Проектирование производственно–отопительной котельной для жилого района г. Смоленска

Министерство образования и науки Российской Федерации Южно-Уральский государственный университет Кафедра промышленной теплоэнергетики Проектирование производственно – отопительной котельной для жилого района г. Смоленска Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий» Э – 450.140104.2006.085.02.ПЗ Нормоконтролер: Руководитель: Кириллов В. В. « » 2006 г. Автор работы: Студент группы Э-450 Давыдов И. С « » 2006 г. Проект защищен с оценкой « » 2006 г. Челябинск 2006 г. Аннотация Давыдов Илья Сергеевич.

Расчет производственно-отопительной котельной для жилого района г. Смоленска. Челябинск, ЮУрГУ, Энергетический факультет, 2006 г, 38 с, 4 рисунка, 16 таблиц, 1 лист формата А1. Библиография литературы – 7 наименований. В данном проекте приводится расчет производственно-отопительной котельной для жилого района города Смоленска.В основной части проекта рассчитаны тепловые нагрузки на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение, а также расходы воды на отопление и вентиляцию.

Выполнен гидравлический и тепловой расчет паропровода по заданной схеме, а также контактный теплообменник с активной насадкой.Приведено обоснование выбора основного оборудования тепловой схемы котельной, а также развернутая тепловая схема производственно-отопительной котельной на листе формата А1. Содержание 1.Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения… … 1.1 Сезонная нагрузка… ….………… 1.2 Круглогодичная нагрузка….2.Расчет температур сетевой воды….… …………3.Расчет расходов сетевой воды….……….4.Гидравлический расчет паропровода….……….5.Тепловой расчет паропровода…. …… 6.Принципиальная тепловая схема котельной… …….7.Расчет тепловой схемы котельной….……… 7.1 Расчет тепловой схемы паровой части котельной… 2. Расчет тепловой схемы паровой части котельной….8.Расчет контактного теплообменника с активной насадкой….…8.1 Тепловой расчет КТАН… 8.2 Гидравлический расчет КТАН….….9.Выбор оборудования тепловой схемы котельной… 32 Заключение….…36 Список литературы… ………….37 Приложение….……… 1.Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения В качестве потребителя коммунально-бытовой нагрузки выбран микрорайон г. Смоленска. с жилыми домами квартирного типа и этажностью 5 и более этажей.

Исходные данные для определения сезонной и круглогодичной тепловых нагрузок: 1. Расчетная температура воздуха проектирования отопления tно, оС34 2. Средняя температура наиболее холодного месяца tнхм, оС…… 16,3. Расчетная температура воздуха внутри жилых помещений tв , оС+4. Расчетная температура горячей воды у абонента tг , оС……… +5. Расчетная температура холодной водопроводной воды в летний период tх, оС… +6. Расчетная температура холодной водопроводной воды в зимний период tх, оС… +5 7. Количество квадратных метров жилой площади на одного жителя Fуд ,м2/чел… 8. Количество жителей z, чел….9. Укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади qo , Вт/м….10. Норма среднего недельного расхода горячей воды для жилых помещений, a, л/сут… … 11. Норма среднего недельного расхода горячей воды для общественных и административных зданий, b, л/сут… 25 12. Коэффициент, учитывающий расход тепла на общественные здания, k1… 0,13. Коэффициент, учитывающий тип застройки зданий, k2…… … 0,14. Продолжительность работы системы отопления, no, сут ………218 Коэффициент учитывающий изменение средненедельного расхода тепла на ГВС в неотопительный период по отношению к отопительному, в0,8 1.1 Сезонная нагрузка Производственно-отопительная котельная рассчитывается для трех режимов работы, поэтому необходимо, чтобы нагрузки отопления и вентиляции были определены для следующих температур наружного воздуха: • температура начала отопительного периода tн=+8 0С; • средняя температура наиболее холодного месяца tнхм=-16,9 0С; • расчетная температура воздуха проектирования отопления tно=-0С Таблица 1 Расчет сезонных нагрузок Величина Единица измерения Расчет Наименование Расчетная формула или способ определения Расчетная нагрузка отопления (при tно) МВт Расчетная нагрузка вентиляции (при tнв= tно для жилых и общественных зданий) МВт Нагрузка отопления при tн= +0С МВт Нагрузка вентиляции при tн= +0С МВт Нагрузка отопления при tнхм = -8,0С МВт Нагрузка вентиляции при tнхм = -8,0С МВт 1.2 Круглогодичная нагрузка Таблица 2 Расчет круглогодичной нагрузки Величина Единица измерения Расчет Наименование Расчетная формула или способ определения Средненедельный расход тепла на ГВС для зимнего периода МВт Средненедельный расход тепла на ГВС для летнего периода МВт Коэффициент недельной неравномерности kн (справочное) - 1,2 Коэффициент суточной неравномерности kс (справочное) - 2,0 Расчетный расход тепла на ГВС для зимнего периода МВт 1,2∙2,0∙21,823 = 52,375 Расчетный расход тепла на ГВС для летнего периода МВт 1,2∙2,0∙13,967= 33,521 Средняя температур воздуха отопительного периода или по приложению 1 [1] 0С -2,7 Годовой расход тепла на отопление МВт Годовой расход тепла на вентиляцию МВт Годовой расход тепла на ГВС МВт Суммарный годовой расход теплоты МВт 2. Расчет температур сетевой воды Значения температур сетевой воды в зависимости от температур наружного воздуха определяются методом регулирования тепловых нагрузок и температурным графиком теплосети.

В данном случае имеем качественное регулирование по совмещенной нагрузке в закрытой системе теплоснабжения при температурном графике теплосети 150/70 0С. Таблица 3 Расчет температур сетевой воды Величина Единица измерения Расчет Наименование Расчетная формула или способ определения Температура воды в подающем трубопроводе при tн=tно (по условию) С 150 Температура воды в обратном трубопроводе при tн=tно (по условию) С 70 Температура воды в стояке местной системы после смешения на вводе С 95 Перепад температур воды в местной системе С 95-70 = 25 Перепад температур тепловой сети С 150-70 = 80 Температурный напор нагревательного прибора местной системы С Текущие значения температур воды в прямом и обратном трубопроводе рассчитываем по формулам: , где –– величина относительной тепловой нагрузки: Таблица 4 Температуры сетевой воды tн,°С +8 0 -5 -10 -15 -20 -25 -26 0,227 0,409 0,523 0,636 0,75 0,864 0,977 1 ф01 53,02 77,15 91,71 105,84 119,86 133,70 147,26 150 ф02 34,86 44,43 49,87 54,96 59,86 64,58 69,10 70 Независимо от метода регулирования тепловых нагрузок необходимо учитывать, что при любых температурах наружного воздуха температура сетевой воды в подающем трубопроводе не может опускаться ниже 65 °С. Поэтому при определенной температуре наружного воздуха (tни) происходит смена метода регулирования с качественного на количественное или наоборот.

Из (рис.2) в точке излома температурного графика определяем температуру наружного воздуха tни=+5°С. Температуры сетевой воды и должны быть рассчитаны с учетом нагрузки отопления и ГВС. , . Для двух подогревателей const.

Можно рассчитать по формуле: Для расчетного режима, при котором поверхность теплообмена подогревателей будет максимальна, то есть при tн=tни=4,8°С, находим величину: где величина недогрева водопроводной воды в подогревателе первой ступени П1, принимается в диапазоне 5…10°С. Определим температуру воды в подогревателе первой ступени: . Для любой наружной температуры находят и . Выполним пересчет сетевой воды и результаты сведем в таблицу: Таблица 5 Пересчет температур сетевой воды tн,°С 8 5 0 -5 -8,6 -10 -15 -20 -25 -26 д1 20,16 20,16 16,65 12,69 11,3 8,99 5,42 1,98 0 0 д2 25,20 25,20 28,71 32,67 34,06 36,37 39,94 43,38 46,57 47,34 ф1 85,16 85,16 93,8 104,4 113,3 114,8 125,3 135,7 147,3 150 ф2 9,66 9,66 15,72 17,2 17,94 18,59 19,92 21,2 22,53 22,66 3. Расчет расходов сетевой воды Расход сетевой воды на абонентском вводе поддерживается постоянным и равным: (tн≤tни) При tн>tни расход сетевой воды находим по текущей тепловой нагрузке : , кг/с Расход воды на вентиляцию определяем так же, но по температурам сетевой воды и : (tн≤tни) (tн>tни) , кг/с 4. Гидравлический расчет паропровода Гидравлический расчет паропровода выполняется от потребителей к источнику, чтобы определить параметры пара у источника.

Исходные данные: Схема паропровода изображена на бланке задания (стр.2) Технологический теплоноситель – сухой насыщенный водяной пар. Результаты гидравлического расчета паропровода приводятся в таблице 6. Таблица 6. Гидравлический расчет паропровода Расчетная величина Обозн. Разм. Расчетная формула или способ определения Номер участка 1 2 3 Расход пара на участке D кг/с По заданию 16,67 8,335 8,335 Длина участка L м « » 650 240 90 Удельное падение давления Rл Па/м Принимается по [1] 25 25 25 Доля местных потерь  « » 0,5 0,5 0,5 Потери давления на участке P кПа 24,375 9,0 3,375 Давление пара в конце участка Pкон кПа По заданию.

Для уч.1: 709,0 700 700 Давление пара в начале участка Pнач кПа 733,38 709,0 703,38 Средняя плотность пара на участке кг/м3 3,76 3,693 3,707 Абсолютная эквивалентная шероховатость паропровода kэ м По рекомендации [1] 0,0002 Коэффициент Аd м0,0475 По табл. 5.1 [1] или 0,42 Расчетный диаметр паропровода d м 0,511 0,398 0,398 Диаметр паропровода по стандарту d’ м Приложение 11 [1] 0,514 0,408 0,408 Средняя скорость пара ср м/с 21,38 17,28 17,20 Количество нормальных задвижек на участке nз По заданию 2 Количество П-образных компенсаторов на участке nк Принимается по [2] 3 2 1 Коэффициент гидравлического сопротивления задвижки з Приложение 10 [1] 0,4 Коэффициент гидравлического сопротивления компенсатора к « » 1,7 Коэффициент гидравлического сопротивления тройника тр « » 0,08 1,8 Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления уч 5,9 4,28 4,3 Коэффициент AR м0,25 Табл. 5.1 [1] 10,610-3 Удельное падение давления R’л Па/м 25,79 22,07 21,99 Коэффициент Al м - 0,25 Табл. 5.1 [1] 76,4 Эквивалентная длина местных сопротивлений Lэкв м 196,18 106,63 107,12 Потери давления на участке P’ кПа 21,82 7,65 2,55 Давление пара в конце участка Pкон кПа По заданию.

Для уч.1: 707,65 700,0 700,0 Давление пара в начале участка Pнач кПа 729,47 707,65 702,55 Проверка погрешности в определении плотности пара Средняя плотность пара на участке ’ср кг/м3 3,79 3,685 3,72 Погрешность определения плотности  % -0,8 0,21 -0,04 Полученная погрешность меньше допустимой (2%). 5. Тепловой расчет паропровода Прокладка паропровода надземная, поэтому расчетная температура окружающей среды соответствует температуре наружного воздуха в максимально зимнем режиме tно. Паропровод полностью изолирован, задвижки изолированы на ѕ от площади поверхности, компенсаторы изолированы полностью.

Результаты теплового расчета сведены в таблицу 7. Таблица 7 Тепловой расчет паропровода Расчетная величина Обознач.

Размерн.

Расчетная формула или метод определения Номер участка 1 2 3 Расход пара на участке D кг/с По заданию 16,67 5,55 5,55 Длина участка L м « » 650 240 90 Удельная потеря теплоты с 1 м изолированного паропровода q Приложение 3 [2] 1,76 1,56 1,56 Эквивалентная длина задвижки Lзэкв м Принимается в диапазоне 4…8 4 Количество нормальных задвижек на участке nз По заданию 2 Эквивалентная длина опор Lопэкв м (10…15%)L 65 24 9 Суммарная эквивалентная длина местных тепловых потерь Lэкв м Lзэквnз+ Lопэкв 73 32 17 Температура пара в конце участка 2 0С Табл. II [4] 165,21 164,96 164,96 Температура пара в начале участка 1 0С Принимается 172 165,21 165,21 Средняя температура пара на участке ср 0С 168,61 165,09 165,09 Средняя массовая теплоемкость пара на участке Ср Табл. V [4] 2,505 2,456 2,456 Потери тепла на участке Q кВт 250,18 81,08 31,91 Температура пара в начале участка ’1 0С 170,12 167,28 165,87 Погрешность определения температуры  % 0,51 1,24 0,34 Полученная погрешность меньше допустимой (2%) Энтальпия пара в начале участка i По табл. III [4] 2822,3 2819,6 2819,4 Условные обозначения: 1 - котел паровой; 2 - редукционный клапан; 3 - сепаратор непрерывной продувки; 4 - водоводяной теплообменник №1; 5 - пароводяной теплообменник №2; 6 - пароводяной теплообменник №3; 7 - водоводяной теплообменник №4; 8 - пароводяной теплообменник №5; 9 - водоводяной теплообменник №6; 10 - водоводяной теплообменник №7; 11 - пароводяной теплообменник №8; 12 - конденсатоотводчик; 13 - КТАН; 14 - водоструйный эжектор; 15 - деаэратор вакуумный; 16 - бак рабочей воды; 17 - регулятор температуры; 18 - котел водогрейный; 19 - редукционно-охладительная установка 20 - блок ХВО; 21 - деаэратор атмосферный. 7. Расчет тепловой схемы котельной 7.1 Расчет тепловой схемы паровой части котельной Таблица 8 Исходные данные для расчета паровой части котельной Величина Обозн. Разм. Способ определения Значение Давление технологического пара Pтех МПа Из расчета паропровода Технологическая нагрузка Dтех кг/с По заданию 16,67 Доля возвращаемого конденсата  % « » 60 Температура возвращаемого конденсата tтех 0С « » 70 Солесодержание котловой воды Sкв мг/кг « » 5000 Солесодержание химически очищенной воды Sх мг/кг Рекомендации из [5] 360 Энтальпии пара при давлениях: 1,4 МПа 0,732 МПа 0,15 МПа i”1.4 i”0,732 i”0,15 кДж/кг Табл. II [4] 2788,4 2764,76 2693,9 Энтальпии: технол. конденсата пит. воды (90 0С) воды после СНП исходной воды котловой воды iтех iпв i’0.15 iив i’1.4 кДж/кг То же 334,92 376,94 467,13 20,95 830,1 Энтальпия конденсата после паровых подогревателей iк кДж/кг Табл. I [4] для t = 800C 334,92 На принципиальной тепловой схеме производственно-отопительной котельной (рис. 4) представлена паровая часть, результаты расчета которой приводятся в таблице 9. Таблица 9 Расчет паровой части котельной Расчетная величина Обозн. Разм. Расчетная формула или способ определения Расчетный режим tно = -260С Расход технологического конденсата с производства Gтех кг/с Потери технологического конденсата Gптех кг/с 16,67-10,0=6,67 Потери пара в тепловой схеме Dпот кг/с 0,03∙16,67=0,50 Расход пара на собственные нужды Dсн кг/с 0,1∙16,67=1,667 Производительность котельной по пару после РОУ Dк0,732 кг/с 16,67+0,50+1,667= =18,837 Сумма потерь пара и конденсата Gпот кг/с 6,67+0,50=7,17 Доля потерь теплоносителя Пх Процент продувки Pп % ∙100% Расход питательной воды на РОУ GРОУ кг/с Производительность по пару Р = 1,4 МПа Dк1.4 кг/с 18,837-0,185=18,652 Расход продувочной воды Gпр кг/с Расход пара из сепаратора продувки Dc0.15 кг/с Расход воды из сепаратора продувки GСНП кг/с 0,526-0,086=0,44 Расход воды из деаэратора питательной воды Gд кг/с 18,837+0,526=19,362 Расход выпара из деаэратора питательной воды Dвып кг/с 0,002∙19,362=0,039 Суммарные потери сетевой воды, пара и конденсата Gпот кг/с 6,67+0,50+0,44+0,039= 7,649 Расход химобработанной воды Gхво кг/с 7,649 Расход исходной воды Gисх кг/с 1,15∙7,649=8,796 Энтальпия конденсата после охладителя продувочной воды (Т№1) i’к кДж/кг Табл. II [4] для tк = 450C 188,55 Энтальпия исходной воды после охладителя продувочной воды (Т№1) i12 0С Энтальпия химочищенной воды на выходе из Т№3 i42 кДж/кг Табл. I [4] для t32 = 800C 334,92 Энтальпия воды на входе в охладитель деаэрированной воды (Т№3) i41 0С Расход пара на Т№2 D2 кг/с , t″КТАН=14,50С Расход пара на Т№3 D3 кг/с Энтальпия ХОВ после охладителя выпара питательного деаэратора i52 0С Расход пара на деаэратор питательной воды Dд кг/с Расчетный расход пара на собственные нужды Dснр кг/с + D3 0,85+0,159+0,316 = =1,325 Расчетная паропроизводительность Dкр0,732 кг/с 16,67+1,225+0,50 = = 18,495 Ошибка расчета  % Полученная погрешность меньше допустимой (2%) Выбор паровых котельных агрегатов будим производить из расчета обеспечения покрытия тепловой нагрузки.

Выбираю паровой котельный агрегат Е-35-14. Для покрытия нагрузки ставим два таких котла.

Его краткая характеристика: • номинальная паропроизводительность, кг/с: 9,72 • абсолютное давление пара, МПа: 1,4 • температура питательной воды, 0С: 100 7.2 Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной Таблица 10 Исходные данные для расчета водогрейной части котельной Наименование параметра tно=-26С tнхм=-8,6С tни=+5С tн=+8С летний Тепловая нагрузка на ГВС, МВт 52,375 33,521 Тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт 103,447 67,114 30,564 0 Температура в подающем трубопроводе, , С 150 113,3 85,16 Температура воды в обратном трубопроводе, , С 22,66 17,94 9,66 Таблица 11 Расчет водогрейной части котельной Наименование расчетного параметра Метод определения tно= -26С tнхм = -8,6С tни = +5С tн = +8С Производительность котельной, МВт 155,822 119,489 82,939 33,521 Расход тепла на собственные нужды, МВт Принимается до 3% от Q 4,675 3,585 2,488 1,006 Суммарная производительность котельной, МВт 160,497 123,074 85,427 34,527 Расход сетевой воды, кг/с 464,863 105,963 Расход на подпитку и потери в тепловой схеме воды, кг/с 9,297 2,183 Расход воды через котельные агрегаты, кг/с 478,810 109,143 Температура воды на выходе из котельного агрегата, 0C при t’к=700C=const 150 131,346 112,581 87,210 Расход воды на собственные нужды, кг/с, при t’к=700C=const 8,762 8,391 7,865 3,180 Расход воды на линии рециркуляции, кг/с 81,522 97,341 119,952 48,481 Расход воды на перемычке, кг/с 0,0 77,55 121,132 48,957 Расход исходной воды, кг/с , при 11,156 2,620 Расход греющей воды на теплообменник химочищенной воды Т№2, кг/с где t”хво=650С, t’хво=250С, t21=t”к, t22=700C 4,649 6,062 8,733 2,537 Температура исходной воды, °С По заданию 5 5 5 15 Температура греющей воды после теплообменника исходной воды Т№1 22,0 33,19 44,45 59,67 Расход выпара из деаэратора, кг/с 0,019 0,004 Расход греющей воды на деаэрацию, кг/с 0,581 0,758 1,092 0,634 Расход воды на собственные нужды, кг/с 5,230 6,820 9,825 3,171 Расход воды через котельный агрегат, кг/с 471,454 473,437 469,568 107,315 Относительная погрешность, % -1,56 -1,13 -1,9 -1,67 Полученная погрешность меньше допустимой (2%) Выбор водогрейных котельных агрегатов будим производить из расчета обеспечения покрытия нагрузки отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Выбираю три водогрейных котельных агрегата КВГМ-50 Краткая характеристика КВГМ-50: • номинальная теплопроизводительность, МВт: 58 • расчетный расход воды, кг/с: 172 • расчетные температуры, 0С: - на входе 70 - на выходе 150 • вид топлива: газ или мазут • поверхность нагрева, м2: 1468 8. Расчет контактного теплообменника с активной насадкой 8.1 Тепловой расчет КТАНа Таблица 12.Характеристика топлива, сжигаемого в котельных агрегатах CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 N2 CO2 Qнр &#61554;т % МДж/м3 кг/м3 85,8 4,1 1,3 1,1 0,2 7,1 0,4 42,30 0,736 Таблица 13 Тепловой расчет КТАНа Расчетная величина Обозн. Разм. Расчетная формула или способ определения Резуль-тат расчета Расход воды через КТАН GКТАН кг/с Gисх 8,796 Теоретический объем воздуха для сжигания газа м3/м3 2,78 Теоретический объем соединений RO2 в продуктах сгорания топлива м3/м3 1,017 Теоретический объем соединений R2 в продуктах сгорания топлива м3/м3 7,631 Теоретический объем водяных паров в продуктах сгорания топлива м3/м3 2,154 Коэффициент избытка воздуха &#61537; Принимается 1,15 Объем азота в продуктах сгорания м3/м3 8,630 Объем водяных паров в продуктах сгорания м3/м3 2,210 Объем кислорода в продуктах сгорания м3/м3 0,33 Массовый расход сухих газов Gсг кг/м3 11,315 Расход топлива на котел В кг/с 1,056 Температура дымовых газов на входе в КТАН t’г 0С Характеристика котла 130 Температура дымовых газов на выходе из КТАНа t”г 0С Принимается [3] 64 Падение энтальпии дымовых газов в КТАНе &#61508;I кДж/кг Приложение10 [2] 65 Температура воды на входе в КТАН t’в 0С Из расчета паровой части котельной 8,33 Температура воды на выходе из КТАНа t”в 0С 14,76 Скорость газов wг м/с Принимается [2] 7 Скорость воды в трубках wв м/с Принимается [2] 1,5 Коэффициент А1 Пункт 4.3 [2], так как б<1,3 100 Коэффициент теплоотдачи со стороны дымовых газов &#61537;1 546,65 Толщина стенки трубок насадки &#61540; м Пункт 4.3 [2] 0,002 Внутренний диаметр трубок насадки dвн м « » 0,018 Средняя температура воды в насадке tcp 0С 11,55 Коэффициент А2 1187,43 Коэффициент теплоотдачи со стороны воды &#61537;2 5069,16 Коэффициент теплопроводности материала трубок насадки &#61548; Справочник 55 Коэффициент теплопередачи k 455,90 Среднелогарифмический температурный напор &#61508;tср 0С 82,52 Площадь насадки F м2 5,6 Количество трубок n шт. 18 Общая длина трубок lобщ м 81,07 Длина одной трубки l м 4,5 Количество секций в змеевике z шт. Принимается 4 Длина одной секции l’ м 0,99 Высота насадки h м 0,396 Средняя температура газов tсрг °С 97 Проходное сечение для газов Fк м2 2,31 Расстояние между трубками &#61561; м 0,354 Шаг труб a м 0,376 Ширина насадки b м 7,144 Расход орошающей воды Gор м3/ч 30,54 8.2 Гидравлический расчет КТАНа Таблица 14 Гидравлический расчет КТАНа Расчетная величина Обозн. Разм. Расчетная формула или способ определения Резуль-тат расчета Местные потери давления на входе из подводящей трубы в коллектор кПа 0,254 Местные потери давления на входе из коллектора в трубки пакета кПа 0,135 Местные потери давления при повороте потока на 180° в трубках кПа 0,451 Местные потери давления на выходе из трубок пакета в коллектор кПа 1,015 Местные потери давления на выходе из коллектора в отводящую трубу кПа 0,154 Линейные потери давления на трение в трубках пакета кПа 68,24 Общее гидравлическое сопротивление КТАН H кПа 70,249 9. Выбор оборудования тепловой схемы котельной Для удаления агрессивных газов и деаэрации воды устанавливаем два деаэратора: В паровой части котельной: Деаэратор атмосферный ДА-100/25 - расход воды 100 т/ч; - рабочее давление 1,2 кгс/см2. В водогрейной части котельной: Вакуумный деаэратор ДВ – 25 - расход воды 25 т/ч; - рабочее давление 0,3 кгс/см2. Комплектуется охладителем ОВВ-8. Таблица 15 Расчет теплообменного оборудования (производственная часть) Расчетная величина Обоз. Размерн.

Расчетная формула или метод опре-деления Номер теплообменного аппарата Паровая (производственная) часть 1 2 3 4 5 Тепловая нагрузка Q кВт 80,9 259,67 516,21 686,3 67,84 Наибольшая разность температур теплоносителей &#61508;tБ 0С 110,7 155,34 141,89 54,5 21 Наименьшая разность температур теплоносителей &#61508;tМ 0С 35,6 44 21,4 10 19,4 Среднелога-рифмический температурный напор &#61508;t 0С 64,35 87,21 64,57 26,64 20,1 Коэффициент теплопередачи k По [7] 800 1500 800 Поверхность теплообмена F м2 1,57 2,95 5,74 33,8 4,56 Выбираю следующие теплообменные аппараты: Т№1: Водо-водяной 07 ОСТ 34-588-68 7-114х2000 ПВ-z-07 Площадь поверхности нагрева: 1,76 м2 Число трубок: 12 Т№2: Пароводяной ПП2-4-2-II Площадь поверхности нагрева: 4,07 м2; Число трубок: 19 Т№3: Пароводяной ПП2-6-2-II Площадь поверхности нагрева: 6,08 м2; Число трубок: 68 Т№4: Водо-водяной 18 ОСТ 34-588-68 18-377х4000 ПВ-z-18 Площадь поверхности нагрева: 40,1 м2 Число трубок: 283 Т№5: Водо-водяной 11 ОСТ 34-588-68 11-219х2000 ПВ-z-11 Площадь поверхности нагрева: 5,89 м2 Число трубок: 37 Таблица 16 Расчет теплообменного оборудования (отопительная часть) Расчетная величина Обоз. Размерн.

Расчетная формула или метод опре-деления Номер теплообменного аппарата Водогрейная (отопительная) часть 6 7 8 Тепловая нагрузка Q кВт 579,54 965,77 27,54 Наибольшая разность температур теплоносителей &#61508;tБ 0С 65 85 5 Наименьшая разность температур теплоносителей &#61508;tМ 0С 4 46 4,05 Среднелога-рифмический температурный напор &#61508;t 0С 19,81 62,96 4,65 Коэффициент теплопередачи k По [7] 800 Поверхность теплообмена F м2 37,2 19,2 7,87 Выбираю следующие теплообменные аппараты: Т№6: Водо-водяной 18 ОСТ 34-588-68 18-377х4000 ПВ-z-18 Площадь поверхности нагрева: 40,1 м2 Число трубок: 283 Т№7 Водо-водяной 17 ОСТ 34-588-68 17-377х2000 ПВ-z-17 Площадь поверхности нагрева: 19,8 м2 Число трубок: 212 Т№8 Водо-водяной 13 ОСТ 34-588-68 13-273х2000 ПВ-z-17 Площадь поверхности нагрева: 10,0 м2 Число трубок: 64 Заключение В результате расчета данного проекта мы рассчитали сезонную и круглогодичную тепловую нагрузку котельной, а также рассчитали расходы воды на отопление и вентиляцию (см. рис 1,2). Выполнили гидравлический и тепловой расчет паропровода и получили следующие данные: • требуемое давление пара у источника (Pк = 0,729 МПа) для обеспечения потребителям заданного давления Раб = 0,70 МПа. • потери тепла через изоляцию на трех участках (см. табл. 7) Разработали принципиальную тепловую схему котельной (см. рис. 4). Прозводственно-отопительная котельная была разбита на две части производственную и отопительную.

По результатам расчета паровой части котельной для обеспечения требуемой технологической нагрузки были выбраны два паровых котельных агрегата Е-35-14 Водогрейная часть котельной была рассчитана на четыре режима работы в зависимости от температуры наружного воздуха.

Для обеспечения отопительной нагрузки были выбраны три водогрейных котла марки КВГМ-50. Проведен тепловой и гидравлический расчет КТАНа. Выбрано теплообменное оборудование для котельной.

Приведена развернутая тепловая схема производственно-отопительной котельной на листе формата А1.