |
||
Ас |
|
|
|
|
|
К tср |
|
3600 К tср |
|
||
|
|
|
где tср – средняя разность температур, определяем на основании температурного графика (рисунок, 8 г).
Для оценки резерва мощности водоводяного подогревателя системы горячего водоснабжения в летний период, а также для сравнения максимальных расходов
перегретой воды от ТЭЦ в зимнее |
V ч( мах) |
и летнее V ч( мах) |
, определим макси- |
|
тэц.зим. |
тэц.лет. |
|
мальный часовой расход подогретой воды от ТЭЦ при отсутствии расхода на отопление и максимальной нагрузки на систему горячего водоснабжения.
А |
г.в.ж. |
Qг.в. |
Vгч.в(.мах) с |
(tг.в. tх.в. ) |
Vтэц с |
(tтэпр ц |
tтэобрц ) в . |
(87) |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
с |
К tср* |
3600 |
К tср* |
3600 |
К |
tср* |
|
Средний температурный напор tср* для данного режима работы водоподог-
ревателей определяем на основании температурного графика (рисунок, 8 д).
После расчета площади поверхности нагрева производим подбор водоподогревателей.
Технические характеристики пароводяных и водо-водяных подогревателей приведены в приложении Г.
Число водоподогревателей должна быть не менее 2. Резерв производительности водоподогревателей должен составлять 20…30%. Установленная суммарная площадь поверхности нагрева должна обеспечивать пиковые нагрузки. Целесообразно устанавливать водоподогреватели одного или ближайших типоразмеров. В тепловой схеме необходимо предусмотреть возможность остановки любого из водоподогревателей, временного использования водоподогревателей системы отопления для систем горячего водоснабжения и наоборот.
5.7 Расчет и подбор вспомогательного оборудования котельной
Котельная установка состоит из котельного агрегата и вспомогательного оборудования.
Котельный агрегат - конструктивно объединенный в одно целое комплекс устройств для получения пара или горячей воды под давлением.
Вспомогательное оборудование предназначено для создания условий, для получения пара или горячей воды требуемых параметров и для безаварийной эксплуатации котельного агрегата. К вспомогательному оборудованию относятся тягодутьевые устройства, золоулавливающие устройства и устройства для удаления золы и шлака, питательные устройства, водоподготовительные устройства, трубопроводы и арматура, контрольно -измерительные приборы, системы автоматического регулирования, устройства для подготовки топлива.
Необходимость в тех или иных вспомогательных устройствах и их элементах зависит от назначения котельной установки, вида топлива и способа его сжигания.
39
5.7.1Система химводоподготовки
Вкачестве питательной воды котлов используется конденсат, возвращающийся из теплообменников и технологического оборудования, и добавочная вода.
Конденсат не требует специальной обработки до подачи его в котел. Однако в связи с его потерями, доходящими до 40...60% в пароводяной цикл приходится вводить добавочную сырую воду, которая содержит взвешенные и растворенные твердые вещества и рас творенные газы.
Основными показателями, характеризующими качество воды являются: солесодержание, жесткость, щелочность, содержание кремневой кислоты и коррозионно - активных газов. Поэтому перед введением в цикл котельной установки добавочной сырой воды ее необходимо освободить от вредных твердых и газообразных растворенных в них примесей. Для освобождения от солей жесткости применяется двухступенчатое умягчение воды пропуская ее через натрий - катионитовые фильтры. Количество фильтров каждой ступени должно быть не менее двух, причем один - резервный.
Вцелях взаимозаменяемости установленного оборудования целесообразно для обоих ступеней применять фильтры одинаковой конструкции и одного типоразмера.
Монтажная схема системы химводоподготовки должна предусмотреть возможность отключения любого фильтра для регенерации и ремонта, а также для переключения с первой ступени на вторую.
Расчет химводочистки заключается в определении часового расхода химической очищенной воды для подпитки котлов Дхов и подбора фильтра
Дхов= (Дч(тах)+Дпр-Дктах),
где - коэффициент запаса производительности (1,1…1,2); Дч(тах) – максимальная часовая производительность пара, m/ч; Д – количество возвращаемого конденсата, m/ч;
Дпр – количество продувочной воды, m/ч.
Д |
|
Д ч(тах) Ппр , |
|
пр |
109 |
|
|
|
|
|
(88)
(89)
где Ппр – процент продувки, %; Диаметр фильтра определяем по формуле:
|
|
|
|
|
dф |
4 Д хов |
1000 , |
(90) |
|
|
|
|
|
|
Wф |
Z 3600 |
|
||
|
|
где - плотность воды, кг/м3;
Wф – скорость фильтрации воды, м/с (Wф=0,007 м/с);
Z – количество работающих фильтров каждой ступени, шт. По таблице 33 принимаем типоразмер фильтров
Таблица 33 Характеристики натрийкатионитовых фильтров
Диаметр, м |
0,7 |
1,0 |
1,5 |
2,0 |
2,6 |
3,0 |
Площадь |
0,39 |
0,76 |
1,72 |
3,1 |
5,9 |
6,98 |
фильтрации, |
|
|
|
|
|
|
м2 |
|
|
|
|
|
|
Расход пара на деаэрацию воды определяем по формуле
40
|
Дп.в. (hg'' |
|
hg' ) |
, |
(92) |
Д g |
|
|
|
Двып |
|
h |
h |
'' |
|
||
|
кот |
g |
|
|
где h”g – энтальпия воды после деаэратора, КДж/кг (принимается при температуре t”g, соответствующий температуре кипения воды при рабочем давлении в деаэраторе (таблица 34));
Двып – потери пара в результате выпаривания, m/ч (принимается равным 5…10 кг на 1 т деаэрируемой воды);
h’g – энтальпия воды, поступающие в деаэратор, КДж/кг (принимается при температуре t’g, С).
' |
|
tх.в. ( Дп.в. Дк ) tк Дк , |
(93) |
|
tg |
|
|
|
|
|
Дп.в. |
|
||
|
|
|
||
где tх.в. – температура холодной воды, |
С; |
|
tк – температура конденсата, С (принимается 50…70 С); hкот – энтальпия котловой воды, КДж/кг.
5.7.2 Деаэраторы
Для удаления из питательной воды растворенных газов с целью предохранения тепловых сетей и поверхности нагрева котлоагрегата от коррозии, устанавливаются деаэраторы (атмосферные и вакуумные).
Для водотрубных котлов с чугунным экономайзером содержание кислорода не должно превышать 0,1 кг/кг. Наиболее надежным способом удалением из воды газов является термический с использованием деаэраторов атмосферного или вакуумного типа. Количество деаэраторов в котельной должно быть 2…3 единицы.
В схеме монтажа оборудования котельной необходимо предусмотреть возможность отключения любого деаэратора для ремонта и ревизии.
Для подбора деаэратора определяем максимальный часовой расход питатель-
ной воды Дп.в, m/ч, по формуле: |
|
|
|
Дп.в.=Дч(тах)+Дпр, |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
(94) |
|||||||
|
Деаэраторы подбираем по таблице 34 и 35. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
Таблица 34 Деаэраторы атмосферного давления |
|
|
|
|
||||||||||
|
Наименование |
|
|
|
|
Марка деаэратора |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
ДА-1 |
ДА-3 |
|
ДА-5 |
|
ДА-15 |
|
ДА-25 |
|
ДА-50 |
|
|||
|
Номинальная произво- |
1 |
3 |
|
5 |
|
15 |
|
25 |
|
50 |
|
|
||
|
дительность, m/ч |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рабочее давление, МПа |
|
|
|
|
|
0,12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура деаэрации |
|
|
|
|
|
104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
воды, С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Полезная емкость ак- |
0,6 |
1,0 |
|
2,0 |
|
4,0 |
|
8,0 |
|
15,0 |
|
|
||
|
кумуляторного бака, м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 35 Деаэратры вакуумные |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
Наименование |
|
|
|
|
Марка деаэратора |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
ДВ-5 |
|
|
ДВ-15 |
|
ДВ-25 |
|
|
ДВ-50 |
|
||||
|
Номинальная произво- |
5,0 |
|
|
15,0 |
|
25,0 |
|
|
|
50,0 |
|
|
||
|
дительность, m/ч |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рабочее давление. МПа |
|
|
|
|
0,0075…0,05 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
Температура деаэрации, |
|
|
|
|
40…80 |
|
|
|
|
|
|