Tgsv : другие произведения.

Теплогенерирующие установки

Самиздат: [Регистрация] [Найти] [Рейтинги] [Обсуждения] [Новинки] [Обзоры] [Помощь|Техвопросы]
Ссылки:
Оценка: 4.15*13  Ваша оценка:
  Мои строительные курсовые http://www.tgsv.hotbox.ru/
  Другие http://zhurnal.lib.ru/r/ryzhkow_a/
   и http://zhurnal.lib.ru/r/r_a_v
  
  Содержание
  ВВЕДЕНИЕ ........................................................4
  1 ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ
  "ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИЕ УСТАНОВКИ" (2-я часть) ......4
  1.1.Теплогенерирующие установки ............................4
  1.2.Охрана окружающей среды .................................6
  1.3.Основы проектирования и эксплуатации ТГУ ..........6
  2 ЗАДАНИЕ К КУРСОВОЙ РАБОТЕ ВЫБОР ИСХОДНЫХ ДАННЫХ.........................................6
  2.1 Общие методические указания .............................6
  2.2.Исходные данные .............................................7
  3 СОСТАВЛЕНИЕ И РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТГУ 8 3.1 .Принципиальная тепловая схема производственно-
  отопительной ТГУ .............................................. 11
  3.2.Принципиальная тепловая схема отопительной ТГУ
  с водогрейными котлами ......................................15
  3.3. Расчет тепловой схемы производственно-
  отопительной ТГУ .......................................... 17
  З.4. Расчет тепловой схемы отопительной ТГУ с
  водогрейными котлами ........................................25
  4 РАСЧЕТ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ИСХОДНОЙ ВОДЫ (ХИМВОДООЧИСТКИ) ..............................33
  4.1 .Выбор схемы водоподготовительной установки .......33
  4.2 .Расчет оборудования двухступенчатой установки
  Na-катионирования .............................................36
  4.2.1 Расчет 2-й ступени Na-катионитового фильтра ...37
  4.2.2.Расчет 1-й ступени Na-катионитового фильтра .. .40
  5. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ТГУ .......................... 41
  5.1. Подбор деаэратора ......................................... 41
  5.2.Подбор насосов .............................................41
  ЛИТЕРАТУРА.....................................................45
  ПРИЛОЖЕНИЯ.......................................................46
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  ВВЕДЕНИЕ
   Расчет теплогенерирующей установки является завершающим этапом изучения курса "Теплогенерирующие установки", который достаточно хорошо изложен в литературе [1-2], 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,
   Методические указания предназначены для студентов-заочников специальности 290700, однако могут быть использованы и студентами других форм обучения.
  
  1.ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ
  "ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИЕ УСТАНОВКИ"
  (2-я часть)
  
  1.1 .Теплогенерирующие установки
  
   Теплогенерирующие установки. Общие положения. Классификация.
  СНиП "Котельные установки" и правила Госгортехнадзора.
   Топливное хозяйство тепловых станций. Общие принципы организации топливного хозяйства. Топливное хозяйство при работе ТГУ на твердом топливе. Системы топливоприготовления. Борьба с потерями твердого топлива при транспортировке и хранении. Топливное хозяйство ТГУ работающих на жидком и газообразном топливе.
   Особенности водного режима работы паровых и водогрейных котлов. Физико-химические характеристики воды и загрязняющих ее веществ. Требования к качеству пара, питательной и котловой воде. Методы обеспечения требуемой чистоты пара Сепарация пара, ступенчатое испарение воды, выносные циклоны.
   Расчет потребления воды ТГУ. Водоподготовка, общие сведения и назначение. Методы и способы подготовки воды перед ее подачей в котел.
   Докотловая подготовка воды. Осветление воды методами отстаивания, коагуляции и фильтрации. Магнитная обработка воды. Умягчение воды методами катионирования. Оборудование для осветления и умягчения воды. Новые способы очистки воды: ультрафильтрация, электродиализ. Деаэрация воды: вакуумная, атмосферная, при повышенных давлениях. Внутрикотловая обработка воды. Непрерывная и периодическая продувка парового котла.
   Назначение и классификация тепловых схем ТГУ. Общие принципы построения и расчета тепловых схем. Тепловые схемы ТГУ с паровыми и водогрейными котлами.
   Системы питания котлов водой. Оборудование и арматура. Питательные устройства и насосные установки котлов. Схемы главных паропроводов и питательных трубопроводов ТГУ.
   Назначение и классификация систем шлакозолоудаления. Схемы
  ручного и механического щлакозолоудаления, оборудование. Схемы пневматических . систем шлакозолоудаления и гидрозолоудаления.
   Тягодутьевые устройства. Назначение и классификация тягодутьевых устройств. Аэродинамическое сопротивление ТГУ. Естественная и искусственная тяга. Расчет и выбор тягодутьевых машин и их компоновка. Дымовые трубы, конструкции и их расчет.
   Тепловой контроль и автоматизация процессов генерирования тепловой энергии. Задачи автоматизации и теплового контроля. Контрольно-измерительные приборы. Автоматизация работы ТГУ. Средства и схемы автоматизации. Системы автоматического регулирования процессами.
  
  1.2.Охрана окружающей среды
  
   Вредные выбросы с продуктами сгорания. Основные источники вредных газообразных выбросов. Кинетика образования оксидов углерода, серы,
  азота ванадия. Предельно-допустимые выбросы. Рассеивание вредных газообразных выбросов в атмосферу. Расчет дымовой трубы. Способы очистки вредных выбросов. Способы улавливания твердых частиц из продуктов сгорания. Методы подавления образования и III улавливание выбросов оксидов серы и азота.
   Вредные жидкие стоки от ТГУ. Источники стоков, состав и объем. Схемы установок по обезвреживанию жидких стоков.
  
  1.3.Основы проектирования и эксплуатации ТГУ
  
   Основные положения проектирования. Объем и содержание проектной документации. Здание котельной, компоновка. Выбор места расположения здания.
   Организация эксплуатационной службы. Особенности эксплуатации ТГУ. Пуск и остановка котла. Техника безопасности и охрана труда на ТГУ.
   Качественные и количественные показатели эффективности работы установок. Капитальные затраты и эксплуатационные расходы. Себестоимость вырабатываемой тепловой энергии.
  
  2. ЗАДАНИЕ К КУРСОВОЙ РАБОТЕ. ВЫБОР ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
  
  2.1.Общие методические указания
  
   Согласно учебному плану специальности 290700 по курсу "Теплогенерирующие установки" студенты выполняют курсовую работу, которая состоит из расчетной и графической частей.
  
  
   Расчетно-пояснительную записку по курсовой работе рекомендуется оформлять в следующей последовательности:
   а) титульный лист;
   б) задание (в соответствии со своим вариантом);
   в) содержание:
   г) введение (дается краткая характеристика ТГУ и формулируется цель работы);
   д) составление, описание и расчет принципиальной тепловой схемы ТГУ;
   е) подбор необходимого оборудования ТГУ;
   ж) выбор, описание и расчет схемы водоподготовки (по заданному составу исходной воды, типу применяемых котлов и ТГУ);
   з) расчет и подбор необходимого оборудования водоподготовки;
   и) 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);
   к) выводы по работе.
   Расчетно-пояснительная записка объемом 25-30 листов выполняется на белой бумаге формата А-4 в соответствии с требованиями к текстовым документам [3,4]. Необходимые рисунки и графики приводятся по тексту.
   Графическая часть работы выполняется на листе ватмана формата А2 в соответствии с действующими гостами [5-7] и включает в себя принципиальную тепловую схему ТГУ со спецификацией оборудования и трубопроводов.
  2.2.Исходные данные
  
   Исходными данными для проектирования ТГУ являются:
   - тип ТГУ;
   - тип используемых котлов (берется из предыдущей контрольной работы студента); - система теплоснабжения;
   - тепловая нагрузка на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение;
   - тепловая нагрузка на технологические нужды, температура и доля возвращаемого от потребителей конденсата;
   - источник водоснабжения.
   По последним двум цифрам шифра студент выбирает из табл.2.1 свои исходные данные для расчета.
  
  3. СОСТАВЛЕНИЕ И РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТГУ
  
   Принципиальную тепловую схему ТГУ составляют с использованием исходных данных: типа ТГУ; типа котлов; тепловой нагрузки, В тепловой схеме отображаются 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 первоначалъного варианта тепловых схем студенты могут взять соответствующие схемы, приведенные на рис.3.1-3.3 и описанные ниже. По мере расчета тепловой схемы часть оборудования может оказаться излишним и его не показывают на схеме и не рассчитывают.
  
  Таблица 2.1
  Таблица вариантов для курсовой работы
  Предпо
  Следняя
  Цифра
  Шифра
  студента
  Тепловая нагрузка потребителей, МВт
  Доля
  теряемого
  конденсата
  К
  Температу
  ра возвра
  щаемого
  конденсата,
  0С
  Система
  теплоснаб
  жения
  
  на техно
  логичес
  кие нужды
  Qтех
  на отопле
  ние и вен
  тиляция
  Qов
  на горя
  чее водо
  снабже
  ние Qгв
  
  
  
  1
  2
  3
  4
  5
  6
  7
  8
  9
  0
  -
  12
  3
  -
  -
  7
  10
  -
  -
  -
  16
  -
  6
  7
  28
  10
  -
  35
  8
  18
  1,5
  -
  0,5
  2,5
  3
  1
  -
  4
  1
  2
  -
  0,1
  0,05
  -
  -
  0,15
  0,2
  -
  -
  -
  -
  80
  75
  -
  -
  70
  85
  -
  -
  -
  О
  -
  З
  З
  О
  З
  -
  О
  З
  О
  
  Система теплоснабжения: О - открытая; З - закрытая
  
  
  Продолжение таблицы 2.1.
  
  Последняя цифра
  шифра студента
  Источник водоснаб
  жения ТГУ (река)
  Последняя цифра
  шифра студента
  Источник водоснаб
  жения ТГУ (река)
  1
  2
  3
  4
  5
  Енисей
  Иртыш
  Лена
  Обь
  Томь (Кемерово)
  6
  7
  8
  9
  0
  Томь (Новокузнецк)
  Урал
  Амур
  Ангара
  Тура
  
  
  3.1 .Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной ТГУ
  
   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.3.1. Пар, вырабатываемый котельным агрегатом К1, через редукционную охладительную установку К2, в которой происходит понижение давления пара (обычно до 0,7 Мпа), направляется на технологические нужды на производство, на собственные нужды ТГУ, в сетевые подогреватели К5 на выработку теплоты для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. В редукционно-охладительной установке К2 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 К1, 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 К6, где при пониженном давлении (около 0,15 МПа) она вскипает и отводится через подогреватель исходной воды К13 и барботёр К17 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 К12 подается в подогреватель исходной воды К13, где вода нагревается за счет теплоты сбрасываемой в барботер продувочной воды. После этого исходная вода подается во второй подогреватель исходной воды К14, обогреваемый паром, в котором она нагревается до 20-25 С чтобы предотвратить конденсацию пара из воздуха и коррозию на внешних поверхностях труб и оборудования химводоочистки К15 В установке химической очистки К14 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 К16 и К8 и охладитель выпара КЗ направляется в деаэратор атмосферного типа К4, где при ее кипении из воды удаляются растворенные, газы (О2, и С02). вызывающие внутреннюю коррозию труб котла. В деаэратор К4 также поступает конденсат с производства, после сетевых теплообменников К5.
  
  
  
  
  Для нагрева воды в деаэраторе до кипения в него подается пар после редукционной охладительной установки К2 и расширителя непрерывной продувки К6. Выделившиеся в деаэраторе газы с небольшим количеством пара, который называют выпаром, направляют в теплообменник КЗ, в котором пар конденсируется и отдает тепло умягченной воде, а газы выбрасываются в атмосферу.
   Умягченная вода после деаэратора питательным насосом K9 подается в паровой котел К1 и к редукционной охладительной установке К2.
   Для восполнения потерь сетевой воды в системе теплоснабжения имеется подпиточный насос К10. Перемещение воды в системе теплоснабжения осуществляется сетевым насосом К11. Требуемый температурный режим в ТГУ и системе теплоснабжения поддерживается с помощью перемычки и регулятора температуры К7.
   При необходимости нагрева воды для технологических нужд в схему ТГУ включается самостоятельная установка.
   Для открытых систем теплоснабжения в тепловую схему ТГУ, изображенную на рис 3.1, должны быть внесены изменения. В блоке химводоочистки обрабатываемая вода разделяется на два потока, как показано на рис.3.2:
  
   -питательная вода GПК ХОВ паровых котлов, прошедшая две
  ступени умягчения в ХВО и поступающая в деаэратор К4;
   -подпиточная вода GТС ХОВ тепловых сетей, прошедшая одну
  ступень умягчения в ХВО, подогреватель очищенной воды К20, и поступающая далее в деаэратор подпиточной воды К19 через охладитель выпара К18 и далее в бак-аккумулятор К21. Из бака-аккумулятора вода подпиточным насосом К10 подается в тепловую сеть.
  
  
  
  
  3.2.Принципиальная тепловая схема отопительной ТГУ с водогрейными котлами
  
   Отопительная ТГУ проектируется на базе тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение и используются при этом водогрейные котлы. Принципиальная схема отопительной ТГУ для закрытой системы теплоснабжения приведена на рис.3.3. Так как многие элементы установки по своему назначению совпадают с аналогичными элементами ТГУ, изображенной на рис.3.1, то ниже опущено их пояснение.
   Обратная вода сетевым насосом К11 подается в водогрейный котел К1. 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, про котором может возникнуть низкотемпературная коррозия труб котла в связи с омыванием их продуктами сгорания топлива, содержащих раствор серной кислоты. Этот раствор образуется при конденсации водяных паров из дымовых газов и соединения его с SO3. Для повышения температуры обратной воды используется рециркуляционный насос К5.
   Температура воды в подающем трубопроводе Т1 тепловой сети должна меняться в соответствии с отопительным температурным графиком, что обеспечивается путем пропуска воды помимо котла К1 через перемычку с регулятором температуры К7.
   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 К12 вода подается в пoдoгрeвaтeль исходной воды К9 , где она подогревается до 20-25 0С, и затем направляется в установку химической очистки воды К8, где обычно применяется одноступенчатое умягчение воды. Умягченная вода через подогреватель химически очищенной воды К6 и охладитель выпара КЗ подается в вакуумный деаэратор К4 (давление в деаэраторе около 0,03 Мпа). Деаэрированная вода собирается в питательном баке К2, из которого она подпиточным насосом К10 направляется для подпитки тепловых сетей Для
  нагрева воды в деаэраторе используется горячая вода из котла К1.
  Для открытой системы теплоснабжения в схему водогрейной установки, изображенной на рис.3.3, 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.
  
  
  
  
  3.3.Расчет тепловой схемы производственно-отопительной ТГУ (рис .3.1)
  
   Расчет тепловой схемы ТГУ ведется по двум уравнениям -теплового и материального балансов, которые студент должен хорошо изучить и знать. Ниже приведена методика расчета производственно-отопительной ТГУ с котлами типа ДЕДЕ и 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 К5 для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения по формулам, кг/с
  DОВ = QОВ*103 /(i" 0,7 - iК)*(П, (3.1)
  
  DГВ = QГВ *103/(i"0,7 - iК)*(П, (3.2)
  
  где QОВ , QГВ - тепловая нагрузка на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, МВт;
   i"0,7 - энтальпия насыщенного пара после редукционной охладительной установки при давлении 0,7 МПа, кДж/кг (принимается по приложению 1);
   iК - энтальпия конденсата после сетевых подогревателей (в дальнейших расчетах принято, что энтальпия воды рассчитывается через теплоемкость (СВ = 4,19 кДж/(кг К)), т.е. iК = 4,19* tК), кДж/кг;
   (П - КПД подогревателя (обычно принимается равным от 0,98 до 1).
   Общий расход пара для внешних потребителей составит, кг/с
  
  DВП = DОВ + DГВ + DТЕХ , (3.3)
  
   где DТЕХ - расход пара на технологические нужды, кг/с.
   Потери пара внутри ТГУ принимаются равными 2-3 % от расхода пара для внешних потребителей, кг/с
  
  DПОТ = (0,02 - 0,03)* DВП. (3.4)
  
   Расход пара на собственные нужды ТГУ предварительно принимается (в последствии его уточняют) в размере 5-15 % от расхода пара для внешних потребителей, кг/с
  
  DСН = (0,05-0,15)*DВП , (3.5)
  
   Для ТГУ с открытой системой теплоснабжения (см. рис.3.2) расход пара на собственные нужды следует принимать в размере 15-30 %, т.е.
  
  DСН = (0,l5 - 0,3)*DВП,
  
   Паропроизводительность всей ТГУ может быть рассчитана
  по формуле, кг/с
  
  DТГУ = DВП + DПОТ + DСН, (3.6)
  
   Расход сетевой воды GС через подогреватели К5 на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение может быть найден из уравнения теплового баланса
  
  (QОВ + QГВ)*103 =GС *(i"С - i'С) , (3.7)
  
  
   где i"С, i'С - энтальпии воды после сетевых подогревателей и перед ними (i"С =4,19*t"С, i'С =4,19*t'С), кДж/кг;
   t"c, t'c - температура воды в подающем и обратном
  теплопроводах, №С.
   Расход воды на подпитку тепловых сетей принимается: для закрытой системы теплоснабжения, кг/с
  
  GТСПОД = (0,015 - 0,02)*GC, (3,8)
  
   для открытой системы теплоснабжения (см. последний абзац параграфа 3.1), кг/с
  
  GТСПОД = (0,015 - 0,02)*GC + GГВ. (3.9)
  
   Количество возвращаемого в ТГУ конденсата от потребителя, кг/с
  
  GТЕХК = (1 - К)*DТЕХ , (3.10)
  
   где К - доля теряемого конденсата у потребителей.
   Потери технологического конденсата у потребителя составят, кг/с
  
  GТЕХК,ПОТ = DТЕХ - GТЕХК. (3.11)
  
   Суммарные потери пара и технологического конденсата, без учета потерь с выпаром и водой из расширителя непрерывной продувки К6, составят, кг/с
  
  DС,ПОТ = GТЕХК,ПОТ + DПОТ + GТСПОД. (3.12)
  
   Доля потерь теплоносителя
  
  ПТ = DС,ПОТ / DТГУ . (3.13)
  
   Процент непрерывной продувки котла определяется по формуле, %
  
  РПР = (SХОВ * ПТ*100)/(SКВ - SХОВ *ПТ) , (3.14)
  
   где SХОВ - сухой остаток химически очищенной воды, мг/л;
   SКВ - сухой остаток котловой воды, принимаемый из табл.3.1, 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 испарение.
  
  
   Солесодержание химически обработанной воды при расчетах принимается приблизительно равным сухому остатку исходной воды, т.е.
  
  SХОВ = SИВ . (3.15)
  
   Расход питательной воды на редукционную охладительную установку К2 в кг/с может быть найден из теплового баланса для нее
  
  GРОУ *(i"1,4 - iПВ) = DТГУ *(i"1,4 - i"0,7) , (3.16)
  
   где i"1,4 - энтальпия насыщенного пара при давлении в котле, равном 1,4 Мпа, кДж/кг;
   iПВ - энтальпия питательной воды (принимается при расчетах при tПВ из предыдущей работы студента, равной 100 0С; iПВ = 4,19*tПВ), кДж/кг.
  
  Таблица 3.1
  Расчетные нормы качества котловой воды при внутрикотловой обработке
  Котлы
  
  Сухой остаток (общее солесодер
  жание) SКВ, мг/л
  Щелочность ЩКВ ,
  мг экв/л
  Шламосодержание
  мг/л
  Водотрубные:
  без нижних бараба
  нов и грязевиков
  с нижними бараба
  нами
  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).
  
   Расход воды, подаваемой питательным насосом К9, составит, кг/с
  
  GПН = DТГУ + GРОУ. (3.17)
  
   Расход продувочной воды через расширитель непрерывной продувки К6, кг/с
  
  GПР = GПН *(РПР/100). (3.18)
  
   Использование РНП экономически целесообразно при GПР >0,14 кг/с, в противном случае РНП не устанавливается.
  
   Количество пара, выделяемое в расширителе непрерывной продувки К6 в единицу времени, может быть найдено из уравнения теплового баланса, кг/с
  
  DРНП *(i"РНП - i'РНП) = GПР *(i'КВ - i'РНП) *(П, (3.19)
  
   где i'КВ и i'РНП - энтальпии кипящей котловой воды (при давлении в барабане котла) и кипящей воды в расширителе непрерывной продувки (при давлении 0,15 МПа), кДж/кг:
   i"РНП - энтальпия насыщенного пара в расширителе непрерывной продувки К6, кДж/кг.
   Расход продувочной воды, сливаемой в канализацию, • составит, кг/с
  
  GРНП = GПР - DРНП . (3.20)
  
   Примечание. При расходе сливаемой в канализацию воды
  GРНП < 0,278 кг/с, ее тепло обычно не учитывается и не используется, т.е. установка подогревателя исходной воды ПИВ1 (К13) не требуется.
   Расход воды из деаэратора К4 будет, кг/с
  
  GД = GПН + GТСПОД. (3.21)
  
   Расход выпара из деаэратора К4 найдется из соотношения, кг/с
  
  DВЫП = d*GД, (3.22)
  
   где d - удельный расход выпара, принимаемый равным 0,002 (кг пара)/(кг воды из деаэратора).
   Уточненные суммарные потери пара и конденсата в ТТУ, которые равны расходу химически очищенной воды, составит, кг/с
  
  GУ,ПОТ= GХОВ = DС,ПОТ + DВЫП + GРНП. (3.23)
  
   Расход исходной воды с учетом собственных нужд на химводоочистку (на собственные нужды расходуется 10 -15 % исходной воды) будет, кг/с
  
  GИВ = (1,10 - 1,15)*GХОВ. (3.24)
  
   Температура исходной воды после первого подогревателя К13 может быть найдена из уравнения теплового баланса, 0C
  
  4,19* GПВ*(tПИВ1 - tИВ) = GРНП*(iРНП - iБ), (3.25)
  
   где iБ - энтальпия солесодержащей воды, поступающей в барботер (обычно принимают iБ = 167 кДж/кг), кДж/кг,
   tИВ - температура исходной воды, принимаемая при расчетах для периода отрицательных температур наружного воздуха равной 5 0С.
   Расход пара на подогрев исходной воды в подогревателе К14 может быть найден из теплового баланса для подогревателя, кг/с
  
  DПИВ2 * (i"0,7 - iК) = 4,19*GИВ *(tПИВ2 - iПИВ1), (3.26)
  
   где tПИВ2 - температура исходной воды после подогревателей (перед химводоочисткой), обычно принимаемая в расчетах равной 20-25 0С.
   Температура воды после подогревателя очищенной воды К8 (tПОВ2 ) принимается в расчетах обычно равной 80 №С. С учетом этого температура очищенной воды перед этим подогревателем tПОВ1 может быть найдена из уравнения теплового баланса
  
  4,19*GХОВ*(tПОВ2 - tПОВ1) = GД*(i'Д - iПВ), (3.27)
  
   где i'Д - энтальпия воды на выходе из деаэратора (при температуре 102-104 №С ), кДж/кг
   Если при расчетах будет выполняться неравенство
  tПОВ1 ( tПИВ2, то устанавливать подогреватель ПОВ1 нет необходимости. Тогда из уравнения (3.27) должна быть найдена температура tПОВ2 при условии, что tПОВ1 = tПИВ2.
   Расход пара на подогреватель очищенной воды К16 найдется из уравнения теплового баланса, кг/с
  
  4,19*GХОВ *(tПОВ1 - tПИВ2) = DПОВ1 *(i"0,7 - iК). (3.28)
  
   В охладителе выпара КЗ происходит дальнейший нагрев очищенной воды до температуры tОВ, которую можно определить из уравнения теплового баланса, записанного для охладителя выпара в виде
  
  4,19*GХОВ*(tОВ - tПОВ2) = DВЫП*(i"Д - iК), (3.29)
  
   где i"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 дo кипения определится из уравнения теплового баланса для деаэратора, кг/с
  DД *i"0,7 + DРНП *i"РНП + (GТЕХК + DПИВ2 + DПОВ1 + DОВ + DГВ)*iК =
  = GД * i'Д + DВЫП*i"Д. (3.30)
  
   Расчетный расход пара на собственные нужды ТГУ составит, кг/с
  
  DР,СН = DД +DПИВ2 + DПОВ1 , (3.31)
  
   а расчетная паропроизводительность ТГУ будет, кг/с
  
  DР,ТГУ = DВП + DР,СН + DПОТ. (3.32)
  
   Теперь необходимо сравнить расчетную паропроизводительность ТГУ с рассчитанной ранее по формуле (3.6) и определить ошибку расчета , %
  
  ( = ((DР,ТГУ - DТГУ) / DР,ТГУ)*100 . (3.33)
  
   Если ошибка не превысит Ђ2 %, то расчет тепловой схемы ТГУ считается законченным, в противном случае необходимо с учетом полученной ошибки перезадать долю расхода пара на собственные нужды в формуле (3.5) и повторить расчеты
  
  3.4. Расчет тепловой схемы отопительной ТГУ с водогрейными котлами
  
   Принципиальная тепловая схема водогрейной ТГУ с закрытой системой теплоснабжения приведена на рис.3.3. 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.3.4. Однако, из-за большого объема вычислений, студенту предлагается выполнить расчет ТГУ только для повышенного температурного графика
  (tПР = 150 0С; tОБ = 70№С).
   Суммарная тепловая мощность, которую необходимо получить в водогрейных котлах ТГУ, составляет, МВт
  
  QТГУ = QОВ + QГВ + ОСН + QПОТ , (3.34)
  
   где QОВ, QГВ, QСН - тепловые мощности, расходуемые на отопление и вентиляцию, горячее водоснабжение, собственные нужды, МВт;
   QПОТ - потери тепловой мощности внутри ТГУ, МВт.
  
  
  
  
   Расходуемая тепловая мощность на собственные нужды будет складываться из следующих составляющих, МВт
  
  QСН = QИВ + QХОВ + QМХ , (3.35)
  
   где QИВ - тепловая мощность, идущая на подогрев исходной воды в подогревателе К9, МВт;
   QХОВ - тепловая мощность, теряемая от охлаждения воды в фильтрах химводоочистки, МВт;
   QМХ - тепловая мощность, расходуемая на подогрев мазута перед форсункой, которая совместно с потерями в ТГУ может быть ориентировочно взята в пределах, МВт
  
  QМХ +QПОТ = (0,002 - 0,005)*QТГУ. (3.36)
  
   Для определения тепловых мощностей на подогрев исходной воды QИВ и
  от охлаждения воды в фильтрах ХВО QХОВ необходимо знать расход воды на химводоочистку GИВ, который на начальной стадии расчета тепловой схемы ТГУ является неизвестной величиной. Поэтому тепловую мощность ТГУ с учетом потерь QПОТ приближенно можно определить по формуле, приведенной в табл.3.2.
   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 0С.
  Таблица 3.2
  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
  Газообр
  
  Твердое
  Жидкое
  Газообр
  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 = A*QОВ + B*QГВ
  
  Примечание. Коэффициенты А и В в вышеприведенной формуле таблицы учитывают затраты мощности на собственные нужды и потери в ТГУ.
  
   Расчетные расходы сетевой воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение можно определить по формулам, кг/с
  
  GСОВ = (QОВ *103)/(iПР - iОБ), GСГВ = 1,05*(QГВ *103)/(iПР - iОБ), (3.37)
  
   где i ПРи iОБ - энтальпия воды в прямом, и обратном трубопроводах, определяемая через температуры (iПР = 4,19*tПР, iОБ = 4,19*tОБ), кДж/'кг
   Коэффициент 1,05 в формуле (3.37) учитывает циркуляцию воды в системе горячего водоснабжения (при малых водоразборах) [2].
   Общий расход сетевой воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение составит, кг/с
  
  GС = GСОВ + GСГВ . (3.38)
  
   Примечание. При максимальном зимнем режиме GСГВ = 0 , так как вода для горячего водоснабжения подогревается обратной водой из системы отопления.
   Расход воды на подпитку тепловых сетей при закрытой I системе теплоснабжения принимают равным, кг/с
  
  GТСПОД = (0,015 - 0,02)* GС + GСГВ, (3.39)
  
   Потери воды GПОТ в тепловой схеме самой отопительной ТГУ
  принимаются в размере 25-30 % от расхода подпиточной воды GТСПОД.
  С учетом последнего общий расход подпиточной воды будет, кг/с
  
  GПОД = GТСПОД + GПОТ = (0,02 - 0,025 )*GС. (3.40)
  
   Нормы качества воды для подпитки тепловых сетей должны
  удовлетворять требованиям СНиП по проектированию тепловых сетей.
   Расходуемая на собственные нужды ТГУ тепловая мощность может быть принята в размере 1-3 % от мощности потребителей, МВт
  
  QCH = (0,01 - 0,03 )*(QOB + QГВ) . (3.41)
  
   Общая тепловая мощность ТГУ без учета тепловых потерь составит, МВт
  
  QТГУ = QОВ + QГВ + QСН. (3.42)
  
   Расход воды через котел будет, кг/с
  
  GТГУ = (QТГУ *103)/(iПР - iОБ). (3.43)
  
   Температура воды на выходе из котла t"К (при известной температуре на входе в котел t'К) может быть найдена из соотношения, №С
  
  QТГУ *103 = 4,19*GТГУ*(t"К - t'К). (3.44)
  
   Расход воды (через котел) на собственные нужды составил; кг/с
  
  GСН= (QСН *103)/(4,19*(t"К - t'К)). (3,45)
  
   Расход воды на линии рециркуляции и по перемычке при различных тепловых нагрузках, отличных от максимального зимнего режима, будет, кг/с
  
  GРЦ = (GТГУ *(t"К - t'К))/(tПР - tК). (3.46)
  
  GПМ = (GС *(t"К - tОБ))/(t"К - tПР). (3.47)
  
   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
  
  GИВ = (1,15 - 1,2)*GХОВ . (3.48)
  
  
  
   Расход греющей воды через подогреватель очищенной воды К6 может быть найден из уравнения теплового баланса, записанного через температуры, кг/с
  
  GПОВ = (t"К - tПОВ) = GХОВ *(t"ХОВ - t'ХОВ ), (3.49)
  
   где при расчетах можно принять: t"ХОВ = 60 - 65 0С; t'ХОВ = 20 - 25 № С
   (см. пояснения в параграфе 3.1).
   Температуру греющей воды после подогревателя исходной воды К9 можно рассчитать из уравнения теплового баланса для подогревателя
  
  GПОВ *(tПОВ - tПИВ) = GХОВ *(t'ХОВ - tИВ), (3.50)
  
   где температура исходной воды в зимний период может быть принята равной 5 №С.
   Расход выпара из вакуумного деаэратора DВЫП принимается аналогично, как и для деаэраторов атмосферного типа, по формуле (3.22), 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.3.3 используется охладитель выпара КЗ и, соответственно, используется теплота выпара. С учетом этого температуру очищенной воды t"ХОВ после охладителя выпара можно определить из уравнения теплового баланса
  
  DВЫП *(i"Д - i'Д) = 4,19*GХОВ*(tОВ - t"ХОВ ), (3.51)
  
   где i"Д , i'Д - энтальпии насыщенного пара и кипящей воды в деаэраторе при давлении Рд (берутся из приложения 1), кДж/кг.
   Расход греющей воды на деаэрацию определится из уравнения теплового баланса для деаэратора
  
  4,19*(G'Д *t"К + GXOB *tOB) = DВЫП *i"Д + GД *i'Д. (3.52)
  
   Расчетные расходы воды в ТГУ составят, кг/с:
   - на собственные нужды
  GР,СН = GПОВ + G'Д ; (3,53)
  
  -через котел в расчетном режиме
  
  GР,ТГУ = (((QОВ + QГВ)*103)/(iПР - iОБ))+GР,СН. (3.54)
  
  
  
   Теперь необходимо сравнить полученный расчетный расход воды через котел GР,ТГУ с ранее найденным GТГУ по формуле (3,42) и определить относительную ошибку расчета , %
  
  ( = ((GР,ТГУ - GТГУ)/GР,ТГУ)*100 . (3.55)
  
   Если ошибка не превысит (2 %, то расчет тепловой схемы ТГУ считается законченным, в противном случае необходимо с учетом полученной ошибки перезадать долю расхода теплоты на собственные нужды в формуле (3.41) и повторить расчеты.
  
  4.РАСЧЕТ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ИСХОДНОЙ ВОДЫ (ХИМВОДООЧИСТКИ)
  
   После расчета тепловой схемы ТГУ должен быть сделан расчет установки подготовки исходной воды в соответствии с рекомендациями, указанными в п.3.1 и 3.2 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 паропроизводнтельностью более 0,7 т/ч;
   -для котлов, имеющих экранные поверхности нагрева;
   -для неэкранированных котлов, сжигающих высококалорийное топливо: газ, мазут;
   -для всех водогрейных котлов.
  
  4.1.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 коррекционные 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 nape, a 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 котлов (РПР);
  - относительной щелочности воды (ЩОТХОВ);
  - 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 0C) обычно создают абсолютное давление в вакуумном деаэраторе около 0,03 МПа.
   Схему водоподготовки ТГУ выбирают в зависимости от качества исходной воды, характеристики которой можно взять из приложения 2, применяя методы, исключающие использование агрессивных реагентов. Рекомендуется использовать преимущественно прямоточные схемы без промежуточного перекачивания воды.
   Величина продувки котлов определяется по формуле (3.14) для режима максимальных потерь пара и конденсата, выраженных в % от паропроизводительности котельной. При РПР < 2 % предусматривается только периодическая продувка.
   Относительная щелочность котловой воды ЩОТХОВ,КВ , равная относительной щелочности обработанной воды ЩОТХОВ,ОВ , определяется по формуле
  
  ЩОТХОВ,КВ = ЩОТХОВ,ОВ = 40*(ЩОВ/SХОВ)*100, (4.1)
  
   где 40 - эквивалент NaOH, 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 ЩОТХОВ ( 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
  
  СО2 = 22 *ЩОВ * (ОВ *(1 + (), (4.2)
  
   где (ОВ -доля химически очищенной воды в питательной
   ((ОВ = GХОВ/GПН);
   ( - 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
  
  СО2 = 22*ЩОВ* (ОВ *((1 + (2), (4.3)
  
   где (1 - доля разложения NaHCO3 в котле, принимаемая ориентировочно равной 0,4;
   (2 - доля разложения Na2CO3 в котле, принимаемая ориентировочно равной 0,7.
   При содержании (СО2), более 20 мг/кг следует принимать меры против угле кислотной коррозии.
   Обычно при выборе схемы водоподготовительной установки для ТГУ студенту рекомендуется рассчитать при паровых котлах двухступенчатую натрнй-катионитовую установку, а при водогрейных котлах одноступенчатую натрий-катионитовую установку, расчет которых позволит студенту усвоить основные методы по выбору химводосчистного оборудования.
  
  4.2.Расчет оборудования двухступенчатой установки Na-катионирования
  
   Для сокращения устанавливаемого оборудования и его унификации в обеих ступенях установки 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   Расчет оборудования установки ХВО начинают с расчета 2-й ступени, т.к. оборудование должно обеспечить добавочное количество воды, расходуемой на собственные нужды водоподготовки.
  
  4.2.1 .Расчет 2-й ступени Na-катионитового фильтра
  
   Расчетная площадь фильтрации определяется по формуле, м2
  
  fР,Ф= (GХОВ/WФ,МАХ)*3,6 , (4.4)
  
   где GХОВ - расход химически очищенной воды (берется из предыдущих 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 диметр фильтра, м
  
  dР,Ф = v (4*fР,Ф/ (), (4.5)
  
  по которому, исходя из условия dР,Ф ? dФ, по приложению 3
  выбирается к установке фильтр с диаметром dФ, имеющий ближайшее значение к расчетному.
   Действительная скорость фильтрации воды в фильтре составит, м/ч
  
  WФ = (GХОВ /fФ)*3,6, (4.6)
  
   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, определится по формуле, г-экв/сут
  
  А2 = 0,1*GХОВ* 3,6*24 (4.7)
  
   Число регенераций фильтра в сутки будет
  
  R2 = А2/(VФ*Е), (4.8)
  
  а межрегенерационный период работы составит, ч
  
  ?2 = (24*n/R2) - 2 , (4.9)
  
   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 (NaCl) на одну регенерацию фильтра 2-ой ступени будет, кг/рег
  
  GС =(Е*VФ*gС)/1000 , (4.10)
  
   где gС - удельный расход соли на регенерацию фильтров (gС = 350),
   г/(г-экв).
   Объем 26 % насыщенного раствора соли на одну регенерацию составит, м3
  
  GС2 = (100*gС)/(26*?РС), (4.11)
  
   где ?РС -плотность насыщенного раствора соли при 20 0С (Ррс = 1200), кг/м3
   Расход технической соли, требующейся для регенерации фильтра второй ступени, за сутки и месяц будет, кг
  
  GСУТ,2 = (R2*GС2)/0,965, GМЕС,2 = GСУТ,2 *30, (4.12)
  
   где 0,965 - содержание NaCl в технической соли в долях.
   Объем воды на регенерацию Na-катионитового фильтра складывается из расходов воды на взрыхляющую промывку VВЗР , на приготовление регенерационного раствора - VРЕГ , на отмывку катионита от продуктов регенерации - VОТМ , которые могут быть определены по соотношениям, м3:
  
  VВЗР =(30*fФ*15*60)/1000, VРЕГ =(GС,2*100)/(7*1040) , VОТМ = 4*VФ, (4.13)
  
   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 №С, 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
  
  VВ2 = VРЕГ = VОТМ. (4.14)
  
   Расход воды за сутки в среднем составит, м3
  
  VСУТВ2 = VВ2*R2 . (4.15)
  
  4.2.2. Расчет 1-й ступени Na-катионитового фильтра
  
   К установке в первой ступени станции химводоочистки при работе ТГУ при закрытой системе теплоснабжения принимается такое же число и таких же фильтров 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
  
  А1 = (Ж0 - 0,1)*GXOB *3,6*24 , (4.16)
  
   где ЖО - общая жесткость воды, поступающей на водоподготовительную установку, мг-экв/кг.
  Примечания: 1 .Расчет станции химводоочистки при работе ТГУ при открытой системе теплоснабжения ведется по выше приведенной методике с учетом рекомендаций, данных в параграфе 3.1.
   2.Расчет водоподготовительной установки для водогрейных котлов в соответствии с рекомендациями, данными в параграфе 4.1, ведут аналогично, как в п.п.4.2.2.
  
  5.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 и промывочной воды.
  
  5.1 .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 приложению 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 приложению 5.
  
  5.2 .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 очищенной воды для питания паровых котлов подпитку тепловой сети и дополнительный максимальный расход на отмывку фильтров, т.е. производительность насоса равна, кг/с
  
  GИВ = GХОВ + GОТМ. (5.1)
  
   Необходимый напор, который должен обеспечить насос исходной воды составит, Мпа
  
  PИВ = ? ? Рi + ?PД , (5.2)
  
   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 приложению 6. К установке принимаются два насоса, один из которых является резервным.
   При подборе насоса промывочной воды рассчитывают его производительность, кг/с
  
  GПРВ = (1000*VВЗР)/(15*60), (5.3)
  
   где время взрыхления принято равным 15 минутам.
   Напор, который должен создавать насос для взрыхляющей промывки фильтров, составит, Мпа
  
  Рпрв = ? ?Рi , (5.4)
  
   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 приложению 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 наиденному ранее расходу сетевой воды GС по приложению 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 для создания статистического 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 К.
   В ТГУ устанавливается не менее двух подпиточных насосов, один из которых является резервным.
   Для питания паровых котлов с давлением пара более 0,17 МПа следует предусматривать питательные насосы с паровым приводом, если отработанный пар после насосов используется в схеме ТГУ [10]. 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*(РБ - РД + ?РС + ?РГ), (5.5)
  
   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 eе с мощностью установленного электродвигателя (по приложениям 6 и 7).
   Мощность на привод всех вышеназванных насосов рассчитывается, исходя из его производительности и давления нагнетания, по формуле, кВт
  
  N = (G*P)/(?Н*?ЭД) , (5.6)
  
   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).
  
  ЛИТЕРАТУРА
  
  1.Делягин Г.Н, Лебедев В.И., Пермяков Б.А. Теплогенерирующие установки.-М.: Стройиздат, 1986 - 559 с.
  2.Лебедев В.И., Пермяков Б.А., Хаванов П.А. Расчет и проектирование теплогенерирующих установок.-М.: Стройиздат, 1992.-360 с.
  3.ГОСТ 2.105-95.Общие требования к текстовым документам -М.: Изд-во стандартов, 1995 - 37 с.
  4.ГОСТ 7.32-91. Отчет о научно-исследовательской работе.-М :
  Изд- во стандартов, 1991. -18 с
   5.ГОСТ 21.606-95. Правила выполнения рабочей документации тепломеханических решений -котельных.-М.: Изд-во стандартов, 1995 - 22 с.
  6.ГОСТ 21.403-80. Обозначения условные графические в схемах. Оборудование энергетическое. -М.:Изд-во стандартов, 1981 -34с.
  7.ГОСТ 21.205-93. Условные обозначения элементов санитарно-технических систем.-М.: Изд-во стандартов, 1995 - 24 с.
  8.Роддатис К.Ф.,Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности -М Энергоатомиздат,1989 - 488 с.
  9.Ривкин С.Л., Александров А.А. термодинамические свойства
  воды и водяного пара.-М:Энергоатомиздат, 1984 - 80 с. 10.СниП 11-35-76. Котельные установки.-М.: Госстрой, 1977 - 49 с.
  
  
  
  
  
  
  
  ПРИЛОЖЕНИЯ
  
  Приложение 1
  Термодинамические свойства воды и водяного пара в состоянии насыщения (по давлению) [ 9 ]
  Р,
  МПа
  
  t,0C
  
  ?, м3/кг
  
  ?, м3/кг
  
  i', кДж/кг
  
  i", кДж/кг
  
  0,001
  
  6,982
  
  0,0010001
  
  129,208
  
  29,33
  
  2513,8
  
  0,005
  
  32,90
  
  0,0010052
  
  28,196
  
  137,77
  
  2561,2
  
  0,01
  
  45,83
  
  0,0010102
  
  14,676
  
  191,84
  
  2584,4
  
  0,02
  
  60,09
  
  0,0010172
  
  7,6515
  
  251,46
  
  2609,6
  
  0,04
  
  75,89
  
  0,0010265
  
  3,9949
  
  317,65
  
  2636,8
  
  0,06
  
  85,95
  
  0,0010333
  
  2,7329
  
  359,93
  
  2653,6
  
  0,08
  
  93,51
  
  0,0010387
  
  2,0879
  
  391,72
  
  2666,0
  
  0.1
  
  99,63
  
  0,0010434
  
  1,6946
  
  417,51
  
  2675,7
  
  0,12
  
  104,81
  
  0,0010476
  
  1,4289
  
  439,36
  
  2683,8
  
  0,15
  
  111,37
  
  0,0010530
  
  1,1597
  
  467,13
  
  2693,9
  
  0,2
  
  120,23
  
  0,0010608
  
  0,88592
  
  504,7
  
  2706,9
  
  0,4
  
  143,62
  
  0,0010839
  
  0,46242
  
  604,7
  
  2738,5
  
  0,6
  
  158,84
  
  0,0011009
  
  0,31556
  
  670,4
  
  2756,4
  
  0,8
  
  170,42
  
  0,0011150
  
  0,24030
  
  720,9
  
  2768,4
  
  1,0
  
  179,88
  
  0,0011274
  
  0,19430
  
  758,7
  
  2777,0
  
  1.1
  
  184,06
  
  0,0011331
  
  0,17739
  
  781,1
  
  2780,4
  
  1,2
  
  187,96
  
  0,0011386
  
  0,16320
  
  798,4
  
  2783,4
  
  1,3
  
  191,60
  
  0,0011438
  
  0,15112
  
  814,7
  
  2786,0
  
  1,4
  
  195,04
  
  0,0011489
  
  0,14072
  
  830,1
  
  2788,4
  
  1,5
  
  198,28
  
  0,0011538
  
  0,13165
  
  844,7
  
  2790,4
  
  1,6
  
  201,37
  
  0,0011586
  
  0,12368
  
  858,6
  
  2792,2
  
  1,7
  
  204,30
  
  0,0011633
  
  0,11661
  
  871,8
  
  2793,8
  
  1,8
  
  207,10
  
  0,0011678
  
  0,11031
  
  884,6
  
  2795,1
  
  1,9
  
  209,79
  
  0,0011722
  
  0,10464
  
  896,8
  
  2796,4
  
  2,0
  
  212,37
  
  0,0011766
  
  0,09953
  
  908,6
  
  2794,4
  
  2,5
  
  223,94
  
  0,0011972
  
  0,07990
  
  957,0
  
  2800,8
  
  3,0
  
  233,84
  
  0,0012163
  
  0,06662
  
  1008,4
  
  2801,9
  
  3,5
  
  242,54
  
  0,0012345
  
  0,05702
  
  1049,8
  
  2801,3
  
  4,0
  
  250,33
  
  0,0012521
  
  0,04974
  
  1087,5
  
  2799,4
  
  
  
  
  
  
  
  
  Приложение 2
  
  Состав воды некоторых рек России [8]
  
  Название реки
  Взвешенные вещества, мг/кг
  Сухой остаток, мг/кг
  Жесткость, мг-экв/кг
  
  
  
  общая
  карбонатная
  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
  
  Приложение 3
  
  Фильтры Na-катионитовые [8]
  
  
  
  Марка фильтра
  
  Наименование
  
  ФИПа1-0,7-0,6-Nа
  
  ФИПа1-1,0-0,6-Nа
  
  ФИПа1-1,5-0,6-Nа
  
  Производительность,
  м3 /ч
  
  10
  
  20
  
  50
  
  Давление, МПа
  
  0,6
  
  0,6
  
  0,6
  
  Температура, № С
  
  40
  
  40
  
  40
  
  Фильтрующая загрузка:
  
  
  
  
  
  
  
  высота, м
  
  2
  
  2
  
  2
  
  объем, м3
  
  0,77
  
  1,6
  
  3,54
  
  Внутренний диаметр
  
  
  
  
  
  
  
  корпуса фильтра dФ, м
  
  0,7
  
  1,0
  
  1,5
  
  
  Приложение 4
  
  Деаэраторы атмосферного давления [8]
  
  Наименование
  
  Марка деаэратора
  
  
  ДА-1
  
  ДА-3
  
   ДА-5
  
  ДА-15
  
  ДА-25
  
  ДА-50
  
  ДА-100
  
  Номинальная производительность (GД), т/ч
  
  Рабочее давление, Мпа
  
  Температура деаэриро-ванной воды, №С
  Емкость аккумуляторного бака, м3
  
  Тип охладителя выпара
  
  Диаметр и толщина стенки аккумуляторно-бака, мм
  
  1
  
  3
  
  5
  
  15
  
  25
  
  50
  
  100
  
  
  
  0,12
  
  104
  
  
  0,6
  
  1,0
  
  2,0
  
  4,0
  
  8,0
  
  15,0
  
  
  25,0
  
  
  -
  
  -
  
  ОВА-2
  
  ОВА-8
  
  
  1116x8
  
  1116x8
  
  1212x6
  
  1212x6
  
  1616x8
  
  2016x8
  
  2216x8
  
  
  Приложение 5
  
  Вакуумные деаэраторы [8]
  Наименование
  
  Марка деаэратора
  
  
  ДВ-5
  
  ДВ-15
  
  ДВ-25
  
  ДВ-50
  
  ДВ-75
  
  ДВ-100
  
  Номинальная производительность (GД), т/ч
  Рабочее давление, МПа
  Температура деаэриро-ванной воды, № С
  
  Емкость аккумуляторного бака, м3
  Тип охладителя выпара
  
   Эжектор водоструйный
  
  5
  
  15
  
  25
  
  50.
  
  75
  
  100
  
  
  0,0075 - 0,05
  
  40-80
  
  
  0,67
  
  0,90
  
  1,2
  
  1,96
  
  1,96
  
  2,80
  
  
  ОВВ-2
  
  ОВВ-8
  
  
  ЭВ-10
  
  ЭВ-10
  
  ЭВ-30
  
  ЭВ-6О
  
  ЭВ-60
  
  ЭВ-60
  
  
  Приложение 6
  Насосы питательные центробежные и вихревые
  
  Марка
  
  Произво-
  
  Создава-
  
  Мощность
  
  Габаритные размеры, мм
  
  насоса
  
  дитель-
  
  емый на-
  
  электродви
  
  высота
  
  длина
  
  ширина
  
  
  
  ность, кг/с
  
  пор, МПа
  
  гателя, кВт
  
  
  
  
  
  
  
  ЗМСГ-10-10
  
  9,4
  
  2,30
  
  40
  
  430
  
  500
  
  2100
  
  ЗМСГ-10-9
  
  9,4
  
  2,07
  
  40
  
  430
  
  500
  
  2000
  
  ЗМСГ-10-8
  
  9,4
  
  1,84
  
  30
  
  430
  
  600
  
  1900
  
  4МСГ-10-8
  
  16,7
  
  2,64
  
  75
  
  500
  
  600
  
  2200
  
  4МСГ-10-7
  
  16,7
  
  2,31
  
  75
  
  500
  
  600
  
  2100
  
  4МСГ-10-61
  
  16,7
  
  1,98
  
  55
  
  500
  
  600
  
  2000
  
  4МСГ- 150-23
  
  41,7
  
  2,40
  
  160
  
  880
  
  970
  
  2750
  
  2,5ЦВ-0,8
  
  1,39-3,33
  
  2,2
  
  14
  
  525
  
  1150
  
  528
  
  2,5ЦВ-1,1
  
  2,2-6,1
  
  2,5
  
  20
  
  525
  
  1150
  
  528
  
  2,5ЦВ-1,3
  
  3,9-7,8
  
  2,5
  
  28
  
  595
  
  1255
  
  604
  
  2,5ЦВ-1,5
  
  4,2-8,4
  
  2,7
  
  40
  
  595
  
  1255
  
  604
  
  
  Приложение 7
  Центробежные сетевые насосы
  Марка насоса
  
  Производительность, кг/с
  
  Создаваемый напор, МПа
  
  Мощность электродви гателя, кВт
  
  Габаритные размеры, мм
  
  
  
  
  
  высота
  
  длина
  
  ширина
  
  СЭ-500-50 СЭ-800-55 СЭ-800-100 СЭ-1250-70
  
  139
  222
  222
  347
  
  0,7
  0,55
  1,0
  0,7
  
  160
  200
  320
  320
  
  1065
  1468
  1850
  1330
  
  2300
  2485
  2190
  3040
  
  1235
  1207
  1370
  1235
  
  
Оценка: 4.15*13  Ваша оценка:
Связаться с программистом сайта.

Новые книги авторов СИ, вышедшие из печати:
О.Болдырева "Крадуш. Чужие души" М.Николаев "Вторжение на Землю"

Как попасть в этoт список
Сайт - "Художники" .. || .. Доска об'явлений "Книги"