Реконструкция бойлерных установок с применением пластинчатых теплообменников

Аннотация

Пояснительная записка дипломного проекта на тему « Реконструкция бойлерных установок ОТЭЦ-1 с применением пластинчатых подогревателей» содержит 114 страниц, в том числе 6 рисунков, 30 таблиц, 15 источников. Графическая часть выполнена на 6 листах формата А1.

В дипломном проекте разработана реконструкция бойлерной установки турбоагрегата № 9 ОТЭЦ-1 с заменой кожухотрубчатых теплообменных аппаратов на пластинчатые.

В пояснительной записке произведён конструкторский расчёт и выбор пластинчатых бойлеров, рассчитаны тепловые потери с поверхности изоляции и толщина изоляции. Для бойлеров применена более эффективная теплоизоляция из пенополиуретана.

Также выполнен гидравлический расчёт трубопроводов и выбор насосных агрегатов и арматуры.

По результатам расчёта произведён сравнительный анализ, показывающий преимущества пластинчатых бойлеров перед кожухотрубчатыми. После реконструкции бойлерная установка потребляет меньше пара и электроэнергии, за счёт чего предприятие экономит топливо или получает прибыль, продавая сэкономленную электроэнергию.

В электрической части произведён выбор двигателей к насосам и выбор кабелей для их подключения.

Также в пояснительной записке представлен расчет экономического эффекта от реконструкции. Рассмотрены вопросы безопасности труда при работе с бойлерной установкой.

Содержание

Введение

1 Характеристика объекта проектирования

1.1 Назначение, перечень основных узлов и принцип работы оборудования бойлерной установки

1.2 Анализ и оценка эффективности работы бойлерной установки турбины № 9

2. Предлагаемая реконструкция бойлерной установки

2.1 Преимущества пластинчатых теплообменных аппаратов

2.2 Конструкция пластинчатого теплообменного аппарата

3. Расчёт существующей и проектирование предлагаемой бойлерных установок

3.1Тепловой расчёт бойлеров

3.2 Гидравлический расчёт бойлеров

3.3 Разница в значениях гидравлических потерь для кожухотрубчатых и пластинчатых бойлеров

3.4Выбор пластинчатых бойлеров

3.5 Тепловая изоляция бойлеров

3.6 Гидравлический расчёт трубопроводов бойлеров

3.7Выбор толщины изоляции для трубопроводов бойлеров

3.8 Выбор сетевых насосов

3.9 Выбор арматуры

3.10 приборы автоматического регулирования

3.11Расчёт экономии тепловой энергии за счёт реконструкции бойлерной установки

3.12Сравнительная характеристика по результатам расчёта

4 Применение частотного привода на насосах подпитки теплосети....77

5 Электрическая часть

5.1 Расчёт расхода электроэнергии на перекачку теплоносителя сетевым насосом

5.2 Расчёт кабельной линии 3 кВ для подключения двигателей насосов к питающей сети

6. Расчёт технико-экономических показателей

6.1Динамика основных технико-экономических показателей деятельности базового проекта за 2004 - 2006 гг.

6.2 Расчёт суммы капитальных вложений в новый объект

6.3Расчёт изменения себестоимости тепловой энергии

6.4 Расчёт прироста прибыли за счёт реконструкции

6.5 Экономический эффект проекта

6.6 Динамика основных технико-экономических показателей проекта после реконструкции

7 Безопасность жизнедеятельности и охрана труда

7.1 Опасные и вредные факторы

7.2 Электробезопасность

7.3 Пожарная безопасность

7.4Инструкции по охране труда для персонала, обслуживающего бойлерную установку

Заключение.

Список использованных источников

Введение

Энергетикой называется система установок и устройств для преобразования первичных энергоресурсов в виды энергии, необходимые для народного хозяйства и населения, и передачи этой энергии от источников её производства до объектов использования.

Из всех видов вырабатываемой энергии наиболее широкое применение находят два вида - электрическая энергия и теплота низкого и среднего потенциалов, на выработку которых затрачивается в настоящее время более 55 % всех используемых первичных топливно-энергетических ресурсов страны.

Для организации рационального энергоснабжения страны особенно большое значение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным технологическим способом производства электрической и тепловой энергии. Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии производится на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ).

Теплофикационное оборудование ТЭЦ предназначено для подготовки теплоносителя к транспортировке по тепловой сети и для приёма использованного теплоносителя на ТЭЦ.

В водяных системах теплоснабжения основное теплофикационное оборудование ТЭЦ состоит из пароводяных подогревателей, сетевых насосов, деаэрационных устройств, аккумуляторов горячей воды и насосов подпитки теплосети. В совокупности это оборудование носит название подогревательной установки.

Пароводяной подогреватель - основной элемент подогревательной установки - представляет собой поверхностный рекуперативный теплообменный 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. Его эффективность обусловлена более высоким, чем у кожухотрубчатого теплообменного аппарата, коэффициента теплопередачи. Кроме того, пластинчатый теплообменный аппарат обладает рядом преимуществ:

1) компактность;

2) простота обслуживания;

3) надёжность.

1 Характеристика объекта проектирования

1.1 Назначение, перечень основных узлов и принцип работы оборудования бойлерной установки турбины № 9

Теплофикационные установки предназначены для снабжения потребителя теплом в виде горячей сетевой воды, с графиком теплосети 70/150 ?С.

Подогревательная установка турбины № 9 включает в себя:

два основных бойлера № 1, № 2 типа ПСВ-500-3-23;

- один пиковый бойлер типа ПСВ-500-14-23;

- четыре сетевых насоса - № 8, № 9 типа 10НМКх2, № 21, № 22 типа КРНА-400/700/64М;

- два конденсатных насоса бойлеров №8, № 9 типа 8КСД-5х3;

- деаэратор подпитки теплосети ДС-300;

- два насоса подпитки теплосети от коллектора сырой воды типа 8К-12.

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, выполненных 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 конденсат отводится через отверстие в днище.

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

Сетевые насосы типа № 8, № 9 и № 21, № 22, включенные параллельно, обеспечивают циркуляцию сетевой воды в системе теплоснабжения. Технические характеристики сетевых насосов представлены в таблицах 1 и 2.

Конденсатные насосы бойлеров предназначены для перекачки конденсата из межтрубного пространства подогревателей в котельный агрегат. Технические характеристики конденсатных насосов представлены в таблице 3.

Параметр	Значение
Тип насоса	Двухступенчатый, центробежный, с односторонним всасом
Производительность, м3/ч	1000
Напор, м вод. ст.	182
Подпор, мм вод.ст.	2
Число оборотов, об./мин.	1450
Мощность электродвигателя, кВт	570

Таблица 1 - Технические характеристики сетевых насосов типа КРНА-

400/700/64М бойлерной установки турбины № 9

Таблица 2 - 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

Таблица 3 - Технические характеристики конденсатных насосов типа 8КСД-5х3

Параметр	Значение
Тип насоса	Трёхступенчатые, с двухсторонним подводом воды в первую ступень. Ступени соединены последовательно с помощью перепускных каналов
Производительность, м3/ч	119
Напор, м вод. ст.	129
Подпор, мм вод.ст.	1,5
Число оборотов, об./мин.	1450
Мощность электродвигателя, кВт	100

Насосы подпитки теплосети предназначены для введения в цикл подпиточной воды, которая покрывает потери сетевой воды. Технические характеристики подпиточных насосов представлены в таблице 4.

Предварительно химически очищенная подпиточная вода подвергается деаэрации. Деаэрация, то есть удаление коррозионно-активных газов (кислорода, углекислого газа), происходит в деаэраторе струйного типа ДС-300, производительность колонки которого составляет 300 т/ч, ёмкость аккумуляторных баков - 79 м³, давление пара - 1,2 ата, температура выходящей из деаэратора воды - 105 ?С.

Таблица 4 - Технические характеристики насосов подпитки теплосети типа 8К-12

Параметр	Значение
Тип насоса	Одноступенчатый, консольного типа
Производительность, м3/ч	280
Напор, м вод. ст.	32
Число оборотов, об./мин.	1450
Мощность электродвигателя, кВт	41

1.2 Анализ и оценка эффективности бойлерной установки

Метод оценки состояния поверхности нагрева сетевого подогревателя основан на сравнении фактического и расчётного температурных напоров.

Фактический температурный напор определяется на основании измерений, выполняемых в любом эксплуатационном режиме работы подогревателя.

Отклонение значений измеряемых величин по результатам двух измерений не должно превышать:

- по расходу сетевой воды 5 %;

- по температуре сетевой воды 1;

- по давлению пара, кПа (кгс/см²): для основных подогревателей 4,9

- (0,05); для пиковых подогревателей 9,8 (0,1);

- по температуре конденсата (при наличии данных измерений) 1.

Степень загрязнения поверхности нагрева сетевого подогревателя характеризуется показателем , выраженным в процентах. Показатель

- характеризует уменьшение значения фактического коэффициента теплопередачи по сравнению с расчётным для чистой поверхности нагрева. В зависимости от значения показателя устанавливаются две степени состояния поверхности нагрева сетевого подогревателя: при состояние удовлетворительное; при состояние неудовлетворительное.

В соответствии с п. 4.11.2 Правил технической эксплуатации 23.11.2006. были проведены теплотехнические испытания теплофикационных установок ОТЭЦ-1 с целью уточнения их фактических тепловых и гидравлических характеристик и сравнения их с проектными данными завода изготовителя.

Результаты замеров и расчётов представлены в таблице 5.

Результаты испытаний показали, что степень загрязнения бойлеров ещё не достигла предельного значения. Но наличие отложений на поверхности нагрева ухудшает работу бойлеров, снижая эффективность работы подогревательной установки в целом.

Таблица 5 - Сводная таблица результатов испытаний бойлеров

Наименование оборудования	Расход сетевой воды, т/ч	Температура воды на входе в подогреватель, ?С	Температура воды на выходе из подогревателя, ?С	Давление греющего пара, кгс/см2	Температура насыщения греющего пара,	Температура конденсата,	Фактический температурный напор,	Расчётный температурный напор,	Степень загрязнения, %
Основной бойлер №1	1150	67	102,8	1,58	112,4	108,6	9,6	9,4	5
Основной бойлер №2	1150	67	102	1,58	112,4	108	10,019	9,4	6
Пиковый бойлер	1800	103	149	7,9	169,09	167	20,09	19,5	3,8

2 Предлагаемая реконструкция бойлерной установки турбины № 9

2.1 Преимущества пластинчатых теплообменных аппаратов

Теплообменный аппарат любой конструкции представляет собой аппарат, основной функцией которого является передача тепла от одной среды к другой. Наиболее эффективным считается такой теплообменник, который при минимальном расходе рабочих сред через аппарат максимально передает тепловую энергию от одной среды к другой. Поскольку в аппарате происходит только теплообмен от среды к среде, нельзя говорить о прямой экономии тепла, получаемой в результате замены аппарата: как в случае с кожухотрубным аппаратом, так и в случае с пластинчатым тепло просто передается от одной среды к другой. Однако от эффективности передачи тепла в аппарате косвенно зависит эффективность работы периферийного по отношению к аппарату теплового оборудования, а, следовательно, и его экономичность. Именно такая экономия, поскольку она вызывается заменой аппарата, может называться экономическим эффектом теплообменника. В каждом конкретном случае экономичность работы аппарата определяется правильностью его расчета и соответствием режима его работы расчетному. Однако, существует ряд факторов, которые определяют пластинчатый теплообменный аппарат (ПТА) как более экономичный по отношению к кожухотрубчатому теплообменному аппарату (КТА) в любом случае. Рассмотрим такие факторы более подробно.

1) Компактность.

Коэффициент унификации узлов и деталей размерного ряда КТА составляет примерно 0,13. Для ПТА коэффициент унификации узлов и деталей составляет 0,9. Удельная металлоёмкость пластинчатых аппаратов в 2-3 раза меньше, чем у кожухотрубчатых.

Кроме того, подвод трубопроводов с одной стороны во многом упрощает процедуру обвязки теплообменного аппарата.

2) Снижение расхода теплоносителя.

Это обусловлено тем, что скорость протекания теплоносителя в ПТА

в два раза ниже, чем в КТА, внутренний объем аппарата в 6 раз меньше, а коэффициент передачи тепла в 1,5-2 раза больше. Кроме того, теплоноситель проходит по аппарату однократно и по короткому пути.

Низкая скорость протекания теплоносителя по аппарату обеспечивает высокое качество теплообмена. Холодный теплоноситель в ПТА можно нагреть практически до температуры горячего (до разности в 1-3 °С), а горячий -- соответственно остудить до температуры холодного. Этот факт обеспечивает следующий источник экономии тепловой энергии: при понижении температуры обратного теплоносителя автоматически снижаются потери тепла в обратных трубопроводах, а также возрастает КПД котлов. Последнее обусловлено тем, что при горении топлива тепло передается от сжигаемого топлива холодному теплоносителю гораздо эффективней.

Короткий путь теплоносителя по аппарату при использовании приборов автоматического регулирования температуры дает значительные преимущества.

Постоянная времени ПТА в десятки раз меньше чем в КТА, что обеспечивает качественную работу автоматики, точное поддержание задания по температуре и, следовательно, экономичность работы аппарата. Конструкция ПТА практически обеспечивает невозможность появления внутри аппарата внутренних протечек, ведущих к смешиванию сред: любая появляющаяся протечка (кроме физического разрушения внутренней части пластины) определяется визуально. Этот факт снижает утечки теплоносителя неявно, но практически всегда существующие.

3) Снижение затрат на эксплуатацию аппарата.

4) Ряд преимуществ конструкции ПТА перед КТА обеспечивает дополнительное снижение затрат при эксплуатации аппаратов связанное с его конструкцией и качеством исполнения. Это высокая турбулентность потоков теплоносителя, проходящего через аппарат, обеспечивающая высокую сопротивляемость теплообменных поверхностей ПТА к образованию различного рода отложений, снижающих КПД теплообмена. Такой факт позволяет проводить процедуру очистки поверхностей аппарата гораздо реже, чем у КТА.

5) Отсутствие коррозии поверхностей и высокое качество материала аппарата увеличивает срок службы аппарата в несколько раз. Возможный ремонт ПТА сводится всего лишь к замене пластины и/или прокладки. Высокая надёжность аппаратов снижает вероятность появления потерь в результате аварийных ситуаций. По статистическим данным фирмы Alfa Laval при наблюдении за работой ПТА в 18 странах в общей сложности в течение 20 млн. рабочих часов или 2300 лет было зарегистрировано 35 случаев отказов. Это означает один отказ аппарата в 65 лет.

2.2 Конструкция пластинчатого теплообменного аппарата

Пластинчатые теплообменные аппараты представляют собой аппараты

поверхностного типа, теплопередающая поверхность которых образована тонкими штампованными гофрированными пластинами.

Рабочие среды в теплообменнике движутся в щелевых каналах сложной формы между соседними пластинами. Каналы для греющей и нагреваемой среды чередуются между собой.

Рисунок 1 - Движение теплоносителей в каналах

Высокая эффективность теплопередачи достигается за счёт применения тонких гофрированных пластин, которые являются естественными турбулизаторами потока и вследствие своей малой толщины обладают малым термическим сопротивлением.

Герметичность каналов и распределение теплоносителей по каналам обеспечивается с помощью резиновых уплотнений, расположенных по периметру пластины. Уплотнение крепится к пластине с помощью клипс.

Уплотнение, расположенное по периметру пластины, охватывает два угловых отверстия, через которые входит поток рабочей среды в межпластинный канал и выходит из него. Через два других отверстия, изолированных дополнительно кольцевыми уплотнениями, встречный поток проходит транзитом. Вокруг этих отверстий имеется двойное уплотнение, которое гарантирует герметичность каналов. Уплотнительные прокладки крепятся к пластине таким образом, что после сборки и сжатия пластины в аппарате образуют две системы герметичных каналов для греющей и нагреваемой сред. Каждая пластина повёрнута на 180? в плоскости её поверхности относительно смежных с ней, что создаёт равномерную сетку пересечения взаимных точек опор вершин гофр и обеспечивает жёсткость пакета пластин.

Обе системы межпластинных каналов соединены со своими коллекторами и далее со входом и выходом на неподвижной плите теплообменника.

Пакет пластин размещается на раме теплообменника.Рама теплообменного аппарата состоит из неподвижной плиты (1), опорного штатива (2), верхней (3) и нижней (4) направляющих, подвижной плиты (5) и комплекта стяжных болтов (6), установочных пяток (7). На неподвижной плите расположены фланцевые соединения (8) и шпильки для присоединения ответных фланцев (9).

Верхняя и нижняя направляющие крепятся к неподвижной плите и к стойке. На направляющие навешивается подвижная плита (5) и пакет пластин (10). Неподвижная и подвижная плиты стягиваются болтами.

Для крепления теплообменника к строительным конструкциям на неподвижной плите и стойке предусмотрены монтажные пятки.

Рисунок 2 - Пластинчатый теплообменный аппарат

Расчёт существующей и проектирование предлагаемой бойлерных установок

3.1 Тепловой расчёт бойлеров

3.1.1 Исходные данные для теплового расчёта бойлеров

Таблица 6 - Параметры воды и пара основных бойлеров

Расход воды, т/ч	2300
Температура воды при входе в подогреватель, ?С	70
Температура воды при выходе из подогревателя, ?С	105
Давление греющего пара, кгс/см2	1,6
Температура насыщения греющего пара, ?С	113,3

Таблица 7 - Параметры воды и пара пиковых бойлеров

Расход воды, т/ч	1800
Температура воды при входе в подогреватель, ?С	105
Температура воды при выходе из подогревателя, ?С	150
Давление греющего пара, кгс/см2	8
Температура насыщения греющего пара, ?С	170,41

Таблица 8 - Параметры воды и пара бойлеров в неотопительный период

Расход воды, т/ч	2300
Температура воды при входе в подогреватель, ?С	40
Температура воды при выходе из подогревателя, ?С	70
Давление греющего пара, кгс/см2	1,6
Температура насыщения греющего пара, ?С	113,3

3.1.2 Тепловой расчёт кожухотрубчатых основных бойлеров в отопительный период

Тепловая мощность бойлера кДж/ч:

, (1)

где - расход подогреваемой воды, кг/ч;

- теплоёмкость воды /1,254/;

- температура воды при входе в бойлер, ?С /таблица 1/;

- температура воды при выходе из бойлера, ?С /таблица 1/.

Часовой расход обогревающего пара , кг/ч, находится из уравнения теплового баланса:

(2)

где кДж/кг - теплосодержание (энтальпия) обогревающего пара при входе в бойлер /3, 434/;

кДж/кг - теплосодержание (энтальпия) обогревающего пара при выходе из бойлера /3, 434/;

- КПД бойлера, учитывающий потери в окружающую среду /1,254/.

кг/ч

Средняя разность температур ?С:

, (3)

где - температура нагреваемой воды, ;

- температура нагретой воды, .

?С

Коэффициент теплоотдачи от конденсирующегося пара к стенкам нагревательных трубок :

, (4)

где - внешний диаметр трубы, м;

- теплота парообразования насыщенного пара, кДж/кг;

? - удельный вес конденсата, м³/кг;

- коэффициент вязкости конденсата, м²/с;

- температура стенки со стороны пара, ?С.

Обозначая выражение через , а через ?t, получим:

, (5)

где зависит от температуры конденсата.

Температура конденсата , ?С:

, (6)

где - температура стенки со стороны пара, ;

. (7)

?С

?С

При ; ккал/кг.

Коэффициент теплоотдачи от стенок труб к нагреваемой воде :

, (8)

где - средняя температура воды, ?С;

; (9)

- внутренний диаметр трубки /3, 38/;

- скорость воды, м/с;

, (10)

где - площадь живого сечения для прохода воды в трубках /3, 38/;

- плотность воды при средней температуре воды /2, 434/.

м/с

Коэффициент теплопередачи от пара через стенку трубы к воде , :

(11)

где =1*10^-3 м - толщина стенки трубы /3, 38/;

- теплопроводность латуни /1, 443/.

Вт/(м*?С)

Средний тепловой поток через стенку 1 м трубки , Вт/м:

(12)

Вт/м

Площадь поверхности нагрева бойлера :

(13)

Коэффициент теплопередачи от пара через стенку трубы к воде с учётом поправочного коэффициента на загрязнение трубок , :

(14)

где - поправочный коэффициент на загрязнение трубок /3, 51/.

Средний тепловой поток через стенку 1 м трубки определяется по формуле (12):

Площадь поверхности нагрева бойлера определяется по формуле (13):

3.1.3 Тепловой расчёт кожухотрубчатого пикового бойлера

Тепловая мощность бойлера определяется по формуле (1):

Часовой расход обогревающего пара определяется по формуле (2):

кг/ч

Средняя разность температур определяется по формуле (3):

?С

Температура стенки определяется по формуле (7):

?С

Температура конденсата определяется по формуле (6):

?С

При ; .

Коэффициент теплоотдачи от конденсирующегося пара к стенкам нагревательных трубок определяется по формуле (5):

Средняя температура воды определяется по формуле (9):

Плотность воды при средней температуре . /2, 434/

Скорость воды определяется по формуле (10):

м/с

Коэффициент теплоотдачи от стенок труб к нагреваемой воде определяется по формуле (8):

Коэффициент теплопередачи от пара через стенку трубы к воде определяется по формуле (11):

Средний тепловой поток через стенку 1 м трубки определяется по формуле (12):

Вт/м

Площадь поверхности нагрева бойлера определяется по формуле (13):

м²

Коэффициент теплопередачи от пара через стенку трубы к воде с учётом

поправочного коэффициента на загрязнение определяется по формуле (14):

Средний тепловой поток через стенку 1 м трубки определяется по формуле (12):

Вт/м

Площадь поверхности нагрева бойлера определяется по формуле (13):

3.1.4 Тепловой расчёт кожухотрубчатых бойлеров в неотопительный период

Тепловая мощность бойлера определяется по формуле (1):

Часовой расход обогревающего пара определяется по формуле (2):

Часовой расход обогревающего пара для двух бойлеров:

Средняя разность температур определяется по формуле (3):

?С

Температура стенки определяется по формуле (7):

?С

Температура конденсата определяется по формуле (6):

?С

При , ккал/кг.

Коэффициент теплоотдачи от конденсирующегося пара к стенкам нагревательных трубок определяется по формуле (5):

Средняя температура воды определяется по формуле (9):

?С

При средней температуре воды . /2,434/

Скорость воды определяется по формуле (10):

м/с

Коэффициент теплоотдачи от стенок труб к нагреваемой воде определяется по формуле (8):

Коэффициент теплопередачи от пара через стенку трубы к воде определяется по формуле (11):

Средний тепловой поток через стенку 1 м трубки определяется по формуле (12):

Площадь поверхности нагрева бойлера определяется по формуле (13):

Коэффициент теплопередачи от пара через стенку трубы к воде с учётом поправочного коэффициента на загрязнение определяется по формуле (14):

Средний тепловой поток через стенку 1 м трубки определяется по формуле (12):

Вт/м

Площадь поверхности нагрева бойлера определяется по формуле (13):

3.1.5 Тепловой расчёт пластинчатого основного бойлера в отопительный период

Тепловая мощность бойлера определяется по формуле (1):

кДж/ч

Принимаем КПД бойлера .

Часовой расход обогревающего пара определяется по формуле (2):

кг/ч

Соотношение числа ходов греющего пара и нагреваемой воды m:

, (15)

где живое сечение одного межпластинчатого канала, .

Принимаем тип пластины 0,5 Пр. Технические показатели пластины представлены в таблице 9.

Принимаем оптимальную скорость воды м/с /4/.

Плотность воды определяется по средней температуре воды , ?С:

(16)

?С

Для средней температуры воды плотность воды . /2, 434/

Таблица 9 - 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
Площадь поперечного сечения канала, кв.м	0,00285
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 А	0,492
Коэффициент Б	3,0
Наибольший диаметр условного прохода присоединяемого штуцера, мм	200

Принимаем по пару и нагреваемой воде.

Общее живое сечение каналов в пакете , :

(17)

Скорость воды , м/с:

(18)

м/с

Эквивалентный расход потока по пару , кДж/(с*?С):

(19)

Эквивалентный расход потока по воде , кДж/(с*?С):

(20)

Число ступеней подогрева :

(21)

где - удельный параметр пластины /1,274/;

безразмерная удельная тепловая нагрузка;

, (22)

где - максимально возможный температурный перепад;

. (23)

?С

Принимаем 2 хода в теплообменнике (несимметричная компоновка).

Принимаем температуру конденсата 102?С. Для этой температуры:

;

;

/2, 434/.

Средняя разность температур , ?С:

(24)

?С

Коэффициент теплоотдачи от пара к стенке пластины , :

, (25)

где критерий Нуссельта;

- коэффициент теплопроводности конденсата /2, 434/;

- эквивалентный диаметр канала пластины /таблица 9/. Для вертикальной стенки при конденсации пара на ней критерий Нуссельта Nu определяется по формуле:

, (26)

где критерий Прандтля;

критерий конденсации;

; (27)

где - критерий Галилея;

, (28)

где - вязкость конденсата /2, 434/.

, (29)

где кДж/кг - теплота испарения /2, 434/;

кДж/(кг*?С) - теплоёмкость конденсата.

, (30)

где - температура стенки со стороны пара, ?С; определяется по формуле (7).

При температуре стенки /2, 434/.

?С

Коэффициент теплоотдачи от стенки пластины к воде , :

, (31)

где - коэффициент пластины.

Коэффициент теплопередачи К определяется по формуле (11):

где коэффициент теплопроводности стали = 60 .

Тепловой поток определяется по формуле (12):

Площадь нагрева бойлера определяется по формуле (13):

Действительная поверхность нагрева бойлера F, м²:

(32)

Количество пластин n при площади поверхности одной пластины :

(33)

3.1.6 Тепловой расчёт пластинчатого пикового бойлера

Тепловая мощность бойлера определяется по формуле (1):

Часовой расход обогревающего пара определяется по формуле (2):

Принимаем тип пластины 0,5 Пр.

Принимаем оптимальную скорость воды м/с.

Средняя температура воды определяется по формуле (16):

Для этой температуры плотность воды .

Соотношение числа ходов греющего пара и нагреваемой воды определяется по формуле (15):

Принимаем .

Общее живое сечение каналов в пакете определяется по формуле (17):

Скорость воды определяется по формуле (18):

Эквивалентный расход потока по пару определяется по формуле (19):

Эквивалентный расход потока по воде определяется по формуле (20):

Максимально возможный температурный перепад определяется по

формуле (23):

Безразмерная удельная тепловая нагрузка определяется по формуле (22):

Число ступеней подогрева определяется по формуле (21):

Принимаем 1 ход в теплообменнике (симметричная компоновка).

Принимаем температуру конденсата 155?С. Для этой температуры:

;

;

.

Средняя разность температур , ?С:

(34)

Температура стенки со стороны пара определяется по формуле (7):

Критерий Галилея определяется по формуле (28):

Критерий конденсации определяется по формуле (27):

Критерий Нуссельта определяется по формуле (26):

Коэффициент теплоотдачи от пара к стенке пластины определяется по формуле (25):

Коэффициент теплоотдачи от стенки пластины к воде определяется по формуле (31):

Коэффициент теплопередачи определяется по формуле (11):

Тепловой поток определяется по формуле (12):

Площадь нагрева бойлера определяется по формуле (13):

Действительная поверхность нагрева бойлера определяется по формуле

(32):

Количество пластин при площади поверхности одной пластины f_пл=0,5м² определяется по формуле (33):

3.1.7 Тепловой расчёт пластинчатого бойлера в неотопительный период

Тепловая мощность бойлера определяется по формуле (1):

Часовой расход обогревающего пара определяется по формуле (2):

Принимаем температуру конденсата 90?С. Для этой температуры:

;

;

.

Средняя разность температур определяется по формуле (34):

?С

Температура стенки со стороны пара определяется по формуле (7):

Средняя температура воды определяется по формуле (16):

Критерий Галилея определяется по формуле (28):

Критерий конденсации определяется по формуле (27):

Критерий Нуссельта определяется по формуле (26):

Коэффициент теплоотдачи от пара к стенке пластины определяется по формуле (25):

Коэффициент теплоотдачи от стенки пластины к воде определяется по формуле (31):

Коэффициент теплопередачи определяется по формуле (11):

Тепловой поток определяется по формуле (12):

Площадь нагрева бойлера определяется по формуле (13):

3.2 Гидравлический расчёт бойлеров

3.2.1 Гидравлический расчёт кожухотрубчатого основного бойлера в отопительный период

Скорость воды в патрубках подвода и отвода при диаметре 500 мм (диаметры входного и выходного патрубков) , м/с:

(35)

где =1,022*10- объемный вес воды /2, 434/;

м - внутренний диаметр входного и выходного патрубков /3, 38/.

Длину каждого патрубка (подвода и отвода сетевой воды) принимаем .

Для оценки гидравлического сопротивления подогревателя принимаем следующие значения коэффициентов местных сопротивлений :

- поворот во входной и выходной камерах - 1,5;

- поворот потока на 180? - 2,5;

- вход в трубки из камеры - 0,5;

- выход из трубок в камеру - 1 /5, 34/.

Число Re для потока воды в патрубках :

, (36)

где =0,415*10 - вязкость воды, .

Значение

В этом случае коэффициент сопротивления трения :

, (37)

где - коэффициент трения в патрубках бойлера;

. (38)

Суммарный коэффициент сопротивления участка входа :

(39)

Потери давления сетевой воды на участке входа , Па:

(40)

Па

Коэффициент сопротивления трения в трубках бойлера :

(41)

(42)

Суммарный коэффициент сопротивления второго участка :

(43)

Потери давления сетевой воды на втором участке , Па:

(44)

Па

Общее гидравлическое сопротивление бойлеров , Па:

, (45)

где n - количество бойлеров.

Па

Потери напора в бойлерах , м:

(46)

3.2.2 Гидравлический расчёт кожухотрубчатого пикового бойлера

Скорость воды в патрубках подвода и отвода определяется по формуле (35):

Число Re для потока воды в патрубках определяется по формуле (36):

Значение , коэффициент трения в патрубках определяется по формуле (38):

В этом случае коэффициент сопротивления трения определяется по

формуле (37):

Суммарный коэффициент сопротивления участка входа определяется по формуле (39):

Потери давления сетевой воды на участке входа определяются по формуле (40):

Па

Коэффициент сопротивления трения в трубках бойлера определяется по

формуле (41):

Суммарный коэффициент сопротивления второго участка определяется по

формуле (43):

Потеря давления сетевой воды на втором участке определяются по формуле (44):

Общее гидравлическое сопротивление бойлера определяется по формуле (45):

Потери напора в бойлере определяются по формуле (46):

3.2.3 Гидравлический расчёт кожухотрубчатого основного бойлера в неотопительный период

Скорость воды в патрубках подвода и отвода определяется по формуле (35):

Число Рейнольдса определяется по формуле (36):

Значение , коэффициент трения в патрубках

определяется по формуле (38):

В этом случае коэффициент сопротивления трения определяется по

формуле (37):

Суммарный коэффициент сопротивления участка входа определяется по формуле (39):

Потеря давления сетевой воды на участке входа определяется по формуле (40):

Па

Коэффициент сопротивления трения в трубках подогревателя

определяется по формуле (41):

Суммарный коэффициент сопротивления второго участка определяется по формуле (43):

Потери давления сетевой воды на втором участке определяются по формуле (44):

Общее гидравлическое сопротивление бойлера определяется по формуле (45):

Па

Потери напора в бойлерах определяются по формуле (46):

3.2.4 Гидравлический расчёт пластинчатого основного бойлера в отопительный период

Потери давления в пластинчатом бойлере , Па:

, (47)

где - потери давления во всех ступенях одного канала, Па;

- потери давления в присоединительном штуцере, Па.

, (48)

где - коэффициент гидравлического сопротивления канала;

= 0,8 м - приведённая длина канала /таблица 9/;

м - эквивалентный диаметр канала /таблица 9/;

- средняя скорость теплоносителя, м/с;

- число последовательно соединённых ступеней.

, (49)

где с = 1- эксплуатационный коэффициент, учитывающий загрязнения пластин, а также их деформацию вследствие разности давлений в теплообменивающихся средах /таблица 9/;

- постоянная величина, зависящая от типа пластины /таблица 9/;

- число Рейнольдса, зависящее от режима потока теплоносителя;

. (50)

, (51)

где - скорость теплоносителя в штуцере, м/с;

; (52)

- коэффициент гидравлического сопротивления в штуцере /таблица 9/.

Па

м/с

Т. к. скорость теплоносителя в штуцере велика, принимаем 8 теплообменных аппаратов с симметричной компоновкой меньшей мощности.

м/с

Па

Па

Па

Потери давления во всех бойлерах , Па:

Па

Потери напора в бойлерах определяется по формуле (46):

м

3.2.5 Гидравлический расчёт пластинчатого пикового бойлера

Число Рейнольдса определяется по формуле (50):

Коэффициент гидравлического сопротивления канала определяется по формуле (49):

Потери давления во всех ступенях одного канала определяются по формуле (48):

Па

Скорость теплоносителя в штуцере определяется по формуле (52):

м/с

Т. к. скорость в штуцере велика, принимаем 6 теплообменников с симметричной компоновкой меньшей мощности:

м/с

Потери давления в присоединительном штуцере определяется по формуле (51):

Па

Потери давления в бойлере определяется по формуле (47):

Потери давления во всех бойлерах:

Потери напора в бойлерах определяются по формуле (46):

3.2.6 Гидравлический расчёт пластинчатого основного бойлера в неотопительный период

Число Рейнольдса определяется по формуле (50):

Коэффициент гидравлического сопротивления канала определяется по формуле (49):

Потери давления во всех ступенях одного канала определяется по формуле (48):

Скорость теплоносителя в штуцере определяется по формуле (52):

Потери давления в присоединительном штуцере определяется по формуле (51):

Потери давления в бойлере определяется по формуле (47):

Потери давления во всех бойлерах:

Потери напора в бойлерах определяются по формуле (46):

м

3.3 Разница в значениях гидравлических потерь для кожухотрубчатых и пластинчатых бойлеров

Падение давления во всех кожухотрубчатых бойлерах , Па:

, (53)

где - падение давления в основных бойлерах, Па;

- падение давления в пиковых бойлерах, Па.

Падение давления во всех пластинчатых бойлерах , Па:

, (54)

Разность значений падения давления в бойлерах:

(55)

Потери напора в кожухотрубчатых бойлерах , м:

, (56)

где - потери напора в основных бойлерах, м;

- потери напора в пиковых бойлерах, м.

Потери напора в пластинчатых бойлерах , м:

(57)

Разность значений потерь напора в бойлерах , м:

(58)

3.4 Выбор пластинчатых бойлеров

Расчётные параметры пластинчатых теплообменных аппаратов представлены в таблице 10.

Выбираем теплообменные аппараты датской фирмы «APV» типа Р-0,6р-0,5-145-М60-01 в качестве основных бойлеров и типа Р-0,6р-0,5-78-М60-01 в качестве пиковых бойлеров. Технические характеристики этих аппаратов представлены в таблице 11. /4/

Пластины теплообменников выполнены из коррозионно-стойкой стали

марки 12Х18Н10Т, уплотнительные прокладки - из термостойкой резиныEPDM.

Таблица 10

Тип бойлера	Производительность, кВт	Площадь нагрева, м2	Число пластин, шт.	Расход воды, т/ч
Основной	11712	145	290	288
Пиковый	15712,5	78	156	300

 Таблица 11

Показатель	Разборный с резиновыми прокладками
1	2
Поверхность нагрева пластины, м2	0,6
Габариты пластины, мм	1188х740
Минимальная толщина пластины, мм	0,5
Масса пластины, кг	3,08
Число пластин: основной бойлер пиковый бойлер	242 145
Объём воды в канале, л	2,05
Рабочее давление, МПа	1,0
Диаметр патрубков,мм	200
Мощность, кВт: основной бойлер пиковый бойлер	11712 15712,5
Количество бойлеров: основной бойлер пиковый бойлер	8 6
Расход теплоносителя (воды), т/ч: основной бойлер пиковый бойлер	288 300
1	2
Габариты подогревателя, мм высота ширина длина основного бойлера длина пикового бойлера	1560 868 2102 1153
Масса теплообменника, кг не более не менее	1755 1330
Межосевое расстояние, мм	1292

3.5 Тепловая изоляция бойлеров

3.5.1 Тепловая изоляция кожухотрубчатых бойлеров

Тепловая изоляция основных бойлеров - минераловатные маты прошивные (ГОСТ 21880-94) марки 75 толщиной 200 мм.

Тепловые потери с поверхности кожухотрубчатого бойлера , Вт:

, (59)

где - площадь поверхности бойлера, ;

- нормы плотности теплового потока с поверхности изоляции для определённого региона, Вт/м.

, (60)

где Вт/м - нормы плотности теплового потока /6/;

- коэффициент, учитывающий изменение стоимости теплоты в зависимости от района строительства и места установки оборудования /6/.

Площадь кожуха , м²:

, (61)

где м - радиус основания бойлера /3, 38/;

м - высота бойлера /3,38/.

Площадь крышек , :

(62)

Полная площадь поверхности бойлера , :

(63)

Тепловые потери с поверхности изоляции двух бойлеров:

Тепловая изоляция пикового бойлера - минераловатные маты прошивные (ГОСТ 21880-94) марки 75 толщиной 250 мм.

Норма плотности теплового потока определяется по формуле (60):

Площадь кожуха определяется по формуле (61):

Площадь крышек определяется по формуле (62):

Полная площадь поверхности бойлера определяется по формуле (63):

Тепловые потери с поверхности изоляции пикового бойлера определяются по формуле (59):

Общие тепловые потери с поверхности изоляции бойлеров:

3.5.2 Тепловая изоляция пластинчатых бойлеров

Площадь поверхности одного основного пластинчатого бойлера , :

, (64)

где - периметр основания /таблица 11/;

h = 1,56м - высота бойлера /таблица 11/.

Тепловые потери с поверхности изоляции основных ПТА определяется по формуле (59):

Площадь поверхности одного пикового пластинчатого бойлера определяется по формуле (64):

Тепловые потери с поверхности изоляции пиковых пластинчатых бойлеров определяются по формуле (59):

Общие тепловые потери с поверхности изоляции бойлеров:

Тепловая изоляция основного пластинчатого бойлера - пенополиуретан Изолан-101, ТУ 2254-211-10480596-96.

Толщина изоляционного слоя , м:

, (65)

где - теплопроводность теплоизоляционного слоя /7/;

- температура теплоносителя, ?С;

- температура окружающей среды /7/;

- коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции, /7/.

Тепловая изоляция пикового пластинчатого бойлера - комбинированная тепловая изоляция из минеральной ваты и пенополиуретана в виде скорлупы.

Толщина изоляционного слоя из минеральной ваты , м:

, (66)

где - температура на поверхности изоляции, ?С.

Толщина изоляционного слоя из пенополиуретана определяется по формуле (66):

Общая толщина изоляционного слоя:

(67)

3.5.3 Разность значений тепловых потерь кожухотрубчатых и пластинчатых бойлеров , Вт:

(68)

Вт

3.6 Гидравлический расчёт трубопроводов бойлеров

3.6.1 Гидравлический расчёт трубопроводов кожухотрубчатых бойлеров

Исходные данные для гидравлического расчёта трубопроводов кожухотрубчатых бойлеров представлены в таблице 12.

Таблица 12

Тип бойлера	Назначение трубопровода	Диаметр трубопровода, м	Длина трубопровода, м	Плотность воды,	Расход воды, т/ч
Основной № 1	Подвод (отвод) воды	0,514	5,95	977,8 (954,7)	1150
Основной № 2	Подвод (отвод) воды	0,514	5,95 (15,4)	977,8 (954,7)	1150
Пиковый	Подвод (отвод) воды	0,514	5 (5,75)	954,7 (917)	1800

а) Кожухотрубчатый основной бойлер № 1

- Трубопровод подвода воды

Линейное падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды , Па:

, (69)

где - удельное падение давления, Па/м;

(70)

- коэффициент, зависящий от абсолютной шероховатости трубопровода, принимаемый по таблице /1, 191/.

Местное падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды , Па:

, (71)

где - эквивалентная длина местных сопротивлений, м.

; (72)

где - коэффициент, зависящий от абсолютной шероховатости трубопровода /1, 191/;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений арматуры и фасонных частей.

Местные сопротивления: задвижка, два сварных колена.

Общее падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды , Па:

(73)

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

(74)

- Трубопровод отвода воды

Удельное падение давления определяется по формуле (70):

Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (69):

Местные сопротивления те же, что и в трубопроводе подвода воды к бойлеру.

Местное падение давления определяется по формуле (71):

Общее падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (73):

Па

Потеря напора сетевой воды в трубопроводах отвода сетевой воды определяется по формуле (74):

Падение давления в трубопроводах подвода и отвода воды к основному бойлеру № 1:

Потери напора в трубопроводах подвода и отвода воды к основному

бойлеру № 1:

б) Кожухотрубчатый основной бойлер № 2

- Трубопровод подвода воды

Общее падение давления и потери напора в трубопроводе подвода сетевой воды основного бойлера № 2 то же, что и у трубопровода подвода сетевой воды основного бойлера №1.

- Трубопровод отвода воды

Удельное падение давления определяется по формуле (70):

Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (69):

Местные сопротивления: задвижка, четыре сварных колена.

Сумма коэффициентов местных сопротивлений арматуры и фасонных частей:

Эквивалентная длина местных сопротивлений определяется по формуле (72):

Местное падение давления определяется по формуле (71):

Общее падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды

определяется по формуле (73):

Потери напора сетевой воды в трубопроводах отвода сетевой воды

определяется по формуле (74):

Падение давления в трубопроводах подвода и отвода воды к основному бойлеру № 2 определяется по формуле (73):

Потери напора в трубопроводах подвода и отвода воды к основному бойлеру № 2:

в) Кожухотрубчатый пиковый бойлер

- Трубопровод подвода воды

Удельное падение давления определяется по формуле (70):

Линейное падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды определяется по формуле (69):

Местные сопротивления: задвижка, два сварных колена.

Сумма коэффициентов местных сопротивлений арматуры и фасонных частей:

Эквивалентная длина местных сопротивлений определяется по формуле (72):

Местное падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды определяется по формуле (71):

Общее падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды определяется по формуле (73):

Потеря напора сетевой воды в трубопроводах подвода сетевой воды определяется по формуле (74):

- Трубопровод отвода воды

Удельное падение давления определяется по формуле (70):

Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (69):

Местные сопротивления те же, что и в трубопроводе подвода сетевой воды.

Местное падение давления определяется по формуле (71):

Общее падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды

определяется по формуле (73):

Потеря напора сетевой воды в трубопроводах отвода сетевой воды определяется по формуле (74):

Падение давления в трубопроводах подвода и отвода воды к пиковому бойлеру:

Потери напора в трубопроводах подвода и отвода воды к пиковому бойлеру:

г) Общие падение давления и потери напора в трубопроводах кожухотрубчатых бойлеров

3.6.2 Гидравлический расчёт трубопроводов пластинчатых бойлеров

Исходные данные для гидравлического расчёта трубопроводов пластинчатых бойлеров представлены в таблице 13.

Таблица 13

Назначение бойлера	Назначение трубопровода	Диаметр трубопровода, м	Длина трубопровода, м	Плотность воды,	Расход воды, т/ч
Основной бойлер	Подвод (отвод) воды	0,207	2,3 (1,3)	977,8 (954,7)	288
Пиковый бойлер	Подвод (отвод) воды	0,207	2,3 (1,3)	954,7 (917)	300
Основной бойлер	Подвод (отвод) воды	0,514	11,5 (11)	977,8 (954,7)	2300
Пиковый бойлер	Подвод (отвод) воды	0,514	8,5	954,7 (917)	1800

а) Трубопроводы диаметром 200 мм пластинчатых основных бойлеров

- Трубопровод подвода воды

Удельное падение давления определяется по формуле (70):

Линейное падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды определяется по формуле (69):

Местные сопротивления: задвижка, одно сварное колено. Сумма коэффициентов местных сопротивлений арматуры и фасонных

частей:

Эквивалентная длина местных сопротивлений определяется по формуле (72):

Местное падение давления определяется по формуле (71):

Общее падение давления в трубопроводах подвода сетевой воды:

Потери напора сетевой воды в трубопроводах подвода сетевой воды:

- Трубопровод отвода воды

Удельное падение давления определяется по формуле (70):

Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (69):

Местные сопротивления те же, что и в трубопроводе подвода сетевой воды.

Местное падение давления определяется по формуле (71):

Общее падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (73):

Потери напора сетевой воды в трубопроводах отвода сетевой воды определяется по формуле (74):

Общее падение давления в трубопроводах подвода и отвода воды к основным бойлерам:

Потери напора в трубопроводах подвода и отвода воды к пиковому бойлеру:

б) Трубопроводы диаметром 200 мм пластинчатых пиковых бойлеров

- Трубопровод подвода воды

Удельное падение давления определяется по формуле (70):

Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (69):

Местные сопротивления: задвижка, одно сварное колено.

Сумма коэффициентов местных сопротивлений арматуры и фасонных

частей:

Эквивалентная длина местных сопротивлений определяется по формуле (72):

Местное падение давления определяется по формуле (71):

Общее падение давления в трубопроводах подвода сетевой воды определяется по формуле (73):

Потеря напора сетевой воды в трубопроводах подвода сетевой воды определяется по формуле (74):

- Трубопровод отвода воды

Удельное падение давления определяется по формуле (70):

Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (69):

Местные сопротивления те же, что и в трубопроводе подвода сетевой воды.

Местное падение давления определяется по формуле (71):

Общее падение давления в трубопроводах отвода сетевой воды определяется по формуле (73):

Потеря напора сетевой воды в трубопроводах отвода сетевой воды определяется по формуле (74):

Общее падение давления в трубопроводах подвода и отвода воды к пиковым бойлерам:

Потери напора в трубопроводах подвода и отвода воды к пиковым бойлерам:

в) Общие падение давления и потери напора в трубопроводах

диаметром 200 мм бойлеров

г) Трубопроводы диаметром 500 мм пластинчатых основных бойлеров

- Трубопровод подвода воды

Удельное падение давления определяется по формуле (70):

;

Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (69):

Местные сопротивления: задвижка, два сварных колена, восемь тройников.

Сумма коэффициентов местных сопротивлений арматуры и фасонных

частей:

Эквивалентная длина местных сопротивлений определяется по формуле

(72):

Местное падение давления определяется по формуле (71):

Общее падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды определяется по формуле (73):

Потеря напора сетевой воды в трубопроводе подвода сетевой воды определяется по формуле (74):

- Трубопровод отвода воды

Удельное падение давления определяется по формуле (70):

Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (69):

Местные сопротивления: задвижка, одно сварное колено, восемь тройников.

Сумма коэффициентов местных сопротивлений арматуры и фасонных

частей:

Эквивалентная длина местных сопротивлений определяется по формуле (72):

Местное падение давления определяется по формуле (71):

Общее падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (73):