Министерство образования РФ
Уральский государственный технический университет
кафедра “Промышленная теплоэнергетика”
ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИЕ УСТАНОВКИ
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
преподаватель: Филиповский Н.Ф.
студент: С.П.
1851929
группа: ТГВ-4
Екатеринбург
2002
Содержание
Принципиальная схема котельной 1
Исходные данные. 2
1. Тепловой расчет котельной 3
Тепловой расчет подогревателя сетевой воды 5
Тепловой расчет охладителя конденсата 6
Расчет сепаратора непрерывной продувки 7
Расчет теплообменника продувочной воды 8
Расчет подогревателя сырой воды 9
Расчет конденсатного бака 10
Расчет барботажного бака 10
Расчет теплообменника питательной воды 11
Расчет деаэратора 12
Расчет производительности котельной 12
2. Расчет химводоподготовки 13
2.1. Выбор схемы приготовления воды 13
2.2. Расчет оборудования водоподготовительной установки 15
3. Расчет и выбор насосов 16
4. Аэродинамический расчет котельной 18
4.1. Расчет газового тракта (расчет тяги) 18
4.2. Расчет самотяги дымовой трубы 19
4.3. Расчет дымососов и дутьевых вентиляторов 20
Список литературы 21
Исходные данные
1. РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ
Для расчета принимается тепловая схема отопительно-производственной
котельной с паровыми котлами КЕ-6,5 для закрытой системы теплоснабжения.
Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного
технологического процесса преобразования энергии и использования в
установке теплоты рабочего тела. Она представляет собой условное
графическое изображение основного и вспомогательного оборудования,
объединенного линиями трубопроводов рабочего тела в соответствии с
последовательностью его движения в установке.
Основной целью расчета тепловой схемы котельной является:
– определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и
расходов тепла на собственные нужды, и распределением этих нагрузок
между водогрейной и паровой частями котельной для обоснования выбора
основного оборудования;
– определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для выбора
вспомогательного оборудования и определения диаметров трубопроводов и
арматуры.
Наименование величин Обоз. Ед. изм. Расчетная формула или обоснование
Расчет Значе-ние
Расчетный расход сетевой воды Gсет кг/с Qт .
(tт1-tт2) • C 12,33 • 103 .
300
125
(132)
КПД теплообменника (сетевой воды) ??
принимается
0,98
Расход пара на подогреватели сетевой воды Дт кг/с Qт .
(i2″ – iкт) • ?? 12,33 • 103 .
200
250
250
100
40
32
25
65
(57)
Наименование величин Обоз. Ед. изм. Расчетная формула или обоснование
Расчет Значе-ние
Количество теплоты расходуемое в подогревателе сетевой воды Q1 кВт Дт •
(i1″-i2′) • ?? 5,18 • (2788-694) • 0,98 10,5•103
Температура сетевой воды между теплообменниками (из теплового баланса):
tт2′ (C tт1 – Q1 .
с• Gсет 95 – 10500 .
4,19 • 117,7 73,7
Средний температурный напор (tб
(tм
(tб/(tм
(t оС t2 – tт2′
t2′ – tт1
((tб-(tм)/2,3•ln((tб/(tм) 196-73,7
164,2-95
122,3/69,2
(112,3-69,2)/2,3•ln(122,3/69,2) 122,3
69,2
1,76>1,7
40,5
Коэффициент теплопередачи теплообменника k
принимается
3000
Коэффициент загрязнения поверхностей теплообмена b
принимается
0,85
Поверхность нагрева пароводяного подогревателя H м2 Q1 .
k • (t • b 10,5 • 106 .
3000 • 40,5 • 0,85 101,6
К установке принимаем 2 подогревателя H м2 H/2 101,6 / 2 50,8
Принимаем горизонтальный пароводяной подогреватель типа ТКЗ № 5
H=66,0 м2, S=0,436 м2, G=400 т/ч,
l1=3150 мм, l2=3150 мм, H=1170 мм, D=630 мм, M=800 мм
Расчет водоводяного охладителя конденсата (поз.7)
Наименование величин Обозн. Ед изм. Расчетная формула или обоснование
Расчет Значе-ние
Количество теплоты расходуемое в подогревателе сетевой воды Q2 кВт Дт •
(i2′-iкт) • ? 5,18 • (694-335) • 0,98 1,8•103
Средний температурный напор (tб
(tм
(tб/(tм
(t оС t2 – t2′
tкт – tт2
((tб-(tм)/2,3•ln((tб/(tм) 164,2-73,7
80-70
90,5/10
(90,5-10)/2,3•ln(90,5/10) 90,5
10
9,05>1,7
15,9
Поверхность нагрева охладителя конденсата H м2 Q2 .
k • (t • b 1800 • 103 .
65
(66)
Принимаем горизонтальный водоводяной подогреватель ВВП-250
H=22,8 м2, S=0,0186 м2, G=250 т/ч,
L=4930 мм, H=550 мм, D=273 мм
32
(29)
Степень сухости пара х
Принимается
0,97
Теплота парообразования r кДж/кг
2244
Коэффициент теплопотерь через трубы и расширитель в сепараторе ?2
Принимается
0,98
Количество пара получаемого в сепараторе d кг/кг ( i1′ • ?2 – i3′ )
( x • r ) ( 830 • 0,98 – 439,4 )
100
25
Наименование величин Обозн. Ед изм. Расчетная формула или обоснование
Расчет Значе-ние
Количество теплоты расходуемое в подогревателе сетевой воды Q3 кВт G’пр
• (i3′-iпр.б) • ?? 0,74 • (439,4-167,7) • 0,98 197
Температура сетевой воды между теплообменниками (из теплового баланса):
tсв’ (C tсв + Q3 .
с• Gхво 5 + 197 .
4,19 • 3,78 17,7
Средний температурный напор (tб
(tм
(tб/(tм
(t оС t3 – tсв’
tпр.б – tсв
((tб-(tм)/2,3•ln((tб/(tм) 104,8-17,7
40-5
87,1/35
(87,1-35)/2,3•ln(87,1/35) 87,1
35
2,48>1,7
24,9
Поверхность нагрева теплообменника H м2 Qсв .
k • (t • b 197 • 103 .
3000 • 24,9 • 0,85 3,1
Принимаем горизонтальный водоводяной подогреватель ВВП-100
H=3,58 м2, S=0,0029 м2, G=45 т/ч,
L=4580 мм, H=300 мм, D=114 мм
Наименование величин Обозн. Ед изм. Расчетная формула или обоснование
Расчет Значе-ние
Количество теплоты расходуемое в подогревателе сетевой воды Q4 кВт Gхво
• (tхво-tcв’) • с 3,78 • (30-17,7) • 4,19 195
Расход пара на подогреватель сырой воды Дср кг/с Q4 .
(i1″ – i2′) • ?? 195 .
25
10
(9)
Температура сетевой воды между теплообменниками (из теплового баланса):
tсв’ (C tсв + Q3 .
с• Gхво • ?? 5 + 195 .
4,19 • 3,78• 0,98 17,7
Средний температурный напор (tб
(tм
(tб/(tм
(t оС t3 – tсв’
tпр.б – tсв
((tб-(tм)/2 196-17,7
164-30
176,3/134
(176,3+134)/2 176,3
134
1,3
80
(75)
Средневзвешенная температура конденсата в баке tк (C ( Gп • tкп + Gт •
tкт + Gср • t2)
(Gпр + Gт + Gср) 74,6
(5,18 • 80 + 1,44 • 49 + 0,09•164 )
5,194 + 18,65 + 0,09
Объем конденсатного бака (на 20 мин.) Vк м3 Gк • vв • 20 мин. • 60 сек.
6,71 • 0,001 • 20 • 60 8,05
Расчет барботажного бака (поз.18)
Наименование величин Обозн. Ед изм. Расчетная формула или обоснование
Расчет Значе-ние
Количество сырой воды для разбавления продувочной воды Gхво” кг/с G'пр •
(t”пр.б. + tкл)
tкл – tсв 0,74 • (40 + 10)
80
(79)
Объем конденсатного бака (на 20 мин.) Vк м3 (G’пр+ Gк )• vв • 20 мин. •
60 сек. (0,74+7,6) • 0,001 • 20 • 60 10
50
100
(95)
Количество теплоты расходуемое в теплообменнике питательной воды Q5 кВт
Gда • (tда –tпв) • c 10,76• (105-100) • 4,19 212
Температура воды идущей в деаэратор tхво оС Qпа - tsд
G'хво • с • ?? 212 + 30
3,44 • 4,19 • 0,98 45
Средний температурный напор (tб
(tм
(tб/(tм
(t оС tпв – tхво
tда – t’хво
((tб-(tм)/2 100-30
105-45
70/60
(70+60)/2 70
60
1,16
Z
¬
th
Z
????$ ?????????????$??$?????$?Z
„
O
??$??$????????????$??$????????????????$
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
h/fa
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
X"X*X2X6X>X@XBXDXFXHXJXLX^X`XbXdXfXhXjXlXnXpX1/4XAXEXIX?XOXOXiXiXthXoess
eOessessIessAeoAeoAeoeAeoAess·esseoeoeoeoeAeoeAeoeAeoeAeoesse±e±e±?e±e
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
h/faCJ
CJ
”yo J
”yo J
hiYIAIA?cI—A“A?A{A—n—n—n—n—A?—gn—A?A?A?A“
”yo J
”yo J
”yo J
”yo J
j
”yo J
Rr‚r?r?rOrTHree0ee?kd
”yo J
”yo J
AeYAe«Ae«AeYAe«Ae
принимается
0,98
Средняя температура воды в деаэраторе t’ср (C (Gк • tк + G’хво • t’хво)
(Gк + Gхво) 6,62 • 73,3 + 3,44 • 45
6,62 + 3,44 64,47
Среднее теплосодержание воды в деаэраторе i’ср кДж/кг t’ср • С 67,5 •
4,19 270
Производительность деаэратора Дд кг/с Gпв + Gут 9 + 1,76 10,76
Количество пара, необходимое для деаэоации
Дд • iд – ((Gк + G’хво) • i’ср • ?д) – Д’пр • i”2
i”1 0,58
10,76•439,4 – ((6,71+3,44)•270•0,98)–0,154•2700
80
(83)
Прнимаем к установке деаэратор атмосферный смешивающего типа ДСА-50
производительность колонки 50 т/ч, давление греющего пара 1,5 атм,
температура воды 104 (C
Расчет производительности котельной
Наименование величин Обозн. Ед изм. Расчетная формула или обоснование
Расчет Значение
Производительность котельной расчетная Др кг/с Дт + Дп + Дд + Дсн + Дср
5,18 + 2,94 + 0,58 + 0,09 + 0,09 8,88
Процент загрузки работающих паровых котлов Кзаг % (Др / Д’) • 100% (8,88
/ 9 ) • 100 98,7
2. Расчет химводоподготовки
Основной задачей подготовки воды в котельных является борьба с коррозией
и накипью. Коррозия поверхностей нагрева котлов подогревателей и
трубопроводов тепловых сетей вызывается кислородом и углекислотой,
которые проникают в систему вместе с питательной и подпиточной водой.
Качество питательной воды для паровых водотрубных котлов с рабочим
давлением 1,4МПа в соответствии с нормативными документами должно быть
следующим:
– общая жесткость 0,02мг.экв/л,
– растворенный кислород 0,03мг/л,
– свободная углекислота – отсутствие.
При выборе схем обработки воды и при эксплуатации паровых котлов
качество котловой (продувочной) воды нормируют по общему солесодержанию
(сухому остатку): величина его обуславливается конструкцией
сепарационных устройств, которыми оборудован котел, и устанавливается
заводом изготовителем.
Наименование Обозн. ед. изм.
Река
Днестр
Сухой остаток Sив мг/л 505
Жесткость карбонатная Жк мг.экв/л 5,92
Жесткость некарбонатная Жнк мг.экв/л 1,21
2.1. ВЫБОР СХЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ВОДЫ
Выбор схемы обработки воды для паровых котлов проводится по трем
основным показателям:
Величине продувки котлов
Жесткость исходной воды
Жив = Жк + Жнк = 5,92 + 1,21 = 7,13 мг.экв/л
?S определяется по графику рис 6. [2]. ?S = 60 мг/кг.
Сухой остаток обработанной воды.
Sов = Sив + ?S = 505 + 60 = 565 мг/л
Доля химически очищенной води в питательной
(0 = Gхво / Дк = 4,2 / 8,95 = 0,47
Продувка котлов по сухому остатку:
Рп=( Sов • (0 • 100%)/(Sк.в – Sов • (0)=565 • 0,47 • 100 / (3000-565 •
0,47) = 9,7%
Sк.в – сухой остаток котловой воды, принимается по данным завода
изготовителя котлов
9,7% Относительной щелочности котловой воды
Относительная щелочность котловой:
Щ = (40 • Щi • 100 %) / Sов =40 • 5,92 •100 / 565 = 41,9 %
где 40 - эквивалент Щ мг/л
Щi- щелочность химически обработанной воды, мг.экв/л, принимается для
метода
Na-катионирования, равной щелочности исходной воды (карбонатной
жесткости).
20% 20мг/л – необходимо дополнительное снижение концентрации
углекислоты.
К установке принимается обработка воды по схеме двухступенчатого
Na-катионирования.
2.2. РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ
Для сокращения количества устанавливаемого оборудования и его унификации
принимают однотипные конструкции фильтров для первой и второй ступени.
Для второй ступени устанавливаем два фильтра: второй фильтр используется
для второй ступени в период регенерации и одновременно является
резервным для фильтров первой ступени катионирования.
Скорость фильтрования принята в зависимости от жесткости исходной воды
Жив = 7,13 мг.экв/л => ?ф = 15 м/ч [2].
Коэффициент собственных нужд химводоочистки
Кс.н.хво = 1,1
Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку
Gс.в = Кс.н.хво • Gхво = 1,1 • 3,44 = 3,78 кг/с
Площадь фильтров
F’ф = Gс.в / ?ф =3,78 • 3,6 / 15 = 0,9 м2
К установке принимается 2 фильтра
Fф = F’ф / 2 = 0,9 / 2 = 0,45 м2
Диаметр фильтра
= 0,76 м
К установке принимаем катионовые фильтры № 7
Диаметр фильтра dф = 816 мм; высота сульфоугля l = 2 м.
Производительность фильтров I ступени GI = 5 т/ч
Производительность фильтров II ступени GII = 20 т/ч
Скорость фильтрования I ступени ?I = 9 м/ч
Скорость фильтрования II ступени ?II = 30 м/ч
Полная площадь фильтрования
Fфд = (? • dф2 / 4 ) • 2 = (3,14 • 0,8162 / 4) • 2 = 1,05 м2
Полная емкость фильтров
Е = 2 • ? • dф2 • hкат • l / 4 = 2• 3,14 • 0,8162 • 300 • 2/ 4 = 627
мг.экв
Период регенерации фильтров
Т = Е / Gс.в • Жив = 627 / 5,75 • 3,6 • 7,13 = 4,25 ч
Число регенераций в сутки n = 6 раз.
Расход соли на 1 регенерацию:
Мсоли = ? • dф2 • hкат • l • b / 4 • 1000 = 3,14 • 0,8162 • 300 • 2• 200
/ 4 • 1000 = 62,72 кг
Суточный расход соли
Gсоли = Мсоли • n = 62,72 • 6 = 376,32 кг
3. Расчет и выбор насосов
Подбор питательных насосов
В котельных с паровыми котлами устанавливаются питательные насосы числом
не менее двух с независимым приводом. Питательные насосы подбирают по
производительности и напору.
Напор создаваемый питательным насосом:
Нпн=10 • Р1 + Нэк +Нс = 10 • 12 + 7 + 15 = 142 м.в.ст.
где Р1 – избыточное давление в котле, Р1 =1,4 МПа = 12 атм.
Нэк- гидравлическое сопротивление экономайзера, принимаем Нэк = 7
м.в.ст.
Нс – сопротивление нагнетающего трубопровода, принимаем Нс=15 м.в.ст.
Производительность всей котельной, Д’ = 9,0 кг/с = 32,4 т/ч
Принимаем 3 электрических насоса 2,5 ЦВМ 0,8 производительностью 14
м3/ч, полный напор 190 м.в.ст. и 2 насоса с паровым приводом типа
2ПМ-3,2/20 производительностью 3,2 м3/ч, напор 200 м.в.ст.
Подбор сетевых насосов
Напор сетевых насосов
Hсн=Нп + Нс = 15 + 30 = 45 м.в.ст.
где Нп- сопротивление бойлера теплофикации, принимаем Нэк = 15 м.в.ст.
Нс – сопротивление сети и абонента, принимаем Нс = 30 м.в.ст.
Расход сетевой воды Gсет=117,7 кг/с = 423,72 т/ч
К установке принимаем 2 сетевых насоса типа 10CD-6 производительностью
486 м3/ч, напор 74 м.в.ст.
Подбор конденсатного насоса
Напор развиваемый конденсатным насосом
Нкн = 10 • Рд + Нск +Нд = 10 • 1,2 + 15 + 7 = 34 м.в.ст.
где Рд – давление в деаэраторе, Рд =0,14 МПа = 1,2 атм.
Нск – сопротивление нагнетающего трубопровода, принимаем Нск=15 м.в.ст.
Нд – высота установки деаэратора, принимаем Нд = 7 м.
Количество конденсата Gк = 6,71 кг/с = 24,16 т/ч
К установке принимаем 2 конденсатных насоса типа КС10-55/2а, напор 47,5
м.в.ст.
Подбор подпиточного насоса
Напор развиваемый насосом
Нпс = Рд + Нск +Нд = 1,2 + 15 = 16,2 м.в.ст.
где Рд – давление в деаэраторе, Рд =0,14 МПа = 1,2 атм.
Нск – сопротивление нагнетающего трубопровода, принимаем Нск=15 м.в.ст.
Количество подпиточной воды Gк = 1,76 кг/с = 6,34 т/ч
К установке принимаем 2 насоса типа К8/18, производительность 8 м3/ч,
напор 18 м.в.ст.
Подбор насоса сырой воды
Напор развиваемый насосом
Нсв = Нск +Нто +Нхво = 20 + 20 + 5 = 45 м.в.ст.
где Нто- сопротивление теплообменников, принимаем Нэк = 20 м.в.ст.
Нск – сопротивление нагнетающего трубопровода, принимаем Нск=20 м.в.ст.
Нхво – сопротивление фильтров ХВО, принимаем Нск=5 м.в.ст.
Количество сырой воды Gхво” = 11,18 кг/с = 40.25 т/ч
К установке принимаем 2 насоса типа К-80-50-200, производительность 50
м3/ч, напор 50 м.в.ст.
4. АЭРОДИНАМИЧЁСКИЙ РАСЧЕТ
Наименование величин Обозн. Ед. изм. Знач. Примечание
температура уходящих газов tух оС 200
из
расчета
котла
температура холодного воздуха tхв оС -30
коэфф. избытка воздуха в топке ?т
1,4
коэфф. избытка воздуха в ВЭК ?ух
1,6
коэфф. избытка воздуха в трубе ?тр
1,7
средняя скорость уходящих газов ?ух м/с 8
действительный объем уходящих газов Vг м3/кг 11,214
низшая теплота сгорания топлива Qнр ккал/кг 6240
расход топлива 1 котлом b кг/с 0,325
4.1. Расчет газового тракта (расчет тяги)
Температура газов в начале трубы:
tтр = tух • ?ух + (?тр -??ух) • tв = 200 • 1,6 + (1,7-1,6)•30 = 190 оС
?тр 1,7
где tв – температура воздуха в котельной tв = 25 оС
Сопротивление трения уходящих газов:
?hтр = ? • (l /dэкв) • (?ух 2 / 2 • 9,8) • (г = 0,03 • (18 / 1) • (82 /
2 • 9,8) • 0,78= 1,38 мм в.ст.
где (г – плотность газов при температуре 190 оС (г = 0,78 кг/м3
l – длина газохода по чертежу, l = 18 м.
dэкв – эквивалентный диаметр газохода 1000 х 1000 мм, dэкв = 1 м.
? – коэффициент трения для стальных футерованных газоходов, ? = 0,03
Потеря давления на местные сопротивления
(hм = (( • ((ух / 2• 9,81) • (г = 5,8 • (82 / 2 • 9,81) • 0,78 = 14,76
мм.в.ст.
где (( – сумма коэффициент местных сопротивлений по тракту воздуха,
((=5,8
патрубок забора воздуха (=0,2; плавный поворот на 90°(5 шт.)
(=0,25*5=1,25;
резкий поворот на 90° (=l,l; поворот через короб ( =2, направляющий
аппарат (=0,1;
диффузор (=0,1; тройник на проход – 3 шт. (=0,35*3=1,05
Полное аэродинамическое сопротивление газового тракта
(h = (hм + (hтр + (hз + (hзас = 14,76 + 1,38 + 63 + 1,5 = 80,64 мм.в.ст.
где (hз – сопротивление золоуловителя (hз = 63 мм.в.ст.
(hзас – сопротивление заслонок (hзас = 1,5 м.в.ст.
6. Сечение газоходов
fг = Vг • b • n • (273 + tтр ) =11,214 • 0,325 • 1 • (273+190) = 0,77 м2
273 • (ух 273 • 8
где n – число котлов
Эквивалентный диаметр газохода
= 0,99 м2
4.2. Расчет самотяги дымовой трубы
В зависимости от расхода топлива b= 1,17 т/ч, зольности Аn = 1,76,
содержания серы Sn = 0,08
высота дымовой трубы принимается H=30 м.
Скорость газов в дымовой трубе принимается wтр = 10 м/с
Максимальная часовая производительность котельной
Qк = b • n • Qнр • ? = 0,325 • 5 • 6240 • 0,98 = 9600 ккал/ч
Охлаждение газов в трубе
=0,1 оС/м
Внутренний диаметр трубы
= 0,87 м
Наружный диаметр трубы
dн = dвн + 0,02 • Н = 0,87 + 0,02 • 30 = 1,47 м
Средний расчетный диаметр
dср = 2 • dн • dвн / (dвн + dн) = 2 • 1,47 • 0,87 / (1,47 + 0,87) = 1,09
м
Потеря напора на трение в дымовой трубе
(hтр=? • (H / dср) • ((2 / 2•9,81) • ( = 0,03 • (30/1,09) • (102/2•9,81)
• 0,78 = 3,28 мм.в.ст.
Потеря напора на выходе из дымовой трубы
(hвых = ? • ( • wтр2 / 2 • 9,81 = 1 • 0,87 • 102 / 2•9,81 = 4,43
мм.в.ст.
Сопротивлений дымовой трубы
(hд.тр = (hтр + (hвых = 3,28 + 4,43 = 7,71 мм.в.ст.
Теоретическая тяга дымовой трубы
?P = H • 273 • 1,3 • ( 1 – 1
) • hбар =
(273 + tхв) (273 + tтр) – (
?tтр • Н /2) 760
= 30 • 273 • 1,3 • ( 1 – 1
) • 760 = 21,29 мм.в.ст.
(273 – 30) (273 + 190) – ( 0,1 •
30 /2) 760
4.3. Расчет дымососов и дутьевых вентиляторов
Расчетный напор дымососа
hдым = ?(hм + ?(hтр + (hд.тр + hк + hз + hэк – ?P =
= 14,76 + 1,38 + 7,71 + 32 + 63 + 16 – 21,29 = 113,56 мм.в.ст.
Расчетная производительность дымососа, м3/с (М3/2)
Vдым = Vг • b • (273 + tтр) • 1.1 / 273 =
= 11,214 • 0,314 • (273 + 190) • 1,1 / 273 = 6,57 м3/с = 23,65•103 м3/ч
Мощность потребляемая дымососом
Nдым = Vг • hдым •1,1 / 102 • ? = 11,214 • 113,56 • 1,1 / 102 • 0,98 =
14 кВт
Напор вентилятора
hдв = ?hсл + ?hв = 60 мм.в.ст.
где ?hсл – сопротивление слоя лежащего на решетке ?hсл = 60 мм.в.ст.
?hв – сопротивление воздуховодов, принебрегаем.
Производительность вентилятора
Vдв = 1,1 • Vг • ?т • b • (1 – q4 / 100) • ((273 + tхв) / 273) =
= 1,1 • 11,214 • 1,4 • 0,325 • (1 – 10/100) •(( 273 – 30 ) / 273) = 4,49
м3/с = 16,16•103 м3/ч
Принимаем вентилятор типа ВД-Б производительностью 10•104 м3/ч, напор
172 кгс/см2
Литература
1. Роддатис К.Ф. Котельные установки. М.: Энергия, 1975. 488с
2. Лумми А.П. Методические указания к курсовому проекту “Котельные
установки”. Свердловск: УПИ. 1980. 20с.
3. Сидельников Л.Н, Юренев В.Н. Котельные установки промышленных
предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1988.
4. Производственные и отопительные котельные. /Е.Ф. Бузников, К.Ф.
Роддатис, Э.Я.Берзиньш.- 2-е изд., перераб. – М.: Энергатомиздат,
1984.-с. 248., ил 4. Зыков А.К. Паровые и водогрейные котлы: Справочное
пособие. – М.: Энергоатомиздат, 1987.
5. http:/www.kotel.ru – официальный сайт завода “Бийскэнергомаш”.
PAGE
PAGE 5
PAGE
Котел
2. Экономайзер
3. Распределительная гребенка
4. Редукционное устройство
5. Сетевой насос
6. Подогреватель сетевой воды
7. Охладитель конденсата
8. Конденсатный бак
9. Конденсатный насос
10. Деаэратор
11. Теплообменник питательной воды
12. Паровые питательные насосы
13. Электирческие питательные насосы
14. Сепаратор непрерывной продувки
15. Подогреватель сырой воды № 2
16. Подогреватель сырой воды № 1
17. Химводоочистка
18. Барботажный бак
19. Канализация
20 Насосы сырой воды
21 Подпиточные насосы
tкт’ = 164 оС
Дт = 5,18 кг/с
t1 = 196 оС
Gкт = 5,18 кг/с
tкт = 80 оС
Gсет = 117,7 кг/с
tт1 = 95 оС
Gсет = 117,7 кг/с
tт2 = 70 оС
tт2’ = 73,7 оС
Д’пр = 0,154 кг/с
t2 = 104,8 оС
Gпр = 0,9 кг/с
t1 = 196 оС
G’пр = 0,74 кг/с
t2 = 104,8 оС
G’пр = 0,74 кг/с
t2 = 104,8 оС
Gхво = 3,78 кг/с
tсв = 5 оС
Gхво = 3,78 кг/с
tсв‘= 17,7 оС
G’пр = 0,74 кг/с
tпр.б = 40 оС
Gхво = 3,78 кг/с
tсв‘= 17,7 оС
Gхво = 3,78 кг/с
tхво = 30 оС
Дср = 0,09 кг/с
t1 = 196 оС
Gср = 0,09 кг/с
t2 = 164 оС
Gда = 10,76 кг/с
tда = 104,8 оС
Gхво = 3,78 кг/с
tхво‘= 45 оС
Gда = 10,76 кг/с
tпв = 100 оС
Gхво = 3,78 кг/с
tхво = 30 оС
Д’пр = 0,154 кг/с
tда = 104,8 оС
Дда = 0,58 кг/с
tда = 196 оС
Gк = 6,71 кг/с
tда = 80 оС
Gхво = 3,44 кг/с
tда = 45 оС
Gда = 10,76 кг/с
tда = 104,8 оС
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
