Реконструкция схемы внутристанционных коллекторов теплосети

Аннотация

Пояснительная записка содержит 90 страниц, в том числе 8 рисунков, 35 таблиц, 21 источник. Графическая часть выполнена на 7 листах формата А1.

В данном проекте рассматриваются основные вопросы, связанные с расчетом и проектированием новой трассы внутристанционных коллекторов на территории Орской ТЭЦ-1. В проекте приведены основные теоретические сведения, необходимые для расчета. Производится тепловой, гидравлический расчет, определен диаметр трубопроводов трассы, выбор изоляционного слоя.

Рассмотрен узел деаэрации для подпитки теплосети. Произведен выбор деаэраторов и расчет эжекторов к ним. Осуществлен выбор теплообменного аппарата, тепловой расчет охладителя выпара, выполненного из собственных материалов ОТЭЦ-1.

В электрической части произведен выбор насосов для системы подпитки и кабелей к ним.

Положительный результат проекта показывает технико-экономический расчет.

Монтаж новых трубопроводов необходимого диаметра обеспечивает надежную и качественную работу системы, возможность снизить тепловые и гидравлические потери, срок службы трассы до первой технической диагностики составляет 30 лет.

Содержание

Введение

1 Характеристика объекта проектирования

1.1 Сведения о предприятии

1.2 Описание технологического процесса предприятия

1.3 Характеристика системы энергообеспечения предприятия

1.4 Характеристика объекта проектирования

1.5 Постановка задачи проектирования

1.6 Назначение, перечень основных узлов и принцип работы

оборудования

2 Проектирование системы внутристанционных коллекторов

2.1 Гидравлический расчет тепловой сети

2.2 Тепловой расчет теплосети

3 Тепловой расчет проектируемой схемы

теплосети

4 Гидравлический расчет теплосети

4.1 Гидравлический расчет трубопроводов теплосети

4.2 Проектируемая схема теплоснабжения

5 Реконструкция деаэрационной установки

5.1 Деаэрационная установка ДСА-300

5.2 Деаэратор АВАКС

5.2.1 Устройство и принцип работы

5.2.2 Проектирование схемы

5.2.3 Расчет теплообменного аппарата

5.3 Охладитель выпара

5.4 Водоструйные эжекторы

6 Электрическая часть установки насосов

7 Установка частотно-регулируемых приводов на сетевые насосы

7.1 Исходные данные

7.2 Назначение системы

7.3 Конструкция и принцип действия

8 Безопасность жизнедеятельности

8.1 Меры безопасности при эксплуатации тепловых сетей

8.2 Меры безопасности при эксплуатации теплового оборудования

8.3 Меры безопасности при гидравлическом испытании тепловой сети

8.4 Потенциально опасные и вредные производственные факторы

8.5 Воздействие опасных и вредных производственных факторов

8.6 Защита от опасных и вредных производственных факторов

8.7 Расчет общего искусственного освещения

9 Технико- экономическое обоснование

9.1 Определение суммы капитальных вложений деаэрационную

установку

9.2 Расчет стоимости электроэнергии и теплоэнергии

9.3 Рентабельность и прибыль проекта

9.4 Эффективность и срок окупаемости проекта

9.5 Технико- экономический расчет при проектировании системы теплоснабжения

Заключение

Список использованных источников

Введение

Система теплоснабжения представляет собой совокупность трубопроводов, установок и устройств для производства, распределения и использования тепловой энергии, гидравлически связанных между собой подающими и обратными трубопроводами сетевой воды.

Надежность работы тепловых сетей и экономичность передачи тепла -- основные вопросы транспортирования тепла. Тепловые сети -- сооружения дорогие и металлоемкие; при рациональном выполнении тепловых сетей можно сэконо-мить много средств и металла. Первоочередной задачей проектирования тепловых сетей яв-ляется выбор трассы. При решении этого вопроса необходимо стремиться прежде всего к обеспечению надежной и бесперебой-ной работы сетей, их минимальной протяженности, минималь-ного объема строительно-монтажных работ, удобства производ-ства этих работ .

С ростом города и промышленности растет и теплопотребление. Основной предпосылкой рациональной прокладки трубопроводов является проложение трубопроводов с учетом возможности дальнейшего их расширения.

Долговечность тепловых сетей обеспечивается отсутствием коррозии с внешней и внутренней стороны труб. Соблюдение этих условий достигается не только правильным проектированием и выполнением сооруже-ния, но также надлежащей эксплуатацией, поддерживанием соответствующих режимов, организацией контроля и профи-лактических мероприятий.

Внешняя коррозия труб предотвращается высококачествен-ной термоизоляцией.

В защите от внутренней коррозии прежде всего следует заботиться об удалении кислорода из подпиточной воды. Содержание кислорода в воде не должно превышать 0,1 мг/л. Наличие кислорода ведет к быстрому разрушению системы. Удаление кислорода из воды осуществляется при помощи термических деаэраторов и новых вихревых деаэраторов АВАКС, работающих при температуре 60-80 ⁰С, оптимальной с точки зрения затрат на поддержание вакуума и температурного режима теплосети.

В процессе эксплуатации необходимо стремиться к достиже-нию высоких экономических показателей теплоснабжения: к со-кращению расхода топлива при выработке тепла, к уменьшению теплопотерь и расхода энергии на передачу тепла потреби-телям.

Расходы энергии на перекачку связаны с удель-ными расходами теплоносителя и расчетными параметрами сети. Чем меньше удельные потери давления в трубах, тем меньше расход энергии на перекачку. Чтобы обеспечить большую точность измерений, определение гидравлических по-терь производят при возможно максимальных расходах теплоно-сителей.

В водяных системах теплоснабжения основное теплофикационное оборудование ТЭЦ состоит из пароводяных подогревателей, сетевых насосов, установок для подготовки подпиточной воды, включающих водоподготовку, деаэрационные устройства, аккумуляторы горячей воды и подпиточные насосы. В совокупности это оборудование носит название подогревательной установки.

Пароводяной подогреватель - основной элемент подогревательной установки - представляет собой поверхностный рекуперативный аппарат кожухотрубчатого типа. Он предназначен для подогрева сетевой воды, необходимой для нужд отопления и горячего водоснабжения, за счёт использования теплоты пара низкого давления, поступающего из отбора турбины.

В связи с истощением топливных ресурсов и ростом цен на них возникает проблема экономичного использования топлива. Эта проблема частично решается за счёт применения современного, более совершенного оборудования. В частности, при замене кожухотрубчатых подогревателей сетевой воды на пластинчатые, сокращается потребление пара подогревательной установкой, а, следовательно, снижается расход топлива на производство пара при одинаковых значениях его параметров.

Пластинчатый теплообменный аппарат - это аппарат поверхностного типа, теплопередающая поверхность которого образована из тонких штампованных гофрированных пластин.

Пластинчатые теплообменные аппараты обладают рядом преимуществ по сравнению с кожухотрубчатыми. Это:

1) компактность;

2) меньшие затраты на монтаж оборудования;

3) манёвренность;

4) стойкость к циклическим нагрузкам, вибрации;

5) визуальный контроль состояния теплообменной поверхности;

6) минимальные потери тепла в окружающую среду;

7) малая скорость возникновения отложений, возможность восстановления поверхности, механической очистки.

Необходимо также неуклонно повышать производительность труда путем внедрения новой техники, передовых методов труда, изучать новые конструкции изоляции, рационализации и изобрета-тельства. Внедрение нового- это культура теплоэнергетики. Без культуры нет прогресса и будущего теплоэнергетики.

1 Характеристика объекта проектирования

1.1 Сведения о предприятии

Орская ТЭЦ-1 введена в эксплуатацию 19 ноября 1938 года, это одно из важнейших предприятий в жизнеобеспечении города. Вся вырабатываемая ТЭЦ-1 тепловая и электрическая энергия направляется на удовлетворение потребностей в электроснабжении, отоплении и горячем водоснабжении г.Орска, покрытии паровых нагрузок промышленных предприятий правобережной части города. В настоящее время установленная мощность составляет:

- электрическая- 245 МВт;

- тепловая- 1349 Гкал/час.

На ТЭЦ-1 установлено пять энергетических котлов, четыре турбогенератора и четыре водогрейных котла.

Основным видом топлива для энергетических и водогрейного котлов является природный газ. Резервным топливом энергетических и водогрейных котлов служит мазут.Потребителями тепловой энергии в паре являются крупнейшие предприятия города - ОНОС, ЮУМЗ, ОФБТ “Ника”, ЗЖБИ, ЗАО “Городская промышленная компания”, в горячей воде - ОПТС, ЮУМЗ, ОТУ, Орский машиностроительный завод, ОЗЛМК, ОНХМ-2.

Водоснабжение станции осуществляется от береговой насосной, расположенной на реке Урал. Техническая вода, необходимая для технологических нужд станции, подается насосами по двум промышленным водоводам диаметром 700 мм.

1.2 Описание технологического процесса предприятия

Целью технологического процесса ТЭЦ является производство перегретого пара, горячей воды и электроэнергии.

Основой процесса является сгорание топлива с превращением химически связанной энергии в тепловую. В котле вода нагревается до температуры кипения, испаряется и превращается в пар, который затем перегревается. Перегретый пар с T=550-560^оС и Р=140 ата из котла по трубопроводам подается в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую валу турбины и соединенному с ней ротору генератора. После прохождения турбины пар конденсируется и собирается в конденсаторе, из которого откачивается конденсатным насосом (КЭН) и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он подогревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота, для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной водой, питательным насосом (ПЭН) прокачивается через подогреватели высокого давления (ПВД) и подается в котел. Такой способ означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

1.3 Характеристики системы энергообеспечения предприятия

Начальной точкой теплоснабжения ТЭЦ является ее котлотурбинный цех, из которого горячая вода для теплоснабжения поступает на теплопункты, в которых установлены коммерческие узлы учета, в том числе и для собственных нужд. После теплопунктов горячая вода идет на теплоснабжение производственных и административных зданий предприятия. Трубопровод, подающий горячую воду, называется прямым, а трубопровод, по которому вода возвращается обратно в котлотурбинный цех, называется обратным.

Из обратного трубопровода коллекторных сетевая вода поступает в бойлеры через конденсационные насосы. В бойлерах сетевая вода нагревается питательной водой из отборов турбин. Из бойлеров сетевая вода через насосы поступает в подающий трубопровод коллекторных. Из коллекторов питательной воды вода попадает в котлы, затем в турбины. С турбин- отборы на производство (на другие предприятия, на бойлеры, на мазутное хозяйство, чтобы подогревать мазут, на подогреватели душевой). С конденсатора отработанный пар турбины поступает в деаэраторы, где освобождается от кислорода, далее насосами прокачивается в котлы.

1.4 Характеристика объекта проектирования

Объектом проектирования являются внутристанционные коллекторы, подающие сетевую воду на теплопункты от бойлерных установок турбин №9, 10, 11 и водогрейных котлов №3 и №4.

Температурный график 150/70 ⁰С.

Прокладка трубопроводов наземная на высоких и низких опорах, частично подземная в непроходных каналах. Тепловая изоляция трубопроводов выполнена минеральной ватой с покрытием асбоцементной штукатуркой по металлической сетке, а при воздушной прокладке с металлическим кожухом.

Компенсация температурных удлинений осуществляется «П» - образными компенсаторами и за счет углов поворота трассы.

Срок эксплуатации трубопроводов тепловой сети более 35 лет.

Подпитка теплосети осуществляется с ХВО-3. Химически очищенная вода подается на деаэраторы ДСА-300 производительностью 300 т/ч. Насосами НПТС №5 и №6 подается в обратный коллектор сетевой воды.

1.5 Постановка задачи проектирования

Основной задачей является реконструкция существующей схемы теплоснабжения. Схема выполнена с использованием трубопровода диаметром 530, 630, 920 и 1020 мм, смонтированных более 35 лет назад.

В настоящее время существующая схема теплоснабжения устарела, из-за возможного увеличения расхода теплоносителя на 30% диаметр трубопровода меньше требуемого значения, что приводит к большим гидравлическим потерям, особенно в смешивающем коллекторе Ду 530. С применением новой изоляции снижаем тепловые потери. При замене труб приходим к сокращению затрат на ремонт трассы и техническую диагностику тепловой сети.

В связи с выше перечисленными недостатками возникла необходимость модернизации или постройки новой магистрали. В данном проекте рассматривается вариант монтажа новой схемы теплоснабжения, установка узла деаэрации, выбор вспомогательного оборудования.

1.6 Назначение, перечень основных узлов и принцип работы оборудования

Основные характеристики водогрейных котлов представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристики водогрейных котлов

Тип оборудования	Мощность, Гкал/ч	Давление, МПа	Год ввода
ПТВМ-180	180	2,5	1972
ПТВМ-180	180	2,5	1977
ПТВМ-180	180	2,5	1979
КВГМ-180	180	2,5	1982

Водогрейный котел типа ПТВМ - 180 ст. № 3, прямоточный, башенного типа, теплопроизводительностью 180 Гкал/час находится в эксплуатации с 1979 года. Котел работает только в основном режиме, на газообразном топливе. Котел оборудован 20 газомазутными горелками, расположенными в 2 яруса по 10 горелок на каждой из боковых стен. Теплопроизводительность котла регулируется изменением количества работающих горелок при постоянном расходе сетевой воды на котел. Рециркуляция дымовых газов отсутствует.

Водогрейный котел типа КВГМ -180 - 150 -2 ст. № 4 - прямоточный, Т-образной сомкнутой компоновки, газомазутный, в эксплуатации находится с 1982 года. Котел работает только в основном режиме и на газовом топливе. Котел оборудован 6 вихревыми газомазутными горелками, расположенными симметрично на боковых стенах треугольником с вершиной вверх. Теплопроизводительность котла регулируется изменением подачи газа и воздуха на горелки.

Таблица 2- Бойлерные установки ОТЭЦ-1

Группа	Коли-чество	Тип теплофикационной установки	Пропуск-ная способно-сть т/ч.	Темпера-тура нагрева?С	Тепловая мощность Гкал/час
ОБ-1-9	1	ПСВ-500-3-23	1150	70-120	57,5
ОБ-2-9	1	ПСВ-500-3-23	1150	70-120	57,5
ПБ-1-9	1	ПСВ-500-14-23	1800	105-150	81
ОБ-1-10	1	ПСВ-500-3-23	1150	70-120	57,5
ОБ-2-10	1	ПСВ-500-3-23	1150	70-120	57,5
ПБ-3-10	1	ПСВ-500-14-23	1800	105-150	81
ОБ-1-11	1	ПСВ-500-3-23	1150	70-120	57,5
ОБ-2-11	1	ПСВ-500-3-23	1150	70-120	57,5
ПБ-1-11	1	ПСВ-500-14-23	1800	105-150	81

По характеру тепловой нагрузки подогреватели подразделяются на основные и пиковые. Пар на основной бойлер поступает из отбора турбины с давлением 1,2 ата, а на пиковый бойлер - с давлением 10-16 ата.

Каждый подогреватель представляет собой пароводяной вертикальный теплообменный аппарат с цельносварным корпусом. Трубный пучок состоит из прямых трубок диаметром 19 мм, выполненными из латуни марки Л-68, развальцованных с обеих сторон в трубных досках.. Для жёсткости и прочности трубная система заключена в стальной каркас с перегородками. Перегородки направляют поток пара для лучшего омывания трубного пучка и являются промежуточными опорами для труб, предотвращая их вибрации. В месте выхода струи греющего пара на трубный пучок устанавливается пароотбойный лист для защиты трубок от динамического удара потока пара и распределения пара в межтрубном пространстве. Для получения больших скоростей воды подогреватели выполнены двухходовыми. Ходы образуются перегородкой в нижней камере. Перегородка делит трубный пучок на две части по числу ходов.

Сетевая вода через входной патрубок подаётся в одну из половин верхней водяной камеры, проходит половину трубок и поступает в нижнюю часть. По другой половине трубок вода поднимается вверх во вторую половину верхней водяной камеры, откуда через патрубок отвода сетевой воды поступает в сборный коллектор горячей воды. По ходу своего движения вода нагревается паром. Пар в свою очередь конденсируется и отводится через отверстие в днище.

Для продувки парового пространства для удаления воздуха в нижней части корпуса имеются дренажные отверстия.

Сетевые насосы типа № 8, № 9 предназначены для обеспечения необходимого давления сетевой воды на всасе сетевых насосов № 21, № 22, которые в свою очередь установлены после сетевых подогревателей и обеспечивают циркуляцию сетевой воды в системе теплоснабжения.

Таблица 3- Технические характеристики сетевых насосов типа КРНА-400/700/64М бойлерной установки турбины № 9.

Параметр	Значение
Тип насоса	Двухступенчатый, центробежный, с односторонним всасом
Производительность, м3/ч	1000
Напор, м вод. ст.	482
Подпор, мм вод.ст.	2
Число оборотов, об./мин.	1450
Мощность электродвигателя, кВт	570

Таблица 4. Технические характеристики сетевых насосов типа 10НМКх2 бойлерной установки турбины № 9.

Параметр	Значение
Тип насоса	Одноступенчатый, центробежный
Производительность, м3/ч	1250
Напор, м вод. ст.	140
Число оборотов, об./мин.	1500
Мощность электродвигателя, кВт	710

2 Проектирование системы внутристанционных коллекторов

2.1 Гидравлический расчет тепловой сети

Задачи гидравлического расчета.

Гидравлический расчет являет-ся одним из важнейших разделов проектирования и эксплуатации тепловой сети.

В задачу гидравлического рас-чета входит:

а) определение диаметров тру-бопроводов;

б) определение падения давле-ния (напора).

Результаты гидравлического расчета дают исходный материал для определения капиталовложе-ний, расхода металла (труб) и ос-новного объема работ по сооруже-нию тепловой сети;

Для проведения гидравлическо-го расчета должны быть заданы схема тепловой сети, указаны размещение станции и по-требителей и расчетные нагрузки.

Порядок гидравлического расчета.

При гидравлическом расчете трубопроводов обычно задан рас-ход теплоносителя. Тре-буется определить диаметр трубо-провода.

2.2 Тепловой расчет теплосети

Расчет теплопотерь позволяет правильно подойти к выбору тепловой изоляции, определить температуру и теплосодержание теплоносителя у потребителей. При неправильном выборе изо-ляции тепловые потери могут оказаться недопустимо большими и значительно увеличивающими стоимость транспортирования тепла.

Основными требованиями, предъявляемыми к тепловым материалам и конструкциям, являются:

а) низкий объемный вес (не превышающий 600 кг/м³) в сочетании с низким коэффициентом теплопроводности (до 0,1 ккал/м ч °С);

б) достаточная механическая прочность;

в) температуроустойчивость;

г) низкое водопоглощение;

д) малая гигроскопичность.

При выборе теплоизоляционных материалов и конструкций отдают предпочтение материалам малодефицитным, экономичным, надежным в эксплуатации.

Все теплоизоляционные конструкции, как правило, состоят из основного изоляционного слоя, крепежных элементов, покровного (защитного) и отделочного слоя. Покровный слой придает изоляции правильную форму, защищает ее от внешних механических повреждений и атмосферных осадков.

В качестве защитного покрытия применяют оцинкованную сталь или алюминиевые листы толщиной 0,7-1 мм.

3 Тепловой расчет проектируемой схемы теплосети

В качестве тепловой изоляции используем минераловатные маты марки 150. Толщина теплоизоляционной конструкции 100мм.

Общая формула для определения теплопотерь теплопроводом, ?Q, ккал/ч, имеет следующий вид:

, (3.1)

где t₁- средняя температура теплоносителя, град.;

t₀- температура окружающей среды, град.;

?R- сумма термических сопротивлений на пути потока тепла от теплоносителя до окружающей среды, м час град/ккал;

l - длина теплопровода, м;

?- коэффициент, учитывающий дополнительные потери тепла неизолированными частями, арматурой и фа-сонными частями в долях от потерь труб.

Следует различать граничные, или поверхностные, терми-ческие сопротивления, возникающие на поверхности твердого тела, соприкасающейся с воздухом, и внутренние термические сопротивления, возникающие внут-ри твердого тела.

Граничные термические сопротивления R_п, м*час*град/ккал, определяются по формуле:

, (3.2)

где ?- коэффициент теплоотдачи от твердой поверхности к

воздуху, ккал/м² час град;

г_п -- радиус поверхности, м.

Внутренние термические сопротивления, R_в, м*час*град/ккал, определяются по формуле:

, (3.3)

где ?- коэффициент теплопроводности изоляции, ккал/м час град; при изолировании минераловатными матами принимается

?=0,08 Вт/м °С.

r_н и r_в- наружный и внутренний радиусы твердого тела, м.

Ввиду относительно малых значений термических сопротив-лений стенки металлической трубы и пограничного сопротивле-ния на внутренней поверхности теплопровода указанными сопротивлениями в практических расчетах можно пренебречь.

Потери тепла при надземных прокладках для трубы с однослойной изоляцией согласно указанно-му определятся так:

, (3.4)

где ?- коэффициент теплоотдачи для воздуха, ккал/м²*час*град, определяемый по следующей приближенной формуле:

,(3.5)

где t_п--температура поверхности изоляции, определяемая по формуле:

(3.6)

w -- скорость воздуха около изоляции в м/сек.

Бойлерная установка т.а.9 -общий коллектор

Задаваясь температурой поверхности изоляции 50⁰С,находим ?:

ккал/м² ч град.

Потери тепла теплопроводом:

ккал/час.

Проверим температуру поверхности изоляции по формуле:

⁰С.

м час град/ккал.

м час град/ккал.

Пересчитаем значение ?:

Тогда

ккал/час.

Расчет остальных участков трубопроводов аналогичен. Результаты сведены в таблицу 5:

Таблица 5- Тепловые потери участков трубопроводов

Участок трубопровода	?Q, ккал/час	tп,0С	?, ккал/м2*час*град	?Q, ккал/час
т.а.9 -общий коллектр	60163	24,23	17,45	60025
т.а.10-общий коллектр	45523	24,23	17,45	45411
т.а.11 -общий коллектор	136123	24,29	17,46	135824
Перемычка т.а.9-ТП-2	4653	24,23	17,45	4641
Перемычка т.а.10-ТП-2	1283	24,23	17,45	1280
Перемычка т.а.11-ТП-2	3216	24,29	17,46	3208
Задвижки С1 и С2-ТП1	105100	24,21	17,45	104874
Задвижки 123,122-ТП2	186451	24,13	17,45	186014
Задвижки 124 и 125- ТП3	111229	24,08	17,45	111133
Перемычки между ТП1 и ТП2	94643	24,08	17,45	94561
Перемычка между ТП1 и ТП3	208071	24,21	17,45	207621
Задвижки III-СП-15 и III-СП-14 до ВК №3 и №4	98828	24,23	17,45	98585

Потери теплоты в проектируемой схеме за максимально холодные сутки -31⁰С равны 1053,2* 10³ ккал/час.

4 Гидравлический расчет теплосети

По данным таблиц отпуска тепла на каждого потребителя составляем таблицу расходов и теплоты горячей воды на три теплопункта. По годовым графикам потребления вычисляем максимальный расход горячей воды в месяц.

Для ТП- 1 G_макс=2780408 тн/мес=3737,1 тн/час.

Для ТП-2 G_макс = 857077 тн/мес = 1152тн/час.

Для ТП-3 G_макс =1811849 тн/мес=2435,3 тн/час.

4.1 Гидравлический расчёт существующих трубопроводов теплосети

Исходные данные для гидравлического расчёта трубопроводов представлены в таблице 7.

Бойлерная установка т.а.9 -общий коллектор:

Линейное падение давления в трубопроводе сетевой воды , Па:

Таблица 7 - Характеристика существующих трубопроводов

Тип трубопровода	Диаметр трубопровода, м	Длина трубопровода, м	Плотность воды,	Расход воды, т/ч
		прямого	обратного
Бойлерная установка т.а.9 -общий коллектор	0,630	150	159	968,6	2350
Бойлерная установка т.а.10 -общий коллектор	0,630	113,5	116,5	968,6	2350
Бойлерная установка т.а.11 -общий коллектор	0,630	381	345	968,6	2250
Перемычка т.а.9-ТП-2 (I-C-18- I-C-23)	0,630	11,6	5,1	968,6	2350
Перемычка т.а.10-ТП-2 (II-C-18- II-C-23)	0,630	3,2	3,5	968,6	2350
Перемычка т.а.11-ТП-2 (III-C-18- III-C-23)	0,630	9	7,7	968,6	2250
Задвижки С1 и С2 -ТП1	1,020 0,920	189,5 8	189,5 8	974,9	3737,1
Задвижки 123 и 122- ТП2	0,920	419,1	419,1	958,3	1152
Задвижки 124 и 125- ТП3	1,020	228	231,1	965,3	2435,3
Перемычки между ТП1 и ТП2	0,530 0,630	194 192	194 192	974,9	3737,1
Перемычки между ТП1 и ТП3	0,530	391	974,9	3737,1
Задвижки III-СП-15 и III-СП-14 до ВК №3 и №4	0,820	246,4	146,4	965,3	1950

,(4.1)

где - удельное падение давления, Па/м;

(4.2)

- коэффициент, зависящий от абсолютной шероховатости трубопровода, принимаемый по таблице;

, /2, с.191/|

Местное падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды , Па:

, (4.3)

где - эквивалентная длина местных сопротивлений, м.

,(4.4)

где - коэффициент, зависящий от абсолютной шероховатости трубопровода;

, /2, с.191/

- сумма коэффициентов местных сопротивлений арматуры и фасонных частей.

Местные сопротивления:

, /2, с.444 /

.

.

Общее падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды , Па:

(4.5)

Потеря напора сетевой воды в трубопроводах подвода сетевой воды , м:

(4.6)

Трубопровод отвода воды:

Удельное падение давления определяется по формуле (4.2):

Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (4.1):

Местные сопротивления :

Местное падение давления определяется по формуле (4.3):

Общее падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (4.5):

Па

Потеря напора сетевой воды в трубопроводах отвода сетевой воды определяется по формуле (4.6):

Общее падение давления в трубопроводах:

Потери напора в трубопроводах:

Расчет остальных участков трубопроводов аналогичен. Результаты сведены в таблице 8:

Общее падение давления в коллекторах теплосети:

Потери напора в трубопроводах теплосети:

4.2 Гидравлический расчет проектируемой схемы теплоснабжения

С учетом коэффициента развития города на 30% увеличивается расход теплоносителя по теплопунктам:

Для ТП- 1 G_макс=4858,23 тн/час.

Для ТП-2 G_макс = 1497,6тн/час.

Для ТП-3 G_макс =3165,9 тн/час.

Диаметр трубопроводов определяется по формуле:

, (4.7)

где d- диаметр трубы сетевой воды, м;

h- потеря давления на 1 м длины трубы, зависит от расхода воды, определяемая по номограмме для гидравлического расчета трубопроводов, мм. вод. ст.;

?- удельный вес теплоносителя, кг/м³.

Бойлерная установка т.а.9 -общий коллектор:

м

Расчет диаметров других участков трубопроводов приведен в таблице 9.

Бойлерная установка т.а.9 -общий коллектор:

Линейное падение давления в трубопроводе сетевой воды , Па:

,

где - удельное падение давления, Па/м;

,

- коэффициент, зависящий от абсолютной шероховатости трубопровода, принимаемый по таблице;

.

.

Местное падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды , Па:

,

где - эквивалентная длина местных сопротивлений, м.

;

где - коэффициент, зависящий от абсолютной шероховатости трубопровода;

;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений арматуры и фасонных частей.

Таблица 9- Проектируемые диаметры трубопроводов

Тип трубопровода	Диаметр трубопровода, м	Длина трубопровода, м	Плотность воды, кг/м3	Расход воды, т/ч
	расчетный	принятый	прямой	обратный
Бойлерная установка т.а.9 -общий коллектор	0,764	0,800	150	159	968,6	2350
Бойлерная установка т.а.10 -общий коллектор	0,764	0,800	113,5	116,5	968,6	2350
Бойлерная установка т.а.11 -общий коллектор	0,741	0,700	381	345	968,6	2250
Перемычка т.а.9-ТП-2 (I-C-18- I-C-23)	0,764	0,800	11,6	5,1	968,6	2350
Перемычка т.а.10-ТП-2 (II-C-18- II-C-23)	0,764	0,800	3,2	3,5	968,6	2350
Перемычка т.а.11-ТП-2 (III-C-18- III-C-23)	0,741	0,700	9	7,7	968,6	2250
Задвижки С1 и С2 -ТП1	1,101	1,100	197,5	197,5	974,9	4858,23
Задвижки 123 и 122- ТП2	0,615	0,898	419,1	419,1	958,3	1497,6
Задвижки 124 и 125- ТП3	0,891	1,000	228	231,1	965,3	3165,9
Перемычки между ТП1 и ТП2	1,101	1,000	194 192	194 192	974,9	4858,23
Перемычка между ТП1 и ТП3	1,101	1,100	391	974,9	4858,23
Задвижки III-СП-15 и III-СП-14 до ВК№3, №4	0,697	0,820	246,4	146,4	965,3	1950

Местные сопротивления:

Общее падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды , Па:

Потеря напора сетевой воды в трубопроводах подвода сетевой воды , м:

Трубопровод отвода воды:

Удельное падение давления определяется по формуле:

Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле:

Местные сопротивления :

Местное падение давления определяется по формуле:

Общее падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле:

Па

Потеря напора сетевой воды в трубопроводах отвода сетевой воды определяется по формуле:

Общее падение давления в трубопроводах:

Потери напора в трубопроводах:

Расчет остальных участков трубопроводов аналогичен. Результаты сведены в таблице 10.

Общее падение давления в коллекторах теплосети:

Потери напора в трубопроводах теплосети:

.

5 Реконструкция деаэрационной установки

5.1 Деаэрационная установка ДСА-300

Для восполнения потерь сетевой воды в теплосети включена система подпитки, состоящая из деаэраторов типа ДСА-300, производительностью 300 т/ч, насосов подпитки №5 и №6, включенных параллельно, системы задвижек и трубопроводов, гидравлически связывающих систему теплоснабжения. Пар на деаэрацию поступает из теплофикационного отбора турбины 1,2 ата с температурой 104 ⁰С. Химически очищенная вода подается с ХВО-3 с температурой 30⁰С. Исходные данные:

Таблица 11- Технические характеристики насоса подпитки теплосети №5 типа 8к-12

Параметр	Значение
Тип насоса	8к-12
Производительность, м3/ч	220/340
Тип двигателя	АОВ2-4
Напряжениеэл.двигателя, В	380
Число оборотов, об./мин.	1470
Мощность электродвигателя, кВт	40

Таблица 12- Технические характеристики насоса подпитки теплосети №6 типа 8к-12

Параметр	Значение
Тип насоса	8к-12
Производительность, м3/ч	220/340
Тип двигателя	АОВ2-82-4
Напряжениеэл.двигателя, В	380
Число оборотов, об./мин.	1460
Мощность электродвигателя, кВт	40

Схема работы деаэратора. Термический струйный деаэратор на рисунке 1 является смешивающим подогревателем и выполняется в виде вертикальной цилиндрической колонки 1, установленной на резервуаре (баке) питательной воды 2. Вода, поданная насосом в верхнюю часть колонки 1, стекает через отверстия в тарелках 3, раздробляясь при этом на мелкие капли. Навстречу падающей воде движется греющий пар. Высоту колонки и путь воды рассчитывают так, чтобы на этом пути вся вода была подогрета до температуры насыщения (кипения). При кипении воды из нее выделяются растворенные в ней газы, которые с небольшим количеством пара (выпар) отводятся через штуцер 4 в верхней части колонки. Обычно выпар составляет 2 кг на 1 т деаэрирированной воды. Вода в атмосферных деаэраторах подогревается до 104 ⁰С температура кипения при давлении 0,12МПа ( 1,2 кгс/см²). Вода с такой температурой поступает в питательный насос. Чтобы горячая вода при входе в питательный насос не вскипала, и насос мог надежно подавать в котел горячую воду высокой температуры, давление воды перед насосом должно быть больше того давления, при котором происходит образование пара при данной температуре В связи с этим деаэраторы устанавливаются на сравнительно большой высоте над питательными насосами - не ниже 14 м при температуре воды 160 ⁰С и еще выше при более высокой температуре воды.

1- цилиндрическая колонка; 2- резервуар; 3- тарелки; 4- штуцер; 5- водоуказательное стекло; 6- устройство автоматического регулирования подачи пара; 7- предохранительный клапан; 8- устройство автоматического регулирования подачи воды.

Рисунок 1- Схема атмосферного смешивающего деаэратора

Емкость питательных баков основных деаэраторов составляет 5 - 20-минутный запас для работы станции при максимальной нагрузке.

Деаэраторы являются важнейшим элементом оборудования электростанции и снабжаются устройствами для автоматического регулирования подачи пара 6 и воды 8, водоуказательными стеклами 5, сниженными указателями уровня, устройствами сигнализации нижнего уровня воды в аккумуляторном баке, предохранительными клапанами 7, устанавливаемыми на баках, регуляторами перелива, монометрами для измерения давления в деаэраторной колонке и самопишущими кислородомерами, показывающими содержание кислорода в воде при выходе из деаэратора.

5.1.1 Исходные данные:

Таблица 13- Расход химически очищенной воды на подпитку по месяцам.

Месяц	Расход, Gхов,тн/мес	Расход, Gхов,тн/ч
Январь	111800	155,28
Февраль	114000	158,33
Март	130400	181,11
Апрель	94500	131,25
Май	64400	89,44
Июнь	36100	50,14
Июль	47320	65,72
Август	67710	94,04
Сентябрь	151200	210
Октябрь	136000	188,89
Ноябрь	86600	120,28
Декабрь	72200	100,28

По данным таблицы видно, что максимальный расход приходится на сентябрь и составляет 210 т/ч.

Таблица 14- Общие данные

Номинальное давление в деаэраторе р, ат	1,2
Номинальная производительность G, т/ч	300
Температура деаэрированной воды t2, 0С	104,2
Емкость аккумуляторных баков V, м3	75

Таблица 15- Характеристика потоков воды и пара:

Общая подпиточная вода:
Расход Gптс , т/ч	210
Температура tптс, 0С	104
Добавочная ( химически обработанная) вода:

Продолжение таблицы 15

Расход Gхов, т/ч	210-Dп
Температура tхов, 0С	30
Основной греющий пар ( источник пара- отбор турбины):
Давление пара pп, ат	1,2-1,4
Температура пара tп, 0С	104,2
Энтальпия насыщенного пара при давлении 1,2 ата, iн, ккал/кг	640,7

5.1.2 Тепловой расчет деаэратора

Тепловой баланс деаэрационной установки составляется для определения полного расхода пара, подводимого к деаэратору.

В зависимости от тепловой схемы энергоустановки в деаэратор вводится то или иное количество потоков воды и пара. Тепловые балансы должны рассматриваться для режимов работы деаэратора, указанных в технических заданиях на проектирование.

В случае избытка тепла в деаэраторе (отрицательный расход пара) техническое задание на проектирование деаэратора подлежит уточнению, в ходе которого должны быть дополнительно проанализированы и проверены условия работы деаэратора в тепловой схеме установки.

В общем виде уравнение теплового баланса деаэратора запишется как равенство потоков тепла, введенных в деаэратор и вышедших из него

Q₁+Q₂+Q₃+Q₄=Q₅+Q₆+Q₇+Q₈ , (5.1)

где Q₁ - тепло, внесенное с основным потоком греющего пара, ккал/ч;

Q₂ - тепло, внесенное с некипящими потоками воды, ккал/ч;

Q₃ - тепло, внесенное с кипящими потоками воды, ккал/ч;

Q₄ - тепло, внесенное с прочими потоками воды, ккал/ч;

Q₅ - тепло, отведенное с деаэрированной водой, ккал/ч;

Q₆ - тепло выпара, ккал/ч;

Q₇ - потеря тепла деаэратором в окружающую среду, ккал/ч;

Q₈ - тепло пара, отбираемого из деаэратора, ккал/ч.

Уравнение теплового баланса деаэратора как смешивающего теплообменного аппарата имеет вид:

_{, (5.2)}

где D_п- расход нагревающего пара, т/ч;

- энтальпия греющего пара, ккал/кг;

- энтальпия химически очищенной воды, ккал/кг;

= 30 ккал/кг- принимаем по термодинамическим таблицам;

?- коэффициент, учитывающий потери тепла в окружающую среду; принимаем в первом приближении ?= 0,98;

G_птс- общий расход воды на подпитку, т/ч;

t_птс- температура нагреваемой воды на выходе из деаэратора,⁰С;

t_хов- температура нагреваемой воды на входе в деаэратор, ⁰С.

Определим расход греющего пара в первом приближении:

т/ч.

Расход химически очищенной воды на деаэратор:

G_хов =G_птс- D_п=210- 25,97=184,03 т/ч.

Тепло, подведенное с химически обработанной водой, Q_хов,:

Q_хов = G_{хов хов} =184,0330=5,52 Гкал/ч.

Тепло, внесенное с холодными потоками воды Q₂, Гкал/ч:

Q₂= Q_хол= 5,52 Гкал/ч.

Количество выпара D_вып принимаем из соотношения 1,5-2 кг на1 тонну деаэрированной воды по рекомендации руководящих указаний по проектированию термических деаэрационных установок.

При производительности колонки 300 т/ч количество выпара составит 0,600 кг/ч.

Тепло, отведенное с выпаром, Q_вып , Гкал/ч:

Q_вып= D_{вып вып},(5.3)

где _вып - энтальпия паровоздушной смеси выпара, может быть принята равной энтальпии насыщенного пара в деаэраторе , _вып = i_н.

Q_вып= 0,600 640,7=0,384 Гкал/ч.

Тепло, отведенное с деаэрированной водой, Q_д, Гкал/ч :

Q_д = G _д, (5.4)

где G- количество деаэрированной воды ( производительность деаэратора), т/ч ;

_д- энтальпия деаэрированной воды, определяемая по термодинамическим таблицам, ккал/кг.

Q_д = 300 104,4= 31,32 Гкал/ч.

Количесво тепла, потребное на нагрев воды в деаэраторе, ?Q, Гкал/ч:

?Q= Q_д- Q_хол= 31,32 - 5,52= 25,8 Гкал/ч.

Расход тепла на деаэратор ?Q, Гкал/ч:

?Q= ?Q + Q_вып = 25,8+0,384=26,184 Гкал/ч.

Уточненное значение расхода пара на деаэратор, D_п, т/ч:

,

т/ч.

5.2 Деаэратор АВАКС

Деаэратор «АВАКС» - вавкуумно-атмостферный кавитационно струйный предназначен для удаления из воды растворенных в ней газов, применяется в системах водопользования теплоэнергетических установок и теплоснабжения.

В этих деаэраторах используется принцип вихревой центробежной интенсификации массообмена. Вода подается в деаэратор, приобретая сильное вращательное движение. При этом действие центробежных сил на периферии выше, чем в середине вихря, из-за чего в центре образуется область пониженного давления, куда Архимедова сила выталкивает из жидкости пузырьки выделяющегося газа. Чем глубже вакуум, тем ниже температура кипения. Обычно вакуумные деаэраторы работают при температуре 60-80⁰ С, оптимальной с точки зрения затрат на поддержания вакуума и температурного режима.

Вакуумно-атмосферные деаэраторы типа АВАКС имеют следующие основные особенности:

1) Деаэрация производится без подвода греющего пара.

2) АВАКС производит деаэрацию воды при t = (60 - 95 ) ?С.

3) Давление деаэрированной воды на выходе из деаэратора превышает атмосферное, несмотря на то, что выпар удаляется эжектором.

4) В традиционных деаэраторах осуществляется только термическая струйная и барботажная деаэрация.

В вакуумно-атмосферных деаэраторах АВАКС кроме термической деаэрации использованы процессы дросселирования, кавитации, турбулентной диффузии, центробежной сепарации, что позволило увеличить скорость деаэрации ориентировочно в 300 раз. Это дало возможность уменьшить объем деаэратора в 250 раз, рабочую массу в 30 раз (масса АВАКС 30-40 кг.).

5) Малые габариты деаэратора обуславливают высокую точность его изготовления и сборки в заводских условиях, обеспечивают возможность полного контроля и управления деаэрацией, гарантируют получение стабильно высоких (О ₂ < 20 мкг/дм³ ) результатов деаэрации.

6) Затраты на монтаж деаэратора АВАКС ориентировочно в 100 раз меньше, чем для других вакуумных деаэраторов, так как не требуется монтаж вышки и прокладки внешних коммуникаций.

7) Запуск деаэратора АВАКС и вывод его на рабочий режим осуществляется в течение двух минут.

8) Не требуется регистрация деаэратора АВАКС в органах Госэнергонадзора и Госгортехнадзора.

9) Конструкция вакуумного деаэратора АВАКС настолько совершенна и проста, что его эксплуатация сведена только к его пуску и выключению.

В комплект поставки деаэрационной установки входит:

1) Деаэратор АВАКС в сборе с ответными фланцами1 шт.

2) Эжектор типа «ЭВ» в сборе с ответными фланцами1 шт.

3) Кран шаровой Ду 25 в комплекте со штуцерами 1 шт.

4) Стекло смотровое Ф 32 мм 1 шт.

5) Шланг соединительный Ф 32 мм 1 комп.

6) Хомут Ф 50 мм4 шт.

5.2.1 Устройство и принцип работы

Принципиальная схема деаэратора «АВАКС» приведена на рисунке 2.

Деаэратор состоит из следующих основных частей: завихрителя 1; корпуса 2; обтекателя 3.

Поток воды, поступающий под давлением в деаэратор, раскручивается завихрителем до определенных скоростей. Раскрученный поток за счет центробежных сил прижимается к стенкам корпуса, образуя вакуумную полость, в которой происходит испарения воды и выделение растворенного газа. Парогазовая смесь (выпар) удаляется из деаэратора с помощью эжектора через газоотводящую трубку. Продеаэрированная вода проходит обтекатель и уходит на слив.

1- центробежный завихритель; 2- корпус; 3- обтекатель

Рисунок 2- Принципиальная схема деаэратора АВАКС

Проектируемая схема деаэрации подпиточной воды представлена на рисунке 3. Вода на деаэрацию поступает с ХВО-3 с температурой 30⁰С. Перед подачей в деаэрационную установку необходим подогрев воды до 60⁰С в теплообменном аппарате. Давление на входе деаэратора должно быть 3,5 кгс/см². Для поддержания этого давления устанавливаем насос подачи недеаэрированной воды. Выход деаэрированной воды осуществляем трубопроводом Ду 70 и Ду 100 в существующий корпус деаэрационного бака от колонки ДС-300.

Рисунок 3- Проектируемая схема деаэрации

Выпар из трубки деаэратора засасывается потоком рабочей воды в эжекторе типа ЭВ, предлагаемого в поставке от Кинешимского машиностроительного завода. Подача рабочей воды на эжектор осуществляется насосом К100-65-200. Пароводяная смесь попадает в общий коллектор Ду 150 и в охладитель выпара, находящийся на нулевой отметке.

5.2.2 Проектирование схемы

Принимаем к установке шесть деаэраторов трех типов:

Таблица 16 - Выбор деаэраторов

Производительность, тн/ч	Масса, кг	Габариты, мм	Количество, шт
10-30	25	1160?252?180	2
30-50	30	1300?265?215	2
50-150	40	1500?319?245	2

Деаэраторы устанавливаем на металлической площадке, сваренной над баком-аккумулятором. Стойки над баком-аккумулятором свариваем из двух швеллеров №16 при вертикальной нагрузке до 3 тонн, скрепленных перьями вовнутрь. Швеллеры скрепляем пластинами из листа №6(6мм). Сечение стойки-250 мм(расстояние между полочками). Через каждые 0,5 м навариваем накладки из листа №6 размером 220?150мм. Высота стоек 4м, пролет между стойками при уклоне 0,0002 до 8,5м. Деаэраторы устанавливаются на горизонтальном участке трубопровода. В целях обеспечения удобства обслуживания деаэраторов и монтажа эжектора и емкостного оборудования расстояние между горизонтальной осью деаэратора и нулевой отметкой (пола) рекомендуется принять 1,5…2 метра.

Параметр	Значение
Тип насоса	Одноступенчатый, центробежный,консольный с односторонним всасом
Производительность, м3/ч	100
Напор, м вод. ст.	50
Температура воды, 0С	85
Число оборотов, об./мин.	3000
Мощность электродвигателя, кВт	30

Таблица 17- Характеристика насоса К100-65-200.

5.2.3 Расчет теплообменного аппарата

Таблица 18- Исходные данные:

Расход воды, т/ч	210
Температура воды при входе в подогреватель, ?С	30
Температура воды при выходе из подогревателя, ?С	60
Давление греющего пара, кгс/см2	1,2
Температура насыщения греющего пара, ?С	104

1) Тепловая мощность подогревателя

, (5.5)

где G - количество подогреваемой воды

с - теплоёмкость воды, с=4,19 кДж/(кгК),

- температура воды при выходе из подогревателя,

- температура воды при входе в подогреватель.

кДж/ч=7332,5 кДж/с=6,3 Гкал/ч

2) Часовой расход обогревающего пара, D, кг/ч, находится из уравнения теплового баланса

, (5.6)

где - теплосодержание (энтальпия) обогревающего пара при выходе из подогревателя,

- теплосодержание (энтальпия) обогревающего пара при входе в подогреватель,

- КПД бойлера, учитывающий потери в окружающую среду.

кг/ч

3) Соотношение числа ходов греющего пара и нагреваемой воды

, (5.7)

где живое сечение одного межпластинчатого канала;

Принимаем тип пластины 0,5 Пр, для этого типа пластины

Рисунок 4-Принципиальная схема пластинчатого теплообменного аппарата

Таблица 19- Технические показатели пластины

Показатель	Тип пластины 0,5 Пр
Габариты (длина х ширина х толщина)	1380х650х0,6
Поверхность теплообмена, кв.м	0,5
Вес (масса), кг	6,0
Эквивалентный диаметр канала, м	0,009
Продолжение таблицы 19
Показатель	Тип пластины 0,5 Пр
Площадь поперечного сечения канала, кв.м	0,00285
Смачиваемый периметр в поперечном сечении канала, м	1,27
Ширина канала, мм	570
Зазор для прохода рабочей среды в канале, мм	5
Приведённая длина канала, м	0,8
Площадь поперечного сечения коллектора (угловое отверстие в пластине), кв. м	0,0283
Наибольший диаметр условного прохода присоединяемого штуцера, мм	200
Коэффициент общего гидравлического сопротивления	15/Re0.25
Коэффициент гидравлического сопротивления штуцера	1,5
Коэффициент А	0,492
Коэффициент Б	3,0

Принимаем ;

Плотность воды определяется по средней температуре воды

,

для

Принимаем

4) Общее живое сечение каналов в пакете

5) Скорость воды

,

6) Скорость пара

7) Эквивалентный расход потока по пару

8) Эквивалентный расход потока по воде

9) Число ступеней подогрева

где удельный параметр пластины, ;

безразмерная удельная тепловая нагрузка;

, (5.8)

где максимально возможный температурный перепад;

Принимаем 1 ход в теплообменнике (симметричная компоновка).

10) Средняя разность температур

Принимаем температуру конденсата 70?С

?С

11) Коэффициент теплоотдачи от пара к стенке пластины

, (5.9)

где критерий Нуссельта,

коэффициент теплопроводности конденсата, при ;

эквивалентный диаметр канала пластины,

Для вертикальной стенки при конденсации пара на ней критерий Нуссельта определяется:

, (5.10)

критерий Прандтля,

где критерий конденсации,

,

здесь - критерий Галилея,

,

здесь - вязкость конденсата, ;

,

здесь - теплота испарения, ,

- теплоёмкость конденсата, =4,2 кДж/(кг*?С),

12) Коэффициент теплоотдачи от стенки пластины к воде

,

где А - коэффициент пластины, А=0,492.

13) Коэффициент теплопередачи

- толщина стенки трубы, =0,6*10^-3 м,

- теплопроводность стали, =60 Вт/(м²*?С),

14) Тепловой поток

15) Площадь нагрева

16) Действительная поверхность нагрева всего подогревателя

17) Количество пластин при площади поверхности одной пластины f_пл=0,5м²

18) Выбор теплообменного аппарата

Принимаем к установке пластинчатый теплообменный аппарат фирмы «APV» разборный с резиновыми прокладками типа N50 с поверхностью нагрева пластины 0,5м². Материал пластин AISI 304, материал прокладок EPDM. Масса установки не более 460 кг.

Гидравлический расчёт пластинчатого теплообменника

1) Потери давления для нагреваемой воды

, (5.11)

где - коэффициент, учитывающий накипеобразование, при отсутствии опытных данных принимаем ;

Б - коэффициент, зависящий от типа пластины, Б = 3,0 , /4,с.50/

2) Потеря давления в пластинчатом теплообменнике, ?Р_с, Па , /2, с.275/:

, (5.12)

где - потеря давления во всех ступенях одного канала;

- потеря давления в присоединительном штуцере.

,

здесь - коэффициент гидравлического сопротивления канала;

- приведённая длина канала, = 0,8 м;

- эквивалентный диаметр канала;

- средняя скорость теплоносителя;

- число последовательно соединённых ступеней.

,

здесь с - эксплуатационный коэффициент, учитывающий загрязнения пластин, а также их деформацию вследствие разности давлений в теплообменивающихся средах;

а - постоянная величина, зависящая от типа пластины, а=15;

Re - число Рейнольдса, зависящее от режима потока теплоносителя.

,

здесь - скорость теплоносителя в штуцере;

- коэффициент гидравлического сопротивления в штуцере,

, /2,с.275/

5.3 Охладитель выпара

Охладитель выпара предназначается для конденсации пара, содержащегося в выпаре, с целью сохранения конденсата этого пара.

В качестве охлаждающей среды следует применять рабочую техническую воду, имеющую среднегодовую температуру 10⁰С. Конденсат из охладителя выпара подается на всас насоса подачи рабочей воды на эжекторы, а перелив сливается в сборные баки нижних точек.

Обязательным элементом деаэрационной установки является охладитель выпара, который является групповым (один охладитель выпара на группу деаэра-торов), поверхностного (трубчатого) типа.

Таблица 20- Исходные данные:

Расход выпара, кг/ч	143,8
Температура воды при входе в охладитель, ?С	10
Температура воды при выходе из охладителя, ?С	25
Температура выпара на входе в охладитель, ?С	60
Температура выпара на выходе из охладителя, ?С	30

Объем выпара движется в межтрубном пространстве, а рабочая вода- по охлаждающим трубкам диаметром 17/19 мм. Материал трубок латунь Л68. Корпус охладителя выполнен из стальной трубы диаметром 1020?10 мм.

5.3.1 Тепловой расчет

Уравнение теплового баланса охладителя выпара (без учета потери тепла в окружающую среду и при энтальпии выпара, рав-ной энтальпии насыщенного пара):

, (5.13)

где D_вып--расход (кг/ч);

i_вып -- энтальпия насыщенного пара, содержащегося в выпаре перед охладителем при давлении в деаэраторе ккал/кг;

G_в -- расход охлаждающей воды, кг/ч;

i₂, i₁ -- энтальпия воды при выходе из аппарата и входе в него, ккал/кг;

G_к -- расход конденсата пара из выпара, кг/ч;

i_к -- энтальпия конденсата, ккал/кг.

Поскольку относительное содержание воздуха в выпаре незначительно, можно принять:

.

Отсюда при отсутствии переохлаждения конденсата пара из вы-пара расход охлаждающей воды, G_в, кг/ч:

, (5.14)

где -- теплота парообразования при давлении в деаэраторе, ккал/кг.

кг/ч.

Поверхность охладителя выпара трубчатого типа, F_ох, м², определяется по формуле:

,(5.15)

где ?t -- среднелогарифмическая разность температур, °С;

k -- коэффициент теплопередачи, ккал/м²*ч*град;

b-- коэффициент запаса.

Значение коэффициента b выбирается в зависимости от материала трубок , в том числе для латуни b = l,2-l,3.

Среднелогарифмическая разность температур, ?t,⁰С, находится из выражения:

, (5.16)

где t₀₁, t₀₂ -- температуры охлаждающей воды до и после охладителя выпара, °С;

t_н -- температура выпара, принимаемая равной температуре насыщения, соответствующей давлению в деаэраторе, °С.

⁰С.

Коэффициент теплопередачи, k, ккал/м²*ч*град, определяется по формуле :

, (5.17)

где

-- коэффициент теплоотдачи от пара к стенке трубки, ккал/м^2*ч*град;