Учебная работа. Проект реконструкции котельной

Учебная работа. Проект реконструкции котельной

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Черта объекта

1.2 Определение количества потребителей теплоты. График годичного расхода теплоты

1.3 Система и принципная схема теплоснабжения

1.4 Расчет термический схемы котельной

1.5 Выбор оборудования котельной

1.6 Подбор и размещение основного и вспомогательного оборудования

1.7 Термический расчет котлоагрегата

1.8.Аэродинамический расчет теплодутьевого тракта

Спецчасть.

2. Разработка блочной системы подогревателей.

2.1 Начальные данные водоснабжения

2.2 Выбор схемы изготовления воды

2.3 Расчет оборудования водоподогревательной установки

2.4 Расчет сетевой установки

3. Технико-экономическая часть

3.1 Начальные данные

3.2 Расчет договорной цены строительно-монтажных работ

3.3 Определение годичных эксплуатационных расходов

3.4 Определение годичного экономического эффекта

4. ТМЗР

установка секционных водонагревателей

5. Автоматика

Автоматическое регулирование и теплотехнический контроль котлоагрегата КЕ-25-14с

6. Охрана труда в строительстве

6.1 Охрана труда при монтаже энергетического и технологического оборудования в котельной

6.2 анализ и предотвращение возникновения возможных угроз

6.3 Расчет стропов

7. Организация, планирование и управление строительством

7.1 установка котлоагрегатов

7.2 Условия начала производства работ

7.3 Производственная калькуляция издержек труда и зарплаты

7.4 Расчет характеристик календарного плана

7.5 Организация стройгенплана

7.6 Расчет технико-экономических характеристик

8. Организация эксплуатации и энергоресурсосбережения

Перечень использованной литературы

Введение
В наше сложное время, с нездоровой кризисной экономикой строительство новейших промышленных объектов связано с большенными трудностями, если совершенно стройку может быть. Но в хоть какое время, при хоть какой экономической ситуации существует целый ряд отраслей индустрии без развития которых нереально обычное функционирование народного хозяйства, нереально обеспечение нужных санитарно-гигиенических критерий населения. К таковым отраслям и относится энергетика, которая обеспечивает удобные условия жизнедеятельности населения как в быту так и на производстве.
Крайние исследования проявили экономическую необходимость сохранения значимой толики роли больших отопительных котельных установок в покрытии общего употребления термический энергии.
вместе с большими производственными, производственно-отопительными котельными мощностью в сотки тонн пара в час либо сотки МВт термический перегрузки установлены огромное количество котельных агрегатами до 1 мвт и работающих практически на всех видах горючего.
Но как раз с топливом и существует наибольшая неувязка. За жидкое и газообразное горючее, у потребителей нередко не хватает средств расплатиться. Потому и нужно употреблять местные ресурсы.
В данном дипломном проекте разрабатывается реконструкция производственно-отопительной котельной завода РКК «Энергия», которая употребляет в качестве горючего местный добываемый уголь. В перспективе предусматривается перевод котлоагрегатов на сжигание газа от дегазации газовых выбросов шахты, которая находится на местности обогатительной фабрики. В имеющейся котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ_25_14, служившие для снабжения паром компании завода РКК «Энергия», и водогрейные котлы ТВГ-8 (2 котла) для отопления, вентиляции и жаркого водоснабжения административно-бытовых спостроек и жилого поселка.
В связи с сокращением добычи угля снизились производственные мощности угледобывающего компании, что привело к сокращению в потребности пара. Это вызвало реконструкцию котельной, которая заключается в использовании паровых котлов КЕ-25 не только лишь для производственных целей, да и для производства жаркой воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в особых теплообменниках.
1. ОБЩАЯ часть
1.1 Черта объекта
Проектируемая котельная находится на местности завода РКК «Энергия»
Планировка, размещение спостроек и сооружений на промплощадке обогатительной фабрики выполнены в согласовании с требованиями СНиП.
Размер местности промплощадки в границах огораживаний — 12,66 га, площадь стройки 52194 м2.
Транспортная сеть района строительства представлена стальными дорогами общего использования и автодорогами местного значения.
Рельеф местности равнинный, с маленькими подъемами, в почве преобладает суглинок.
Источником водоснабжения является фильтровальная станция и канал Северский Донец-Донбасс. Предвидено дублирование водовода.
1.2 Определение количества потребилетей теплоты. График годичного расхода теплоты
Расчетные расходы теплоты промышленными предприятиями определяются по удельным нормам теплопотребления на единицу выпускаемой продукции либо на 1-го работающего по вида.м теплоносителя (вода, пар). Расходы теплоты на отопление, вентиляцию и технологические нужды приведены в таблице 1.2. термических нагрузок.
Годичный график расхода теплоты строится зависимо от длительности стояния внешних температур, которая отражена в таблице 1.2. данного дипломного проекта.
Наибольшая ордината годичного графика расхода теплоты соответствует расходу тепла при внешной температуре воздуха -23 С.
Площадь, ограниченная кривой и осями ординат, дает суммарный расход теплоты за отопительныф период, а прямоугольник в правой части графика — расход теплоты на горячее водоснабжение в летнее время.
На основании данных таблицы 1.2. расчитываем расходы теплоты по пользователям для 4-х режимов: максимально-зимний (tр. о. =-23C;); при средней температуре внешнего воздуха за отопительный период; при температуре внешнего воздуха +8C; в летний период.
Расчет ведем в таблице 1.3. по формулам:
— термическая перегрузка на отопление и вентиляцию, МВт
QОВ=QРОВ*(tвн-tн)/(tвн-tр.о.)
— термическая перегрузка на горячее водоснабжение в летний период, МВт
QЛГВ=QРГВ*(tг-tхл)/(tг-tхз)*
где: QРОВ- расчетная зимняя термическая перегрузка на отопление и вентиляцию при расчетной температуре внешнего воздуха для проектирования системы отопления. Принимаем по табл. 1.2.
tВН — внутренняя температура воздуха в отапливаемом помещении, tВН =18С
QРГВ — расчетная зимняя термическая перегрузка на горячее водоснабжение ( табл. 1.2);
tн- текущая температура внешнего воздуха ,°С;
tр.о.- расчетно отопительная температура внешнего воздуха,
tг- температура жаркой водя в системе жаркого водоснабжения,tг=65°С
tхл , tхз — температура прохладной воды в летнюю пору и в зимнюю пору,tхл =15°С,tхз =5°С;
— поправочный коэффициент на летний период, =0,85
Таблица 1.2
Термо перегрузки

Вид термический

Расход термический перегрузки, МВт

Черта

Перегрузки

В зимнюю пору

В летнюю пору

Теплоносителя

1.Отопление

и вентиляция

15,86

—

Вода 150/70 С

Пар Р=1,4 МПа

2.Горячее водоснабжение

1,36

По расчету

3.Технологические нужды

11,69

1,24

Пар Р=1,44МПа

ВСЕГО

28,91

1,24

—

Таблица 1.3.
Расчет годичных термических нагрузок

№ п/п

Вид перегрузки

Обозначение

tр.о=-23 С

tсро.п.=-1,8С

tр.о=8С

Летний

1.

Отопление и вентиляция

QОВ

15,86

7,66

3,87

—

2.

Горячее водоснабжение

QГВ

1,36

1,36

1,36

0,963

3.

Итого

QОВ+ГВ

17,22

9,02

5,23

0,963

4.

разработка

QТЕХ

11,69

11,69

1,24

1,24

5.

Всего

Q

28,91

20,71

6,47

2,203

По данным табл. 1.1. и 1.3. строим график годичных расходов термический перегрузки, представленный на рис .1.1.
1.3 Система и принципная схема теплоснабжения
Источником теплоснабжения является реконструируемая котельная шахты. Теплоноситель — пар и перегретая вода. Питьевая вода употребляется лишь для систем жаркого водоснабжения. Для технологических нужд употребляется пар Р=0,6МПа. Для изготовления перегретой воды с температурой 150-70С предусматривается сетевая установка, для изготовления воды с t=65°С — установка жаркого водоснабжения.
Система теплоснабжения — закрытая. Вследствии отсутствия конкретного водоразбора и незначимой утечки теплоносителя через неплотности соединений труб и оборудования закрытые системы различаются высочайшим всепостоянством количества и свойства циркулируемой в ней сетевой воды.
В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из термических сетей употребляют лишь как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей потом в местную систему жаркого водоснабжения. В открытых водяных системах теплоснабжения жгучая вода к водоразборным устройствам местной системы жаркого водоснабжения поступает конкретно из термических сетей.
На промплощадке трубопроводы теплоснабжения прокладываются по мостам и галереям и отчасти в непроходных лотковых каналах типа Кл. Трубопроводы прокладывают с устройством компенсации за счет углов поворотов трассы и П-образных компенсаторов.
Трубопроводы приняты из железных электросварных труб с устройством термоизоляции.
На листе 1 графической части дипломного проекта показан генплан промплощадкп с разводкой термических сетей к объектам употребления .
1.4 Расчёт термический схемы котельной
Принципная термическая схема охарактеризовывает суть 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 согласовании с последовательностью его движения в установке.
Главный целью расчета термический схемы котельной является:
— определение общих термических нагрузок, состоящих из наружных нагрузок и расходов тепла на собственные нужды, и распределением этих нагрузок меж водогрейной и паровой частями котельной для обоснования выбора основного оборудования;
— определение всех термических и массовых потоков, нужных для выбора вспомогательного оборудования и определения поперечников трубопроводов и арматуры;
— определение начальных данных для последующих технико-экономических расчетов (годичных выработок тепла, годичных расходов горючего и др.).
Расчет термический схемы дозволяет найти суммарную теплопроизводительность котельной установки при нескольких режимах ее работы.
Термическая схема котельной приведена на листе 2 графической части дипломного проекта.
Начальные данные для расчета термический схемы котельной приведены в таблице 1.4, а сам расчет термический схемы приведен в таблице 1.5.
Таблица 1.4
Начальные данные для расчета термический схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп

Наименование

Обоз-

Ед.

Расчетные режимы

Примечание

позиц. финал. данных

величин

начение

изм.

Очень зимний

При средней температуре более прохладного периода

При темпера туре внешнего воздуха в точке излома температурного графика

Летний

1

2

3

4

5

6

7

8

9

01

температура внешнего воздуха

tн

C

-24

-10

—

—

I

02

Температура воздуха снутри отапливаемых спостроек

tвн

C

18

18

18

18

03

Наибольшая температура прямой сетевой воды

t1макс

C

150

—

—

—

04

Малая температура прямой сетевой воды в точке излома температурного графика

t1.изл

C

—

—

70

—

05

Наибольшая температура оборотной сетевой воды

t2макс

C

70

—

—

—

06

Температура деаэрированной воды опосля деаэратора

Tд

C

104,8

104,8

104,8

104,8

07

Энтальпия деаэрированной воды

iд

КДж/кг

439,4

439,4

439,4

439,4

Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 1.2Мпа

08

Температура сырой воды на входе в котельную

T1

C

5

5

5

15

09

Температура сырой воды перед химводоочисткой

TЗ

C

25

25

25

25

10

Удельный размер воды в системе тепловодоснабжения в т. на 1 МВт суммарного отпуска тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

qсист

Т/ МВт

30,1

30,1

30,1

30,1

Для промышленных компаний

характеристики пара, вырабатываемого котлами (до редукционной установки)

11

давление

P1

МПа

1,4

1,4

1,4

1,4

Из таблиц насы-

12

Температура

1

C

195

195

195

195

щенного пара и

13

Энтальпия

i1

КДж/кг

2788,4

2788,4

2788,4

2788,4

воды при давлении 1,4 МПа

Характеристики пара опосля редукционной установки:

14

давление

P2

МПа

0,7

0,7

0,7

0,7

Из таблиц насы-

15

Температура

2

C

165

165

165

165

щенного пара и

16

Энтальпия

i2

КДж/кг

2763

2763

2763

2763

воды при давлении 0,7 МПа

Характеристики пара, образующегося в сепараторе непрерывной продукции:

17

давление

P3

МПа

0,17

0,17

0,17

0,17

Из таблиц насы-

18

Температура

3

C

115,2

115,2

115,2

115,2

щенного пара и

19

Энтальпия

i3

КДж/кг

2700

2700

2700

2700

воды при давлении 0,17 Мпа

Характеристики пара, поступающего в охладитель выпара из деаэратора:

20

давление

P4

МПа

0,12

0,12

0,12

0,12

Из таблиц насы-

21

Температура

4

C

104,8

104,8

104,8

104,8

щенного пара и

22

Энтальпия

i4

КДж/кг

2684

2684

2684

2684

воды при давлении 0,12 Мпа

Характеристики конденсатора опосля охладителя выпара:

23

давление

P4

МПа

0,12

0,12

0,12

0,12

Из таблиц насы-

24

Температура

4

C

104,8

104,8

104,8

104,8

щенного пара и

25

Энтальпия

i5

КДж/кг

439,4

439,4

439,4

439,4

воды при давлении 0,12 Мпа

Характеристики продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки:

26

давление

P1

Мпа

1,4

1,4

1,4

1,4

Из таблиц насы-

27

Температура

1

C

195

195

195

195

щенного пара и

28

Энтальпия

i7

КДж/кг

830,1

830,1

830,1

830,1

воды при давлении 1,4 Мпа

Характеристики продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки:

29

давление

P3

Мпа

0,17

0,17

0,17

0,17

Из таблиц насы-

30

Температура

3

C

115,2

115,2

115,2

115,2

щенного пара и

31

Энтальпия

i8

КДж/кг

483,2

483,2

483,2

483,2

воды при давлении 0,17 Мпа

32

Температура продувочной воды опосля остывания продувочной воды

tпр

C

40

40

40

40

33

температура конденсата от блока подогревателей сетевой воды

tкб

C

80

80

80

80

Принимается

34

Температура конденсата опосля пароводяного подогревателя сырой воды

t2

C

165

165

165

165

Принимается

35

Энтальпия конденсата опосля пароводяного подогревателя сырой воды

i6

КДж/кг

697,1

697,1

697,1

697,1

Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,7 Мпа

36

Температура конденсата, возвращаемого с производства

tкп

C

80

80

80

80

37

Величина непрерывной продувки

П

%

4,6

4,6

4,6

4,6

Принимается из расчета химводоочистки

38

Удельные утраты пара с выпаром из деаэратора питательной воды в т на 1т деаэрированной воды

dвып

т/т

0,002

0,002

0,002

0,002

Принимается по советам ЦКТИ

39

Коэффициент собственных нужд химводоочистки

Кснхво

—

1,2

1,2

1,2

1,2

40

Коэффициент внутрикотельных утрат пара

Кпот

—

0,02

0,02

0,02

0,02

Принимается

41

Расчетный отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию

Qмаксов

МВт

15,86

—

—

—

Табл. 1.2.

42

Расчетный отпуск тепла на горячее водоснабжение за день большего водопотребления

Qсргв

МВт

1,36

—

—

—

Табл. 1.2.

43

Отпуск тепла производственным пользователям в виде пара

Дотр

кг/с

4,98

4,98

4,98

0,53

44

Возврат конденсата от производственных потребителей (80%)

Gпотр

=кг/с

3,98

3,98

3,98

0,42

=0,8

Таблица 1.5
Расчет термический схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп

Наименование

Обоз-

Ед.

Расчетная

Расчетные режимы

позиц. финал. данных

величин

начение

изм.

формула

Очень зимний

При средней температуре более прохладного периода

При темпера туре внешнего воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды.

Летний

Р01

Температура внешнего воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды

tн.изл

C

tвн-0,354(tвн- tр.о.)

—

—

18-0,354* *(18+24)= =3,486

—

Р02

Коэффициент понижения расхода тепла на отопление и вентиляцию зависимо от температуры внешнего воздуха

Ков

—

(tвн- t’н)/ (tвн- tр.о)

1

(18-(-10))/(18-(-23))=0,67

(18-0,486)/ /(18-(-24))= =0,354

—

Р03

Расчетный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию

Qов

МВт

Qмаксов*Ков

15,86

15,86*0,67= 10,62

5,61

—

Р04

К0.8ов

—

1

0,73

0,436

—

Р05

температура прямой сетевой воды на выходе из котельной

tI

C

18+64,5* *К0.8ов+64,5*Ков

150 (см 03)

18+64,5*0,73+67,5*0,67= 110,3

70 (см 04)

70

Р06

температура оборотной сетевой воды

t2

C

t1-80*Ков

70

56,7

54,7

42,7

Р07

Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зимних режимах

Qов+гв

МВт

Qов+ Qсргв

17,22

11,98

6,97

0,936

Р08

Расчетный расход сетевой воды в зимних режимах

Gсет

кг/с

Qов+гв*103/(t1-t2)*C

51.37

94.13

65.56

—

Р09

Отпуск теплоты на горячее водоснабжение в летнем режиме

Qлгв

МВт

—

—

—

0,963

Р10

Расчетный расход сетевой воды в летнем режиме

Gлсет

кг/ч

Qлгв*103/(t1-t2)*C

—

—

—

9,2

Р11

Размер сетевой воды в системе водоснабжения

Gсист

Т

qсис*Qдmax

519,53

519,53

519,53

519,53

Р12

Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети

Gут

кг/с

0,005*Gсист*1/3,60

0,72

0,72

0,72

0,72

Р13

количество оборотной сетевой воды

Gсет.обр.

кг/с

Gсет- Gут

21,24

92,21

60,08

7,64

Р14

температура оборотной сетевой воды перед сетевыми насосами

tз

C

t2*Gсет.обр+Т*Gут/ Gсет

70,5

56,7

42,2

43,1

Р15

Расход пара на подогреватели сетевой воды

Дб

кг/с

Gсет*(t1-t3)/ (i2/4,19-tкб)* 0,98

7,14

9,13

2,93

0,48

Р16

количество конденсата от подогревателей сетевой воды

Gб

кг/с

Дб

7,14

9,13

2,93

0,43

Р17

Паровая перегрузка на котельную за вычетом расхода пара на деаэрацию и на обогрев сырой воды, умягчаемой для питания котлов, также без учета внутрикотельных утрат

Д

кг/с

Дпотр+Дб+Дмаз

4,98+7,14= 12,12

4,98+9,13= 14,11

4,98+2,93= 7,91

0,53+0,43= 0,96

Р18

количество конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства

Gк

кг/с

Gб+ Gпотр

7,19+3,98= 11,12

9,13+3,98= 13,11

2,93+3,98= 6,91

0,43+0,42= 0,85

Р19

количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки

Gпр

кг/с

n/100*Д

0,6

0,7

0,39

0,05

Р20

количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки

Д’пр

кг/с

0,148*Gпр

0,148*0,6= 0,089

0,148*0,70= 0,104

0,148*0,39= 0,060

0,148*0,05= 0,007

Р21

количество продувочной воды, на выходе из сепаратора непрерывной продувки

G’пр

кг/с

G’пр- Дпр

0,6-0,089= 0,511

0,70-0,104= 0,596

0,32-0,060= 0,33

0,05-0,007= 0,043

Р22

Внутрикотельные утраты пара

Дпот

кг/с

0,02*Д

0,02*1212* 0,24

0,02*14,11= 0,28

0,02*7,91= 0,16

0,02*0,96= 0,02

Р23

количество воды на выходе из деаэратора

Gд

кг/с

Д+ Gпр+ Оков

13,44

15,53

9,02

2,07

Р24

Выпар из деаэратора

Двып

кг/с

dвып*Gд

0,002*13,44= 0,027

0,002*15,53= 0,03

0,002*9,02= 0,018

0,002*2,07= 0,004

Р25

количество умягченной воды, поступающей в деаэратор

Gхво

кг/с

(Дпотр-Gпотр)+ +G’пр+Дпот+Двып +Gут

2,498

2,64

2,44

0,96

Р26

количество сырой воды, поступающей на химводоочистку

Gс.в

кг/с

Кс.н.хво*Gхво

1,2*2,498= 3,2

1,2*2,64= 3,17

1,2*2,44= 2,93

1,2*0,96= 1,15

Р27

Расход пара для обогрева сырой воды

Дс

кг/с

Gсв*(Т3-Т1)*С/(i2-i6)*0.98

0.13

0.13

0.12

0.024

Р28

Количество конденсата от подогревателей сырой воды, поступающей в деаэратор

Gс

кг/с

Дс

0,13

0,13

0,12

0,024

Р29

Суммарный вес потоков, поступающих в деаэратор (не считая греющего пара)

G

кг/с

Gк+Gхво+Gс+Дпр-Двып

13,89

15,95

10,07

2,01

Р30

Толика конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства в суммарном весе потоков, поступающих в деаэратор

Gк/ G

0,8

0,82

0,68

0,4

Р31

Удельный расход пара на деаэратор

dд

кг/кг

Рис.11 [ ]

0,0525

0,052

0,056

0,0753

Р32

Абсолютный расход пара на деаэратор

Д*g

кг/с

dд* G

0.75

Р33

Расход пара на деаэратор питательной воды и для обогрева сырой воды

—

кг/с

(Дg+Дс)*

0,75+0,13= 0,88

0,82+0,13= 0,95

0,56+0,12= 0,88

0,15+0,024= 0,179

Р34

Паровая перегрузка на котельную без учета внутрикотельных утрат

Д*’

кг/с

Д+(Дg+Дс)

12,12+0,88= 13,00

14,11+0,9= 15,06

7,91+0,68= 8,59

0,96+0,179= 1,13

Р35

Внутрикотельные утраты пара

Дпот

кг/с

Д’ * (Кпот/(1-Кпот))

0,26

0,3

0,17

0,023

Р36

Суммарная паровая перегрузка на котельную

Д*сум

кг/с

Д’+Дпот

13,26

15,36

8,76

1,153

Р37

количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки

Gпр

кг/с

n/100*Dсум

0,61

0,71

0,42

0,055

Р38

количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки

Dпр

кг/с

Gпр*(i7*0,98-i8)/ (i3-i8)

0,091

0,104

0,06

0,008

Р39

количество продувочной воды на выходе их сепаратора непрерывной продувки

G’пр

кг/с

Gпр-Dпр

0,519

0,606

0,36

0,047

Р40

количество воды на питание котлов

Gпит

кг/с

Dсум+Gпр

13,87

16,07

9,18

1,208

Р41

количество воды на выходе из деаэратора

Gg

кг/с

Gпит+Gут

14,59

17,157

9,90

1,93

Р42

Выпар из деаэратора

Dвып

кг/с

dвып*Gg

0,029

0,034

0,02

0,004

Р43

количество умягченной воды, поступающее в деаэратор

Gхво

кг/с

(Dпотр-Gпотр)-G’пр+ Dпот+Dвып+Gут

2,72

2,48

0,98

Р44

количество сырой воды, поступающей на химводоочистку

Gс.в

кг/с

Kс.н.хво*Gхво

1,2*2,57= 3,08

1,2*2,72= 3,24

1,2*2,48= 2,98

1,2*0,98= 1,12

Р45

Расход пара для обогрева сырой воды

Dc

кг/с

Gс.в.*(T3-T1)*C/ (i2-i8)*0,98

0,068

0,14

0,12

0,02

Р46

Количество конденсата поступающего в деаэратор от подогревателей сырой воды

Gc

кг/с

Dc

0,068

0,14

0,12

0,02

Р47

Суммарный вес потоков поступающих в деаэратор (не считая греющего пара)

G

кг/с

Gk+Gхво+Gc+Dпр-Dвып

13,9

16,04

9,78

1,96

Р48

Толика конденсата от подогревателей

кг/с

Gk/ G

11,12/13,90= 0,797

13,11/16,04= 0,82

0,736

0,486

Р49

Удельный расход пара на деаэратор

dg

кг/кг

Рис.11

0,0525

0,052

0,056

0,0753

Р50

Абсолютный расход пара на деаэратор

Dg

кг/с

dg* G

0,765

0,835

0,55

0,15

Р51

Расход пара на деаэрацию питательной воды и обогрев сырой воды

—

кг/с

(Dg+Dc)

0,833

0,975

0,67

0,17

Р52

Паровая перегрузка на котельную без учета внутрикотельных утрат

Д1

кг/с

D+(Dg+Dc)

12,12+0,87= 12,9

14,11+0,87= 15,07

7,91+0,67= 8,58

0,96+0,17= 1,13

Р53

Суммарная паровая перегрузка на котельную

Dсум

кг/с

Д1+Dпот

13,21

15,385

8,75

1,153

Р54

Процент расхода пара на собственные нужды котельной (деаэрация обогрев сырой воды)

Кс.н.

%

(Дg+Дс)/Dсум*100

6,3

6,34

7,66

14,74

Р55

Количество работающих котлов

Nк.р.

Шт.

Dсум/Dкном

2

2

2

1

Р56

Процент загрузки работающих паровых котлов

Кзат

%

Dсум/Dкном*Nк.р.* *100%

95,17

110,84

63

16,6

Р57

количество воды, пропускаемое кроме подогревателей сетевой воды (через перемычку меж трубопроводами прямой и оборотной сетевой воды)

Gсет.п.

кг/с

Gсет*(tmax1-t1)/ /(tmax1-t3)

0

40,22

49,52

7,03

Р58

количество воды пропускаемое через подогреватели сетевой воды

Gсет.б.

кг/с

Gсет- Gсет.п.

51,37

94,13-40,22= 53,91

66,56-49,52= 17,04

9,20-7,03= 2,17

Р59

Температура сетевой воды на входе в пароводяные подогреватели

t4

C

[t1max(i6-tк.б.с.)+ t3(i2-i6)]/(i2- tк.б.с.)

81,6

71,2

57,4

58,6

Р60

температура умягченной воды на выходе из охладителя продувочной воды

Т4

C

T3+G’пр/Gхво*(i8/c —tпр)

33,6

32,1

31,1

37,2

Р61

Температура умягченной воды поступающей в деаэратор из охладителя пара

Т5

C

T4+Dвып/Gхво*(i4-i5)/c

37,8

35,6

34,4

39,2

1.5 Расчёт термический схемы

На принципной термический схеме указывается основное оборудование (котлы, насосы, деаэраторы, подогреватели) и главные трубопроводы.

1.5.1 Описание термический схемы

Насыщенный пар из котлов с рабочим давлением Р = 0,8 МПа поступает в общую паровую магистраль котельной, из которой часть пара отбирается на оорудование установленное в котельной, а конкретно на: подогреватель сетевой воды; подогреватель жаркой воды; деаэратор. Иная часть пара направляется на нужды производства компании.

Конденсат от производственного пользователя самотёком ворачивается, в размере 30% при температуре 80 оС, в конденсатосборник и дальше конденсатным насосом направляется в бак жаркой воды.

Обогрев сетевой воды, также как и обогрев жаркой воды, делается паром в поочередно включённых 2-ух подогревателях, при всем этом подогреватели работают без конденсатоотводчиков, отработанный конденсат направляется в деаэратор.

В деаэратор, также поступает химически очищенная вода из ХВО, восполняющая утраты конденсата.

Насосом сырой воды вода из городского водопровода направляется на ХВО и в бак жаркой воды.

Повторяющаяся продувка из котлов в размере 2 % направляется в барботер.

Деаэрированная вода с температурой около 104 оС питательным насосом нагнетается в экономайзеры и дальше поступает в котлы.

Подпиточная вода для системы теплоснабжения забирается подпиточным насосом из бака жаркой воды.

Главный целью расчёта термический схемы являются:

1. определение общих термических нагрузок, состоящих из наружных нагрузок и расхода пара на собственные нужды,

2. определение всех термических и массовых потоков нужных для выбора оборудования,

3. определение начальных данных для последующих технико-экономических расчётов (годичных выработок тепла, горючего и т.д.).

Расчёт термический схемы дозволяет найти суммарную паропроизводительность котельной установки при нескольких режимах её работы. Расчёт делается для 3-х соответствующих режимов:

1. максимально-зимнего,

2. более прохладного месяца,

3. летнего.

1.5.2 Начальные данные для расчёта термический схемы

Физическая величина

Обозна-чение

Обоснование

аботы котельной.

Макси-мально — зимнего

Более холодного месяца

летнего

Расход теплоты на нужды производства, Гкал/ч.

Qт

Задан

4,2

4,2

4,2

Расход теплоты на нужды отопления и вентиляции, Гкал/ч.

Qо.в.

Задан

5,3

—

—

Расход воды на жаркие водоснабжение, т/ч.

Gг.в.

Задан

11,5

11,5

11,5

Температура жаркой воды, оС

t3

СНиП 2.04.07-86.

60

60

60

Расчётная температура внешнего воздуха для г. Якутска, оС:

— при расчёте системы отопления:

tр.о.

СНиП

23-01-99

-54

-45

—

— при расчёте системы вентиляции:

tр.в.

-45

—

—

Возврат конденсата производственным пользователем, %

в

Задан

30

30

30

Энтальпия насыщенного пара давлением 0,8 Мпа, Гкал/т.

iп

Таблица водяных паров

0,6616

Энтальпия котловой воды, Гкал/т.

iкот

»

0,1719

Энтальпия питательной воды, Гкал/т.

iп.в.

»

0,1044

Энтальпия конденсата при t = 80 оС, Гкал/т.

iк

»

0,08

Энтальпия конденсата с “пролётным” паром, Гкал/т.

i|к

»

0,1562

температура конденсата возвращаемого из производства, оС

tк

Задана

80

температура сырой воды, оС

tс.в.

СП 41-101-95

5

5

15

Продувка повторяющаяся, %

спр

Принята

2

Утраты воды в закрытой системе теплоснабжения, %

Кут.

Принят

2

Расход пара на собственные нужды котельной, %

Кс.н

Принят

5

Утраты пара в котельной и у пользователя, %

Кпот.

Принят

2

Коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.

Кхво

Принят

1,25

1.5.3 Расчёт термический схемы

1. Расход пара на Создание, т/ч:

Qт — расход теплоты на нужды производства, Гкал/ч;

iп — энтальпия пара, Гкал/т;

iп — энтальпия конденсата, Гкал/т;

з — КПД оборудования производственного пользователя.

2. Коэффициент понижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима более прохладного месяца:

tвн — внутренняя температура отапливаемых спостроек, оС;

tн — текущая температура внешнего воздуха, оС;

tр.о — расчётная температура внешнего воздуха, оС.

3. Расход воды на подогреватель сетевой воды т/ч:

Qо.в. — расход теплоты на отопление и вентиляцию, т/ч;

t1 — расчётная температура воды в подающей полосы термический сети, оС;

t2 — расчётная температура воды в оборотной полосы термический сети, оС;

Св — теплоёмкость воды, Гкал/т· оС.

4. Температура воды в подающей полосы термический сети, для режима более прохладного месяца, оС (можно также найти по графику регулирования):

5. температура воды в оборотной полосы термический сети, для режима более прохладного месяца, оС (можно также найти по графику регулирования):

6. Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч:

— энтальпия конденсата с пролётным паром, Гкал/т;

з — КПД подогревателя сетевой воды.

7.Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч:

Кут — утраты воды в закрытой системе теплоснабжения, %.

8. Возврат конденсата от технологического пользователя, т/ч:

в — возврат конденсата производственным пользователем, %.

9. Расход сырой воды на бак жаркой воды, т/ч:

Gгв. — расход воды на жаркие водоснабжение, т/ч.

10. Средняя температура воды в баке жаркой воды, оС:

tк — температура конденсата от производственного пользователя, оС;

tcв.- температура сырой водопроводной воды, оС;

11. Расход пара на подогреватель жаркой воды, т/ч:

t3 — температура жаркой воды, оС

з — КПД подогревателя ГВС.

12. Расход пара наружными пользователями, т/ч:

13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:

Кс.н. — расход пара на собственные нужды котельной, %.

14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч,:

15. Утраты пара у пользователя, т/ч:

Кпот. — утраты пара в котельной и у пользователя, %.

16. Расход воды на повторяющуюся продувку, т/ч:

спр. — продувка повторяющаяся, %.

17. Расход химически чистой воды на деаэратор, т/ч:

18. Расход сырой воды на ХВО, т/ч:

Кхво — коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.

19. Расход сырой воды, т/ч:

20. Средняя температура потоков воды, вошедших в деаэратор, оС:

iхов — энтальпия химически чистой воды, Гкал/т;

21. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

22. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч:

23. Невязка с за ранее принятой паропроизводительностью котельной, %:

Если невязка получится меньше 3 %, то расчёт термический схемы считается законченным. При большей невязке расчёт следует повторить, изменив расход пара на собственные нужды.

Расчёт термический схемы сведён в таблицу №1.

Таблица №1: “Расчёт термический схемы”.

Физическая величина

Обозна-чение

рных режимах работы котельной.

Очень — зимнего

Более холодного месяца

летнего

1. Расход пара на Создание, т/ч:

Dт

7,23

7,23

7,23

2. Коэффициент понижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима более прохладного месяца:

Ко.в.

1

0,875

—

3. Расход воды на подогреватель сетевой воды т/ч:

G

212

212

—

4. Температура воды в подающей полосы термический сети, оС:

t1

95

85,4

—

5. температура воды в оборотной полосы термический сети, оС:

t2

70

63,5

—

6. Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч:

Dп.с.в.

10,7

9,4

—

7.Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч:

Gут.

4,24

4,24

—

8. Возврат конденсата от технологического пользователя, т/ч:

2,2

2,2

2,2

9. Расход сырой воды на бак жаркой воды, т/ч:

13,57

13,57

9,3

10. Средняя температура воды в баке жаркой воды, оС:

t4

15,3

15,3

27,4

11. Расход пара на подогреватель жаркой воды, т/ч:

Dп.г.в.

1

1

0,76

12. Расход пара наружными пользователями, т/ч:

Dвн

18,93

17,66

8

13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:

Dс.н.

0,947

0,883

0,4

14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч,:

19,9

18,543

8,4

15. Утраты пара у пользователя, т/ч:

Dпот.

0,4

0,371

0,17

16. Расход воды на повторяющуюся продувку, т/ч:

Gпер.пр.

0,4

0,371

0,17

17. Расход химически чистой воды на деаэратор, т/ч:

Gхов

8,03

7,97

7,57

18. Расход сырой воды на ХВО, т/ч:

10,04

9,9

9,5

19. Расход сырой воды, т/ч:

Gс.в.

23,61

23,44

18,8

20. Средняя температура потоков воды, вошедших в деаэратор, оС:

tд

95

90,6

27,9

21. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

Dд

0,33

0,57

1,16

22. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч:

Dк

19,65

17,37

9,34

23. Невязка с за ранее принятой паропроизводительностью котельной, %:

ДD

1,3

0,3

10,2

24. Уточнённый расход пара на деаэратор, т/ч:

—

—

1,17

25. Уточнённая паропроизводительность котельной

—

—

9,36

График центрального высококачественного регулирования отпуска теплоты для системы отопления и вентиляции

Центральное высококачественное регулирование заключается в регулировании отпуска теплоты путём конфигурации температуры теплоносителя на входе в устройство, при сохранении неизменным количество теплоносителя подаваемого в регулирующую установку.

Температура воды в термический сети является функцией относительной перегрузки, которую находят по формуле:

Относительная перегрузка может принимать

и — расчётные температуры воды в подающем и оборотном трубопроводе.

Расчёт графика центрального высококачественного регулирования сведён в таблицу №2.

Таблица №2

tн, оС

, оС

, оС

+ 8

0,162

32,2

28,1

+ 5

0,203

35,2

30,1

0

0,27

40,3

33,5

— 5

0,338

45,3

36,9

— 10

0,405

50,4

40,3

— 15

0,473

55,5

43,6

— 20

0,541

60,5

47

— 25

0,608

65,6

50,4

— 30

0,676

70,7

53,8

— 35

0,743

75,7

57,2

— 40

0,811

80,8

60,5

— 45

0,878

85,9

63,9

— 50

0,946

91

67,3

— 54

1

95

70

График годичного расхода теплоты
Для определения годичного расхода тепла, планирования в течении года загрузки оборудования котельной и составления графика ремонта употребляют график годичного расхода тепла по длительности стояния температур внешнего воздуха.
температура внешнего воздуха в течение суток может колебаться, отчасти эти колебания возмещатся аккумулирующей способностью строения. Потому принято строить график зависимо от длительности стояния данной температуры внешнего воздуха.
Длительность стояния данной температуры внешнего воздуха находят из климатологических справочников и СНиП.
Перегрузка производственного пользователя в течение года постоянна.
Перегрузка на ГВС в течение отопительного периода постоянна. В летний период перегрузка на ГВС меньше чем в отопительный период.
Повторяемость температур внешнего воздуха:
–
– 49,9 ч — 45 оС — 587 ч,
– 44,9 ч — 40 оС — 507 ч,
– 39,9 ч — 35 оС — 523 ч,
– 34,9 ч — 30 оС — 573 ч,
– 29,9 ч — 25 оС — 462 ч,
– 24,9 ч — 20 оС — 423 ч,
– 19,9 ч — 15 оС — 410 ч,
– 14,9 ч — 10 оС — 394 ч,
– 9,9 ч — 5 оС — 454 ч,
– 4,9 ч — 0 оС — 523 ч,
0,1 ч — + 5 оС — 512 ч,
5,1 ч — + 8 оС — 728 ч,
Перегрузки для расчёта графика:

Гкал/ч,
Гкал/ч,
Гкал/ч,
Гкал/ч,
Главные расчётные зависимости:
1. Малая термическая перегрузка на отопление и вентиляцию при температуре внешнего воздуха +8 оС:
Гкал/ч;
2. Малая термическая перегрузка нужная наружным пользователям при tн = +8 оС:
Гкал/ч;
3. Наибольшая термическая перегрузка нужная наружным пользователям при tн = +54 оС:
Гкал/ч;
График годичного расхода пара.

График годичного расхода пара рассчитывается и строится аналогично графику годичного расхода тепла, лишь в формулах заместо соответственной термический перегрузки (Q) подставляется соответственный расход пара (D).

Перегрузки для расчёта графика:

т/ч,

т/ч,

т/ч,

т/ч,

Главные расчётные зависимости:

1. Малая паровая перегрузка на отопление и вентиляцию при температуре внешнего воздуха +8 оС:

т/ч;

2. Малая паровая перегрузка нужная наружным пользователям при tн = +8 оС:

т/ч;

3. Наибольшая паровая перегрузка нужная наружным пользователям при tн = +54 оС:

т/ч;

Расчёт расхода горючего

Часовой расход горючего, определяется по формуле, м3/ч:

Dрасч. — наибольший часовой расход пара вырабатываемый котлом, кг/ч,

Dрасч = 19650 кг/ч.

Gпр. — наибольший часовой расход продувочной воды, кг/ч,

Gпр = Dрасч ?0,01?спр. = 19650?0,01?2 = 393 кг/ч

спр — процент на повторяющуюся продувку, %,

Дi — разность энтальпий меж питательной водой и вырабатываемым паром, ккал/кг:

ккал/кг.

iп — энтальпия насыщенного пара, ккал/кг,

iп.в. — энтальпия питательной воды, ккал/кг,

iпр. — энтальпия котловой воды, ккал/кг,

— низшая теплота сгорания горючего, ккал/м3,

зк — КПД котла,

м3/ч.

Годичный расход горючего, определяется по формуле, м3/год:

— расчётный годичный расход пара, кг/год:

— годичный расход пара на подогреватель сетевой воды, кг/год:

Dп.с.в.- наибольший расход пара на подогреватель сетевой воды, кг/ч,

tвн — средняя внутренняя температура отапливаемых помещений, оС,

tн — расчетная температура внешнего воздуха, оС,

tср.от — средняя температура внешнего воздуха за отопительный период, оС,

nо — длительность отопительного периода,

кг/год.

— годичный расход пара на подогреватель жаркой воды, кг/год:

— расход пара на подогреватель жаркой воды в максимально-зимний период, кг/ч,

— расход пара на подогреватель жаркой воды в летний период, кг/ч,

nг.в. — число дней в году работы системы жаркого водоснабжения (350),

кг/год.

— годичный расход пара на Создание, кг/год:

кг/год.

кг/год — годичный расход пара на деаэратор,

— годичные утраты пара, кг/год:

— утраты пара у пользователя, %.

кг/год.

кг/год.

кг/год.

м3/год.

Выбор оборудования котельной

Котлы

В согласовании со СНиП “Котельные установки” расчётная мощность котельной определяется суммой мощностей требующихся пользователям на технологические процессы, отопление, вентиляцию и жаркие водоснабжение при максимально-зимнем режиме.

При определении мощности котельной должны также учитываться мощности используемые на собственные нужды котельной и покрытия утрат в котельной и термических сетях.

Пользователи тепла по надёжности теплоснабжения относятся:

1. К первой группы — пользователи, нарушение теплоснабжение, которых соединено с угрозой для жизни людей и со значимым вредом народному хозяйству.

2. Ко 2-ой группы — другие пользователи.

Список потребителей первой группы утверждает Министерство и Ведомство.

Котельные по надёжности отпуска тепла пользователям относятся:

1. К первой группы — котельные являющиеся единственным источником тепла системы теплоснабжения и обеспечивающие потребителей Й группы не имеющих личных запасных источников тепла.

2. Ко 2-ой группы — другие котельные.

Все котельные сооружаемые в северной строительной климатической зоне относятся к Й группы независимо от группы потребителей тепла.

количество и единичную производительность котлоагрегата устанавливаемых в котельной следует выбирать по расчётной производительности котельной, проверяя режим работы котлоагрегатов для тёплого периода года, при всем этом в случае выхода из строя большего по производительности котла котельной Й группы оставшиеся должны обеспечивать отпуск тепла пользователям Й группы:

1. на технологическое теплоснабжение и системы вентиляции в количестве определяемом малой допустимой перегрузкой.

2. на отопление и ГВС в количестве определяемом режимом более прохладном месяце.

В котельной ГУП ФАПК установлены последующие типы котлов:

1. ДКВР 10-13 — 2 шт.

2. ДЕ 10-14ГМ — 1 шт.

Техно черта котлов:

1. Номинальная производительность: 10 т/ч,

2. температура пара: насыщенный,

3. Температура питательной воды: 100 оС,

4. Площадь поверхности нагрева:

– радиационная: 47,9 м2, (39,02 м2),

– конвективная: 229,1 м2, (110 м2),

– общая котла: 277 м2, (149,02 м2),

5. Объём: — паровой: 2,63 м3,

— водяной: 9,11 м3,

6. Припас воды в котле при видимых колебаниях уровня в водоуказательном стекле 80 мм.:- 1,07 м3,

— 5,8 мин,

7. Видимое напряжение парового объёма: 545 м3/(м3?ч),

8. Живое сечение для прохода газов:- в котельном пучке: 1,28 м3,

9. Температура газов за котлом:- газ: 295 оС, (273 оС),

— мазут: 320 оС, (310 оС),

10. Расчётное КПД: — газ: 91,8 %, (92,1 %),

— мазут: 89,5 %, (90,99 %),

11. Расчётное газовое сопротивление:- газе и мазуте при номинальной перегрузке: 300 Па, (1,96 кПа),

— газе и мазуте при завышенной на 30 % перегрузке: 500 Па,

12. Длина цилиндрической части барабана:- верхнего: 6325 мм,

— нижнего: 3000 мм,

13. Расстояние меж осями барабанов: 2750 мм,

14. Поперечник и толщина стены фронтальных опускных труб: 159х4,5 мм,

15. количество труб экранов:- боковых: 29х2 = 58 шт,

— фронтового: 20 шт,

— заднего: 20 шт,

16. количество кипятильных труб:- по оси барабана 27 + 1 шт,

— по ширине котла 22 шт,

17. Общее количество кипятильных труб: 594 шт.

18. Габаритные размеры:

– длина котла в тяжёлой обмуровке: 6860 мм, (6530 мм),

– ширина котла в тяжёлой обмуровке: 3830 мм, (4300 мм),

– высота котла от пола до оси верхнего барабана: 5715 мм,

– высота котла от пола до патрубков на верхнем барабане 6315 мм, (5050 мм),

19. Масса котла в объёме заводской поставки: 15,9 ч 18,8 т, (13,62 т).

Примечание: в скобках технические свойства котла марки ДЕ 4-14.

При летнем режиме теплоснабжения потребителей будет обеспечено одним котлом, который будет загружен на 96 % (9,56 т/ч). При режиме более прохладного месяца в работе находятся два котла, вырабатывая 18,48 т. пара в час, при всем этом один котёл находится в резерве и в случаи выхода из строя 1-го из работающих котлов его можно употреблять для пароснабжения потребителей.

Насосы

Питательные насосы. Питание котлов водой обязано быть надёжным. При понижении уровня воды ниже допустимых пределов кипятильные трубы могут обнажиться и перегреться, что в свою очередь может привести к взрыву котла. Котлы с давлением выше 0,07 МПа с паропроизводительностью 2 т/ч и выше обязаны иметь автоматические регуляторы питания.

Для питания котлов устанавливают не наименее 2-ух насосов, из которых один должен быть с электроприводом, а иной — с паровым приводом. Производительность 1-го насоса с электроприводом обязана составлять не наименее 110 % номинальной производительности всех рабочих котлов. При установке нескольких насосов с электроприводами их общая производительность обязана составлять также не наименее 110 %.

Производительность насосов с паровым приводом обязана быть не наименее 50 % номинальной производительности котлов. Можно устанавливать все питательные насосы лишь с паровым приводом, а при 2-ух либо нескольких источниках питания электроэнергией — лишь с электронным приводом. Насосы с паровым приводом потребляют от 3 до 5 % вырабатываемого пара, потому их употребляют как запасные.

Выхлопной пар поршневого прямодействующего насоса удаляется в атмосферу. Если сиим паром подогревают воду в особенном теплообменнике, то конденсат выбрасывают. В котёл его возвращать недозволено, потому что он загрязнён маслом, а плёнка масла на трубках усугубляет теплопередачу. В больших установках употребляют паротурбонасосы, конденсат их выходного пара маслом не загрязнён, потому его можно направлять в котёл. Инжекторы для питания котлов в отопительно-производственных котельных непригодны, потому что они плохо засасывают жаркую воду.

Производительность насосов определяется по формуле, т/ч:

z — число котлов, шт,

k — коэффициент припаса (1,1 для насосов с электроприводом и 0,5 с паровым приводом).

Dмакс — наибольший расход питательной воды, т/ч,

Dк — расход пара при номинальной перегрузке, т/ч,

Gп.р. — количество продувочной воды при номинальной перегрузке, т/ч,

т/ч,

т/ч.

Напор насоса, м. вод. ст.:

Рк — лишнее давление в котле, кгс/см2,

Рд — лишнее давление в деаэраторе, кгс/см2,

Нэ -сопротивление экономайзера по воде, м. вод. ст.,

Нг — геометрическая разность уровней воды в барабане котла и деаэратора, м.

м. вод. ст.

В данной котельной установлены 3 подпиточных насоса марки ЦНСГ-38, два из которых являются запасными. Данный насос установлен на нулевой отметке котельной (2 этаж), который подаёт питательную воду с температурой около 104 оС из деаэратора установленного на отметке 6.000 м (3-ий этаж).

Техно черта насоса ЦНСГ-38:

1. Производительность: 38 м3/ч,

2. Напор: 198 м. вод. ст.,

3. Электродвигатель:- мощность: 37 кВт,

— частота: 3000 о/мин,

4. температура рабочей среды: 105 оС,

5. Габаритные размеры: 1407х430х420 мм,

6. Масса: 321 кг.

Конденсатный насос. Производительность конденсатного насоса равна часовому расходу конденсата от технологического пользователя. К этому расходу следует прибавить расход конденсата от сетевого подогревателя отопления, потому что в случаи увеличения жёсткости конденсат сбрасывают в конденсатный бак на нужды ГВС. Увеличение жёсткости быть может вызвано разрывом нескольких латунных трубок в самом подогревателе и вследствие чего же попадания сетевой воды с достаточно большенный жёсткостью (0,7 ч 1,5 мг-экв/кг) в конденсат. Таковой конденсат недозволено направлять в деаэратор, где требуется жёсткость равная 0,02 мг-экв/кг.

т/ч.

Напор конденсатного насоса определяется геодезической заразностью конденсатного насоса и бака жаркой воды, также сопротивлением сети (поглощающих и нагнетательных линий). В случае ели конденсат направлялся бы в деаэратор, то необходимо учитывать лишнее давление в деаэраторе:

м. вод. ст.

В котельной установлен один конденсатный насос марки К50-32-125. Данный насос установлен на отметке -4,600 м (1-ый этаж) и подаёт конденсат в бак жаркой воды установленный на отметке 6 м (3-ий этаж).

Техно черта насоса К50-32-125:

1. Производительность: 12,5 м3/ч,

2. Напор: 20 м. вод. ст.,

3. Электродвигатель:- мощность: 2,2 кВт,

— частота: 2900 о/мин,

4. Габаритные размеры: 792х300х315 мм,

5. Масса: 80 кг.

Сетевой насос системы отопления и вентиляции. Этот насос служит для циркуляции воды в термический сети. Его выбирают по расходу сетевой воды из расчёта термический схемы. Сетевые насосы инсталлируются на оборотной полосы термический сети, где температура сетевой воды не превосходит 70 оС.

Gс.н. = 212 т/ч

Согласно правилам Госгортехнадзора РФ (Российская Федерация — один из которых запасный.

]]>