Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Проект реконструкции котельной с заменой котлов



Введение

котельная автоматизация технологический водогрейный

В настоящее время жилищно-коммунальный сектор потребляет большое количество энергии на вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде горячей воды вырабатывается районными отопительными котельными.

Отопительные котельные должны обеспечивать бесперебойное и качественное теплоснабжение потребителей жилищно-коммунального сектора. Повышение надёжности и экономичности теплоснабжения в значительной мере зависит от качества работы котлоагрегатов и рационально спроектированной тепловой схемы котельной. Это достигается благодаря совершенствованию энергохозяйства, внедрению энергосберегающих технологий, использованию вторичных энергоресурсов, экономии топлива и энергии на собственные нужды.

В дипломном проекте на тему: «Проект реконструкции отопительной котельной с заменой котлов» проводится расчёт и выбор основного оборудования проектируемой котельной.

Котельная предназначена для отопления и горячего водоснабжения потребителей жилого сектора. В дипломном проекте представлен расчет тепловой схемы котельой с выбором числа и типа устанавливаемых котлов, тепловой расчет и аэродинамический расчет котельных агрегатов, а также расчет и выбор водоподготовительной установки. Рассмотрены вопросы оснащения котельной автоматикой, вопросы охраны труда и экологии. Произведен расчет организационно-экономических показателей реконструируемой котельной, в результате чего были рассчитаны годовые эксплуатационные расходы котельной и себестоимость отпускаемой теплоты.

Технико-экономическое обоснование проекта

В городе Ростов-на-Дону отмечен возросший темп строительства жилых зданий и помещений. Все эти объекты нуждаются в горячем водоснабжении и отоплении. Старых районных котельных мощностей не хватает. Поэтому стоит задуматься над их реконструкцией, для установки более мощных котлоагрегатов, расчитанных на возросшее количество объектов обслуживания

В данном дипломном проекте рассматривается вопрос о производстве требуемой тепловой энергии новым потребителям. Для решения этого вопроса, на основании имеющейся отопительной котельной был проведен тепловой расчет и подобрано оборудование, которое будет обеспечивать необходимую тепловую нагрузку. Данная котельная будет обеспечивать горячую воду для отопления и горячего водоснабжения жилого района.



1. Расчет тепловой схемы с водогрейными котлами

Таблица 1- Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной

Наименование	Обозн	Обоснование	Значение величины режимов
			Макс. зимн	Наиб. хол. мес	летний
Место расп. котельной		задано	Г. Ростов - на-Дону
Максимальные расходы теплоты, МВт на отопление на вентиляцию на горячее водоснабжение Расчетная температура наружного воздуха для отопления, єС Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, єС Температура воздуха внутри помещений, єС Температура сырой воды, єС Температура подогретой сырой воды перед ХВО, єС Температура подпиточной воды после ОДВ, єС Коэффициент собственных нужд ХВО Температура сетевой воды на выходе из ВК, єС Температура воды на входе в ВК, єС Расчетная температура горячей воды после местных теплообменников горячей воды, єС Предварительно принятый расход ХОВ, т/ч Предварительно принятый расход воды на подогрев ХОВ, т/ч Температура греющей воды после ПХВ, єС КПД подогревателей	Qо Qв Qгв tро tнв tвн tсв t`хов t``подп Кхво t1вк t2вк tгвпотр Gхов1 G`грпод t``гр з	« « « табл. климат. данных « по справоч-нику СНиП 11-36-73 принято « « « « « « « « «	36.0 6,25 12,8 -14 -8 18 5 19 70 1.25 150 70 60 11 5 108 0.98	- - 12,8 -27 - 18 5 19 70 1.25 150 70 60 11 5 108 0.98	- - 10 - - - 15 19 70 1.25 120 70 60 4 1 108 0.98

1. Определяется коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца

К_ов = (t_вн - t_нв) / (t_вн - t_ро),

где t_вн=18 єС - принятая температура воздуха внутри отапливаемых помещений

t_ро = -14 єС - расчетная температура наружного воздуха (определяется по таблице климатологических данных для г. Костромы);

t_нв= -8 єС - температура наружного воздуха для режима наиболее холодного месяца для вентиляционной нагрузки

К_ов = (18 - (- 8)) /(18 - (- 14))= 0,813

2. Температура воды на нужды отопления и вентиляции в подающей линии для режима наиболее холодного месяца

t₁= 18 +64,5хК^0,8_ов + 67,5 х К_ов =18+ 64,5 х 0,813^0,8 +67,5х 0,813=127,5 єС.

3. Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции для режима наиболее холодного месяца

t₂= t₁ - 80 х К_ов = 127,5 - 80 х 0,813 = 62,46єС.

4. Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию для максимально-зимнего режима



Q_ов^мз = Q_о + Q_в = 22+3,9 =25,9МВт

Для режима наиболее холодного месяца

Q_ов ^хм = (Q_о + Q_в) х К_ов =(22 +3,9) х 0,813 = 21,06МВт.

5. Суммарный отпуск теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения

Для максимально-зимнего режима

Q^мз = Q_ов^мз + Q_гв^мз = 25,9+8 =33,9МВт.

Для режима наиболее холодного месяца

Q^хм = 21,06+8 =29,06МВт.

6. Расход воды в подающей линии системы горячего водоснабжения потребителей для максимально-зимнего режима

G_гв^потр = 860 х Q_гв / (t_гв ^потр - t_св)= 860 х 8 / (60 - 5) = 125,1т/ч,

где t_св =5єС температура сырой воды зимой (принимается)

7. Тепловая нагрузка подогревателя первой ступени (на обратной линии сетевой воды) для режима наиболее холодного месяца

Q_гв^1ст=0,00116 х G_гв^потр (t₂ - (Дt_в + t_св))=0,00116 х 125,1 х (62,46 - (10 + 5))= 6,8МВт,

где Дt_в =10єС - минимальная разность греющей и подогреваемой воды.

8. Тепловая нагрузка подогревателя второй ступени наиболее холодного месяца



Q_гв^2ст= Q_гв^потр - Q_гв^1ст =8 - 6,8 =1,2МВт.

9. Расход сетевой воды на местный теплообменник второй ступени, то есть на горячее водоснабжение, для режима наиболее холодного месяца

G_гв^2ст =860 х Q_гв^2ст /(t₁ - t₂)=860 х 1,2 / (127,53 - 62,46) = 15,86 т/ч.

10. Расход сетевой воды на местный теплообменник для летнего режима

G_гв^л =860 х Q_гв^л /(t₁^л - (Дt_в + t_св)) = 860 х 5,5 / (70 - (10+15))= 105,1т/ч,

где Q_гв^л - расход теплоты потребителями ГВС для летнего режима, МВт

t1 л = 70 єС - температура сетевой воды в прямой линии ГВС летом.

t_св = 15 єС - температура сырой воды для летнего режима.

11. Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию

Для максимально-зимнего режима

G_ов^мз =860 х (Q_о + Q_в) / (t₁ - t₂) = 860 х (22,44+3,9) /(150 - 70)=283,2т/ч.

Для режима наиболее холодного месяца

G_ов^хм =860 х Q_ов ^хм / (t₁ - t₂) =860 х 21,06 /(127,53 - 62,46)= 278,34т/ч.

12. Расход сетевой воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

Для максимально-зимнего режима



G_вн^мз = G_ов + G_гв = 278,34 + 8 = 286,34 т/ч.

Для режима наиболее холодного месяца

G_вн^хм = 278,34 + 8 = 286,34т/ч.

Для летнего режима

G_вн^л = 0 + 105,1 = 105,1 т/ч.

13. Температура обратной сетевой воды после внешних потребителей

Для максимально-зимнего режима

t_обр^мз = t₂ - 860 х Q_гв^л / G_вн^мз х з = 70 - 860 х 5,5/ 278,34 х 0,98 = 53,35єС

Для режима наиболее холодного месяца

t_обр^хм = t₂ - 860 х Q_гв^л / G_вн^хм х з = 62,46 - 860 х 5,5/ 278,34 х 0,98 = 45,8єС

Для летнего режима

t_обр^л = t₂ - 860 х Q_гв^л / G_вн^л х з = 70 - 860 х 5,5/ 105,1 х 0,98 =26 єС

14. Расход подпиточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних потребителей

Для максимально-зимнего режима

G_ут^мз = 0,01 х К_тс х G_вн^мз = 0,01 х 2 х 278,34= 5,57 т/ч.



Для летнего режима

G_ут^л = 0,01 х К_тс х G_вн^л = 0,01 х 2 х 105,1 = 2,102т/ч,

где К_тс - потери воды в закрытой системе теплоснабжения и в системе потребителей принимаются 2,0% часового расхода воды внешними потребителями.

15. Расход сырой воды, поступающей на химводоочистку

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

G_св^мз = 1,25 х G_ут^мз = 1,25 х 5,57 = 6,96т/ч.

Для летнего режима

G_св^л = 1,25 х G_ут^л = 1,25 х 2,102 =2,63 т/ч,

где 1,25 - коэффициент, учитывающий потери воды на собственные нужды в ХВО

16. Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

t_хов^мз = (G_ут^мз (t_д - t₂) х з / G_хов¹) + t_хов¹ = (5,57 х (104 - 62,46) х 0,98 / 8)+15=43,34 єС

Для летнего режима

t_хов^л = (G_ут^л (t_д - t₂) х з / G_хов¹)+t_хов¹=(2,102 (104 -62,46) х 0,98/8) +15=25,7 єС,

деt_хов¹, єС - температура сырой воды перед ХВО (принимается до 20єС)

t_д, єС - температура подпиточной воды после деаэратора

t₂=70 єС - температура подпиточной воды после охладителя деаэратора

17. Температура химически очищенной воды, поступающей в деаэратор

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

t_ховд^мз =(G_гр^под (t₁ - t_гр¹¹) х з / G_хов¹) + t_хов^мз =(3 х (150 -108) х 0,98/7) + 43,34 = 60,98єС.

Для летнего режима

t_ховд^л =(1 х (120-108) х 0,98/2,1) + 25,7= 45,3 єС.

18. Проверяется температура сырой воды перед ХВО

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

t_хов1^мз = (G_гр^под (t_гр¹¹ - t₂) х з / G_св^мз) + t_св = (3 х (108 -70) х 0,98 /6,96) + 5 = 21,05єС.

Для летнего режима

t_хов1^л = (1 х (108 -70) х 0,98 /4,75) + 14 = 21,84єС.

19. Расход греющей воды на деаэратор

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

G_грд^мз = (G_ут^мз х t_подп ¹ - G_хов¹ х t_ховд^мз) / t₁^вк = (5,57 х 104 - 7 х 60,98) / 150 = 1,01 т/ч.



Для летнего режима

G_грд^л = (G_ут^л х t_подп ¹ - G_хов¹ х t_ховд^л) / t₁^вк = (2,102х 104 - 2,1 х 21,84) / 120 = 1,23т/ч.

20. Проверяется расход химически очищенной воды на подпитку теплосети

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

G_хов^мз = G_ут^мз - G_грд^мз = 5,57 - 1,01 = 4,56 т/ч.

Для летнего режима

G_хов^л = G_ут^л - G_грд^л = 2,102 - 1,23 = 0,872т/ч.

21. Расход теплоты на подогрев сырой воды

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

Q_ов^мз = 0,00116 х G_св^мз х (t_хов1^мз - t_св) / з = 0,00116 х 6,96 х (21,05 - 5) / 0,98 = 0,13 МВт

Для летнего режима

Q_ов^л = 0,00116 х G_св^л х (t_хов1^л - t_св) / з = 0,00116 х 2,65 х (21,84 - 15)/0,98 = 0,02 МВт.

22. Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца



Q_хов^мз = 0,00116 х G_хов^мз х (t_ховд^мз - t_хов¹¹)/з = 0,00116 х4,56х (60,98 -43,34)/0,98 = 0,095МВт

Для летнего режима

Q_хов^л =0,00116 х G_хов^л х (t_ховд^л - t_хов¹¹)/з= 0,00116 х 0,872 х (45,3 - 21,84)/0,98=0,02 МВт

23. Расход теплоты на деаэратор

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

Q_д^мз = 0,00116 х G_грд^мз х (t₁^вк - t_подп¹¹)/з = 0,00116 х1,01х (150 - 70)/0,98= 0,09МВт.

Для летнего режима

Q_д^л = 0,00116 х G_грд^л х (t₁^вк - t_подп¹¹)/з = 0,00116 х1,23х (120 - 70)/0,98= 0,11МВт

24. Расход теплоты на подогрев ХОВ в охладителе деаэрированной воды

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

Q_охл^мз=0,00116 х G_хов^мз х (t_хов¹¹ - t_хов¹)/з =0,00116 х4,56 х (82 - 21,05)/0,98=0,33МВт.

Для летнего режима

Q_охл^л=0,00116 х G_хов^л х (t_хов¹¹ - t_хов¹)/з =0,00116 х 0,872 х (45,3-21,84) /0,98= 0,02МВт.

25. Суммарный расход теплоты, необходимый в водогрейных котлах

Для максимально-зимнего режима

УQ_вк^мз= Q^мз +Q_ов^мз +Q_хов^мз + Q_д^мз - Q_охл^мз =34,34 + 25,9 + 0,095 + 0,09 - 0,33=60,095 МВт.

Для наиболее холодного месяца

УQ_вк^хм= Q^хм +Q_ов^хм +Q_хов^хм + Q_д^хм - Q_охл^хм =34,34 +21,06 +0,095 +0,09 - 0,02= 55,565МВт.

Для летнего режима

УQ_вк^л= Q^л +Q_ов^л +Q_хов^л + Q_д^л - Q_охл^л =5,5 + 0,02 + 0,11 - 0,02= 5,61МВт.

26. Расход воды через водогрейные котлы

Для максимально-зимнего режима

G_вк^мз = 860 х УQ_вк^мз / (t₁^вк - t₂^вк) = 860 х 60,095 / (150 -70) = 646,02 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G_вк^хм = 860 х УQ_вк^хм / (t₁^вк - t₂^вк) = 860 х 55,565 / (150 -70) =597,32 т/ч.

Для летнего режима

G_вк^л = 860 х УQ_вк^л / (t₁^вк - t₂^вк) = 860 х 5,61 / (120 -70) = 96,5 т/ч.



27. Расход воды на рециркуляцию

Для максимально-зимнего режима

G_рец^мз =G_вк^мз х(t₂^вк -t_обр^под) / (t₁^вк - t_обр^под) = 646,02 х (70 - 53,35) /(150 - 53,35) = 111,3т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G_рец^хм =G_вк^хмх(t₂^вк -t_обр^под) /(t₁^вк -t_обр^под) = 597,32х (70 -45,8) /(150 -45,8) = 132,7/ч.

Для летнего режима

G_рец^л =G_вк^л х(t₂^вк - t_обр^под)/(t₁^вк - t_обр^под) = 96,5 х (70 - 26) /(150 - 26) = 34,2 т/ч.

28. Расход воды по перепускной линии

Для максимально-зимнего режима

G_пер^мз =G_вн^мз х (t₁^вк - t₁) /(t₁^вк - t_обр^под) = 646,02 х (150 - 127,5) /(150 - 53,35) = 149т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G_пер^хм =G_вн^хм х (t₁^вк - t₁) /(t₁^вк - t_обр^под) = 597,32 х (150 - 127,5) /(150 - 45,8) = 129 т/ч.



Для летнего режима

G_пер^л =G_вн^л х (t₁^вк - t₁) /(t₁^вк - t_обр^под) = 96,5 х (120 - 127,5) /(120 - 26) = 22,6 т/ч.

29. Расход сетевой воды от внешних потребителей через обратную линию

Для максимально-зимнего режима

G_обр^мз = G_вн^мз - G_ут^мз = 646,02 - 5,57 = 640,45 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G_обр^хм = G_вн^хм - G_ут^хм = 597,32 - 5,57 = 591,75 т/ч.

Для летнего режима

G_обр^л = G_вн^л - G_ут^л = 96,5 -2,102 = 94,4 т/ч.

30. Расчетный расход воды через водогрейные котлы

Для максимально-зимнего режима

G_к¹= G_вн^мз + G_гр^под + G_рец^мз - G_пер^мз = 646,02 + 1,01 + 111,3 - 149 = 609,33 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G_к¹= G_вн^хм + G_гр^под + G_рец^хм - G_пер^хм = 597,32 + 1,01 + 132,7 - 129 = 602,03 т/ч.



Для летнего режима

G_к¹= G_вн^л + G_гр^под + G_рец^л - G_пер^л = 96,5 + 1,23 + 34,2 - 22,6 = 109,33т/ч.

31. Расход воды, поступающей к внешним потребителям по прямой линии

Для максимально-зимнего режима

G¹ = G_к¹ - G_грд^мз - G_рец^мз + G_пер^мз = 609,33 - 1,01 - 111,3 + 149 = 646,02 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G¹ = G_к¹ - G_грд^хм - G_гр^под - G_рец^хм + G_пер^хм = 602,03 -1,01 - 5-132,7 + 129 = 592,32 т/ч.

Для летнего режима

G¹=G_к¹ - G_грд^л - G_гр^под - G_рец^л + G_пер^л = 109,33 - 1,23 - 1 -34,2 + 22,6 = 95,5 т/ч.

32. Разница между найденным ранее и уточненным расходом воды внешними потребителями

Для максимально-зимнего режима

Д = 100 х (G_вн^мз - G¹) / G_вн^мз = 100 х (278,34 - 609,02) / 609,02 = 1,32%.

Для наиболее холодного месяца

Д = 100 х (G_вн^хм - G¹) / G_вн^хм = 100 х (278,34 - 592,32) / 592,32 = 0,9%.

Для летнего режима

Д = 100 х (G_вн^л - G¹) / G_вн^л = 100 х (105,1 - 95,5) / 95,5 = 1,01%.

При расхождении, меньшем 3%, расчет считается оконченным.

Выполнив расчет тепловой схемы, нужно определить количество устанавливаемых котлов. По расчитанным нагрузкам, принимаем к установке 2 котла КВГМ-20-150. Определяем расход воды по одному котлу и сравниваем с установленым по паспорту. При выполнении условия , выбор котлов считают выполненым и проверяют количество котлов, работающих при различных режимах работы.

В соответствии с расчетом тепловой схемы к установке принимаем два котла КВГМ-20-150. По данным завода-изготовителя мощность одного котла Qвк = 23,2 МВт составляет при расходе воды через него 247 т/ч. Расчетный расход воды через один котел при максимально-зимнем режиме составляет 278,34/2=139,17<247 т/ч. В связи с этим, сохраняем температуру воды на выходе из котлов єC.

В летнее время теплоснабжение будет обеспечено одним котлом, который будет загружен на 47%. При режиме наиболее холодного месяца в работе будут находиться три котла. В случае выхода из строя одного котла подачу теплоты на вентиляцию общественных зданий и потребителям второй категории придется сократить на ?Q = Qхм - Qвк * 2 = 29,06 -6,96 * 2 = 6,08 МВт, что в оответствии со СНиП 11-35 допускается.



2. Тепловой расчет котельного агрегата КВГМ-20-150

2.1 Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания

В качестве основного вида топлива принято по заданию природный газ.

Состав природного газа в процентах по объему, приводим в таблице 2.

Таблица 2

Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Бутан С4Н10	Пентан С5Н12	Азот N2	Диоксид углерода СО2	Кислород О2
97,785	0,979	0,278	0,091	0,011	0,81	0,037	0,009

Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива:

Q_н^р = 33603,8 кДж/м³ (8020 ккал/м³);

плотность при нормальных условиях

Определяем теоретические и действительные объемы воздуха и продуктов сгорания.

Теоретический объем воздуха, необходимого для сгорания топлива при сжигании газа при , , м³/м³:

, (2.1.1)

где m - число атомов углерода;

n - число атомов водорода

Теоретический объем продуктов сгорания:

теоретический объем водяных паров, , м³/м³:

, (2.1.2)

где d_г.тл. - влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1м³ сухого газа, г/м³; принимаем d_г.тл. = 10 г./м³

,

теоретический объем азота , м³/м³:

, (2.1.3)

,

теоретический объем трехатомных газов , м³/м³:

, (2.1.4)

,

теоретический объем продуктов сгорания , м³/м³:

(2.1.5)

,

Действительные объемы продуктов сгорания рассчитываются с учетом коэффициента избытка воздуха в топке и объемов присосов воздуха по газоходам котельного агрегата. Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки котла принимаем для камерной топки при сжигании газа равным 1,05 [1], величину присосов воздуха в газоходах котлоагрегата при номинальной нагрузке принимаем равным [1]:

конвективный пучок котла

экономайзер чугунный с обшивкой

стальной газоход (на каждые 10 м длины) .

Действительный суммарный объем продуктов сгорания природного газа , м³/м³:

, (2.1.6)

Расчет действительных объемов продуктов сгорания и их составов по газоходам приводим на примере топки, результаты сводим в таблицу 3.

Таблица 3

Величина	Расчетная формула	Теоретические объемы
		Газоход
		топка	конвкт. пучок	эконо- майзер
Коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева		1,05	1,1	1,2
Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе		1,05	1,075	1,15
Избыточное количество воздуха, м3/м3		0,479	0,718	1,436
Объем водяных паров, м3/м3		2,176	2,18	2,191
Полный объем продуктов сгорания, м3/м3		11,234	11,477	12,206
Объемная доля трехатомных газов		0,09	0,088	0,083
Объемная доля водяных паров		0,193	0,189	0,178
Суммарная объемная доля		0,283	0,277	0,261

2.2 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Энтальпия теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур , кДж/кг:

, (2.2.1)

где (ct)_в-энтальпия 1м³ воздуха, [1]

Энтальпия теоретического объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур , кДж/м³:

, (2.2.2)

где - энтальпия 1м³ трехатомных газов, теоретического объема азота и водяных паров [1], кДж/м³.

Энтальпия избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур t, , кДж/м³:

, (2.2.3)

Энтальпию продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха , Н, кДж/м³:

, (2.2.4)

где Н_зл - энтальпия золы: для газа Н_зл = 0.

Результаты расчетов энтальпий воздуха и продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 4.

Для составления таблицы интервал температур принимаем равным 100^оС.

Таблица 4

О, оС	, кДж/м3	, кДж/м3	, кДж/м3
			Топка 1,05	Конвективный пучок	Экономайзер
100	1270,07	1485,49	1548,99		1612,50		1739,50
200	2556,41	2998,17	3125,99	1577,00	3253,81	1641,32	3509,46	1769,95
300	3866,68	4547,85	4741,18	1615,19	4934,52	1680,70	5321,19	1811,73
400	5201,84	6143,86	6403,95	1662,77	6664,04	1729,52	7184,23	1863,04
500	6568,58	7779,64	8108,07	1704,11	8436,49	1772,45	9093,35	1909,13
600	7966,90	9445,70	9844,04	1735,98	10242,39	1805,90	11039,08	1945,73
700	9406,38	11159,89	11630,2	1786,16	12100,53	1858,14	13041,16	2002,08
800	10853,5	12928,32	13470,9	1840,79	14013,67	1913,14	15099,02	2057,86
900	12300,6	14732,78	15347,8	1876,82	15962,85	1949,18	17192,91	2093,89
1000	13787,9	16568,80	17258,2	1910,39	17947,60	1984,75	19326,40	2133,49
1100	15315,5	18409,07	19174,8	1916,64	19940,62	1993,02	21472,17	2145,77
1200	16843,0	20262,68	21104,8	1929,99	21946,98	2006,36	23631,29	2159,12
1300	18370,5	22166,29	23084,8	1979,99	24003,35	2056,37	25840,41	2209,12
1400	19938,3	24105,93	25102,8	2018,03	26099,76	2096,42	28093,60	2253,19
1500	21506,0	26032,00	27107,3	2004,45	28182,60	2082,84	30333,21	2239,61
1600	23073,7	27989,85	29143,5	2036,24	30297,23	2114,63	32604,61	2271,40
1700	24641,5	29961,06	31193,1	2049,59	32425,21	2127,98	34889,36	2284,75
1800	26209,2	31941,37	33251,8	2058,69	34562,29	2137,08	37183,21	2293,85
1900	27817,1	33953,46	35344,3	2092,49	36735,18	2172,89	39516,89	2333,68
2000	29425,0	35956,23	37427,4	2083,16	38898,73	2163,55	41841,24	2324,35
2100	31033,0	37981,67	39533,3	2105,84	41084,97	2186,24	44188,27	2347,03
2200	32640,9	40797,14	42429,1	2895,86	44061,23	2976,26	47325,32	3137,05

Определение КПД и расхода топлива котлоагрегата

Тепловой баланс котлоагрегата характеризует равенство между приходом и расходом тепла. Тепловая эффективность котлоагрегата, совершенство его работы характеризуется коэффициентом полезного действия.

Приходная часть теплового баланса в большинстве случаев определяется по формуле Q_прих, кДж/м³(ккал/м³):

, (2.3.1.1)

где Q_р^р - располагаемая теплота;

Q_н^р - низшая теплота сгорания топлива, для газа принимаем;

Q_н^с - низшая теплота сгорания сухой массы газа; принимаем по исходным данным для газа Q_н^с = 33603,8 кДж/м³ (8020 ккал/м³);

Q_ф.т. - физическое тепло топлива: принимаем Q_ф.т.= 0, так как топливо-газ;

Q_т.в. - физическое тепло воздуха, подаваемого в топку котла при подогреве его вне котлоагрегата: принимаем Q_т.в.= 0, так как воздух перед подачей в котлоагрегат дополнительно не подогревается;

Q_пар. - теплота, вносимая в котлоагрегат при поровом распиливании жидкого топлива, кДж/кг: принимаем Q_пар.= 0, так как топливо газ.

Располагаемая теплота для котлоагрегата КВГМ-20-150 составляет:

Расходная часть теплового баланса котлоагрегата складывается и следующих составляющих:

(2.3.1.2)

Тепловой баланс котла составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты выражаются в процентах располагаемой теплоты:

(2.3.1.3)

Разделив уравнение (2.1.3.2) на Q_р^р получим его в следующем виде:

(2.3.1.4)

где q₁ - полезно использованная в котлоагрегате теплота;

q₂ - потеря теплоты с уходящими газами;

q₃ - потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива;

q₄ - потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива;

q₅ - потеря теплоты от наружного охлаждения;

- потеря теплоты от физической теплоты, содержащейся в удаляемом шлаке и от потерь на охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла;

q_6шл.= 0, так как топливо газ;

q_6охл= 0, так как охлаждение элементов котлоагрегата КВГМ - 20,23-150 не предусматривается его конструкцией.

КПД брутто котельного агрегата определяется по уравнению обратного баланса, %:

, (2.3.1.5)

Потеря теплоты с уходящими газами q₂, %:

, (2.3.1.6)

где Н_ух - энтальпия уходящих газов из котлоагрегата, определяется из таблицы 3 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов, кДж/м³; принимаем предварительно температуру уходящих газов Т_ух= 155^оС, ;

Н_ух = 2713 кДж/м³;

Н_х.в.^о - энтальпия теоретического объема холодного воздуха при температуре 30 ^оС, кДж/м³:

, (2.3.1.7)

Потери теплоты от химического недожога q₃ для природного газа равны 0,5%. [1]

Потери теплоты от механического недожога q₄ для природного газа принимаем q₄ = 0.

Определяем q₂, %:

.

Потери теплоты от наружного охлаждения q₅, %:

(2.3.1.8)

где q_5ном - потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке водогрейного котла: для котла КВГМ - 23,26-150 q_5ном=0,9511% [1];

N_ном - номинальная нагрузка водогрейного котла, т/ч;

N - расчётная нагрузка водогрейного котла, т/ч

q₅ = 0.9511.

Коэффициент полезного действия котлоагрегата, %:

Суммарную потерю тепла в котлоагрегате, %:

, (2.3.1.9)

Для последующих расчетов определяем коэффициент потери теплоты:

, (2.3.1.10)

.

Полное количество теплоты, полезно отданной в котельном агрегате, Q, кВт:

, (2.3.1.11)

где G_в - расход воды через водогрейный котёл: для КВГМ-20-150 G_в=247т/ч =68,61 кг/с

- энтальпия горячей воды на выходе из котла (150°С), кДж/кг;

- энтальпия холодной воды на входе в котел (70°С), кДж/кг;

кВт

Расход топлива, подаваемого в топку котлоагрегата В, м³/ч:

, (2.3.1.13)

.

Тепловой расчет топочной камеры

Поверочный расчет топочной камеры заключается в определении действительной температуры дымовых газов на выходе из топочной камеры котлоагрегата , ^оС:

, (2.3.2.1)

где Т_а - абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания, К;

М - параметр, учитывающий распределения температур по высоте топки;

- коэффициент сохранения теплоты;

В_р - расчетный расход топлива, м³/с;

F_ст - площадь поверхности стен топки, м²;

- среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов;

- степень черноты топки;

Vc_ср - средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1м³ топлива в интервале температур , кДж/(кг К);

- коэффициент излучения абсолютно черного тела, Вт/(м²К⁴).

Для определения действительной температуры , предварительно задаемся ее значением в соответствии с рекомендациями [1] . По принятой температуре газов на выходе из топки и адиабатической темпе-ратуре сгорания топлива О_а определяем тепловые потери, а по принятой - излучательные характеристики газов. Затем по известным геометрическим характеристикам топочной камеры получаем расчетным путем действи-тельную температуру на выходе из топки.

Поверочный расчет топки проводим в следующей последо-вательности.

Для принятой предварительно температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице 2.2.1 .

Полезное тепловыделение в топке Q_т, кДж/м³:

, (2.3.2.2)

где Q_в - теплота, вносимая в топку воздухом: для котлов не имеющих воздухоподогревателя, кДж/м³:

, (2.3.2.3)



Q_в.вн. - теплота, внесенная в котлоагрегат с поступающим в него воздухом, подогретым вне агрегата: принимаем Q_в.вн = 0, так как воздух перед котлом КВГМ-20-150 в рассматриваемом проекте не подогревается;

rH_г.отб. - теплота рециркулирующих продуктов сгорания: принимаем rH_г.отб. = 0, так как конструкцией котла КВГМ-20-150 рециркуляция дымовых газов не предусматривается.

.

Теоретическую (адиабатную) О_а температуру горения определяем по величине полезного тепловыделения в топке Q_т = Н_а.

По таблице 3 при Н_а = 33835,75 кДж/м³ определяем О_а = 1827,91 ^оС.

.

Определяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки (х_т) при сжигании:

, (2.3.2.4)

где , (2.3.2.5)

где Н_г - расстояние от пода топки до оси горелки, м;

Н_т - расстояние от пода топки до середины выходного окна топки, м;

Для котла КВГМ-20-150 расстояние Н_г = Н_т, тогда х_т = 0,53.

Коэффициент тепловой эффективности экранов определяем по формуле:



, (2.3.2.6)

где - коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятие экранов вследствие загрязненности или закрытия изоляцией поверхностей; принимаем [1];

х - условный коэффициент экранирования; определяем по номограмме [1], при S = 64 мм, d = 60 мм, S/d = 64/60 =1,07, тогда х = 0,98;

Определяем эффективную толщину излучающего слоя в топке S, м:

, (2.3.2.7)

где V_т, F_ст - объем и поверхность стен топочной камеры, м³ и м². Определяем по конструкторской документации на котел КВГМ-20-150.

V_т = 61,5м³, F_ст = 106,6м²;

Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени складывается из коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами (к_r) и сажистыми частицами (к_с) и при сжигании газа,:

, (2.3.2.8)

где r_п - суммарная объемная доля трехатомных газов: определяется из таблицы 3.



Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами k_r, :

, (2.3.2.9)

где р_п - парциальное давление трехатомных газов, МПа;

, (2.3.2.10)

где р - давление в топочной камере котлоагрегата, работающего без продувки: р = 0,1 МПа, [1];

- абсолютная температура газов на выходе из топочной камеры, К:

Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами к_с,

, (2.3.2.11)

Где соотношение содержания углерода и водорода в рабочей массе топлива: для газового топлива принимается:



, (2.3.2.12)

Степень черноты факела для газообразного топлива а_ф:

(2.3.2.13)

где а_св - степень черноты светящейся части факела:

(2.3.2.14)

а_r - степень черноты несветящихся трехатомными газами, определяется по формуле:

; (2.3.2.15)

m - коэффициент, характеризующий долю топочного объема заполненного светящейся частью факела.

Определяем удельную нагрузку топочного объема q_v, кВт/м³:

(2.3.2.16)



тогда m = 0,171 [1].

Степень черноты топки при сжигании газа а_т:

(2.3.2.17)

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1м³ газообразного топлива , кДж/(м³К):

, (2.3.2.18)

Определяем действительную температуру на выходе из топки, ^оС:

Так как расчетная температура на выходе из топочной камеры отличается от ранее принятой более чем на 100 ^оС, то уточняем значение Vc_ср и по полученному ранее значению температуры.

Уточняем значение (1373К).

Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени:

,

где ,

.

Уточняем значение степени черноты факела:

где

.

Степень черноты топки:

.

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания , кДж/м³К:

.

Температура на выходе из топки:

Так как расчетная уточненная температура на выходе из топки отличается от ранее принятой всего на 25 ^оС, то полученную темпе-ратуру принимаем для дальнейшего расчета, как температуру на выходе из топки.



Расчет конвективного пучка котла

Расчет конвективных поверхностей котла ведем в следующей последовательности:

По чертежу котлоагрегата определяем следующие конструктивные характеристики газохода:

площадь поверхности нагрева одного конвективного пучка Н=203,3 м²;

поперечный шаг труб S₁ = 64 мм;

продольный шаг труб S₂ = 40 мм;

число труб в ряду z₁ = 46 шт.;

число рядов труб по ходу продуктов сгорания z₂ = 14 шт.;

наружный диаметр и толщина стенки трубы

площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания F = 1,94м².

Подсчитываем относительный шаг:

- поперечный

- продольный

Предварительно принимаем значение температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода:

Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания по уравнению теплового баланса Q_б, кДж/м³:

, (2.3.3.1)



где - коэффициент сохранения теплоты;

Н' - энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева; принимаем из расчета топочной камеры Н'=Н_т»=21519,1 кДж/м³ при =1266^оС;

Н» - энтальпия продуктов сгорания после конвективного пучка, принимаем из таблицы 2.2.1 при = 155^оС Н₁» = 2713 кДж/м³;

- присос воздуха в конвективном пучке;

Н^о_пр.в. - энтальпия присосанного воздуха при t_в = 30 ^оС,

Н^о_пр.в. = Н^о_х.в. = 380.93 кДж/ м³;

кДж/м³,

Расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе определяем по формуле О, ^оС:

, (2.3.3.2)

Определяем температурный напор , ^оС:

(2.3.3.3)

где t_к - температура охлаждающей среды: для водогрейного котла

t_к=110 ^оС

Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева, м/с:



, (2.3.3.4)

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков , Вт/(м²К):

, (2.3.3.5)

где - коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме [1],

= 112,5 Вт/м²К;

с_z - поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, определяем по номограмме [1], с_z = 0,98;

с_s - поправка на компоновку пучка, определяем по номограмме [1],

с_s = 1,0;

с_ф - коэффициент, учитывающий влияние физических параметров потока, определяем по номограмме [1]: ,

Вычисляем степень черноты газового потока (а). При этом предварительно вычисляем суммарную оптическую толщину:

, (2.3.3.6)

где s - толщина излучающего слоя, для гладкотрубных пучков, м:

, (2.3.3.7)

к_зл. - коэффициент ослабления лучей золовыми частицами, принимаем

при сжигании газа к_зл. = 0;

- концентрация золовых частиц, принимаем ;

р - давление в газоходе, принимаем для котлов без надува равным 0,1МПа;

к_г - коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, определяем по формуле:

, (2.3.3.8)

где ;

;

,

,

Определяем коэффициент теплоотдачи , учитывающий передачу теплоты излучением , Вт/м²К:

, (2.3.3.9)

где - коэффициент теплоотдачи, определяем по номограмме [1], Вт/м²К;

а - степень черноты продуктов сгорания, определяем по номограмме [1]: ;

с_г - коэффициент, учитывающий температуру стенки, определяем по номограмме [1].

Для определения и с_г вычисляем температуру загрязненной стенки t_s, ^оС:

(2.3.3.10)

где t - средняя температура окружающей среды, t₁ = 85^оС;

- при сжигании газа принимаем равной 25^оС [1];

,

Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева , Вт/м²К:

, (2.3.3.11)

где - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева, принимаем [1];

Определяем коэффициент теплопередачи k, Вт/м²К:

, (2.3.3.12)

где - коэффициент тепловой эффективности: [1];

Определяем количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева Q_т, кДж/м³:

, (2.3.3.13)

Проверка теплового баланса

Расчёт считается верным, если выполняется следующее условие [1]:

(2.3.4.1)

где , (2.3.4.2)

где количества теплоты, воспринятые лучевоспринимающими поверхностями топки и котельными пучками, кДж/м³;

(2.3.4.3)

?Q=0,698•[33603,8•0,918 - (11963,853+18977,679)]= - 65,084

Тогда



3 Аэродинамический расчет

3.1 Аэродинамический расчет газового тракта котла КВГМ-20-150

Расчет тяги при сжигании природного газа произведен согласно существующей методике и представлен в виде таблицы 5.

Таблица 5

Рассчитываемая величина	Обозначение	Размерность	Формула или обоснование	Ссылка	Значение
Топка
Разрежение	hт	кг/м2	принимаем	[3]	2
Поворот из топки в конвективный газоход (90°)
Секундный объем газов	Vc	м3/с		-
Живое сечение газохода	F	м2		тепловой расчёт	1,94
Скорость газов	W	м/с		[3]	29,56/1,94=15,23
Коэффициент сопротивления поворота с учетом входа в трубу		-		[3]	2+1,4•1•1=3,4
Динамическое давление	hд	кг/м2	-	[1]	0,21
Сопротивление поворота	hпов	кг/м2		-	3,4•0,21=0,714
Конвективный пучок
Секундный объем газов	Vc	м3/с		-
Живое сечение трубы	F	м2		[3]	1,94
Скорость газов	W	м/с		[3]
Динамическое давление	hд	кг/м2	-	[1]	3,6
Число Рейнольдса	Re	-	-	[1]	9436
Коэффициент сопротивления	л	-		[1]

Суммарное сопротивление газового тракта:

(3.2.1)



4. Выбор вспомогательного оборудования

4.1 Выбор дымососа и вентилятора

Объём дымовых газов, которые проходят через дымосос V_дым, м³/с:

(4.1.1)

где расчётный расход топлива, м/с;

объём уходящих газов, м/м;

коэффициент присоса воздуха, ;

теоретическое количество воздуха, м/м;

температура уходящих газов, ;

Производительность дымососа V_р, м³/с:

(4.1.2)

где коэффициент запаса по производительности: [1];

Расчетный полный напор дымососа H_n, Па:

Па (4.1.3)

где - коэффициент запаса по напору, =1,05 [1];

H - самотяга дымовой трубы;

полное сопротивление котельной установки, кгс/м²;



, Па (4.1.4)

где сопротивление экономайзера, Па:

, Па (4.1.5)

где число труб экономайзера, Па;

cредняя скорость газов в экономайзере:

(4.1.6)

, ^оС

- потери с местными сопротивлениями, Па:

(4.1.7)

где плотность газа при средней температуре:

суммарное сопротивление газового тракта, определяется в п. 3;

Пересчёт напора на температуру перемещаемой среды указанной в справочнике Н_р, Па:

где температура для которой составлена приведённая напорная характеристика; ;

Мощность потребляемая дымососом N, кВт:

(4.1.8)

Расчётная мощность электродвигателя N_дв, кВт:

кВт (4.1.9)

где - коэффициент запаса: [1];

Принимаем к установке дымосос типа ДН - 2,5 [4]; КПД - 82%; Hапор - 2,06 кПа; Производительность - 3,2•10 м/ч; Двигатель 90L2 (3 кВт)

Определяем количество холодного воздуха V_хв, м³/с:



(4.1.10)

где коэффициент запаса по производительности, [1];

температура холодного воздуха, ;

Полный расчетный напор вентилятора Н_р, Па:

(4.1.11)

где сопротивление горелки, принимаем

сопротивление воздуховода, принимаем

коэффициент запаса по напору, ;

Мощность двигателя вентилятора N_дв, кВт:

(4.1.12)

Расчётная мощность двигателя вентилятора N^расч_дв, кВт:

N=N•, (4.1.13)

где -коэффициент запаса, =1,05 [1];

N=7,58•1,05=7,95

Для водогрейного котла КВГМ-20-150 принимаем к установке:

1) Дымосос типа ДН - 2,5 [4]; КПД - 82%; Hапор - 2,06 кПа; Производительность - 3,2•10 м/ч; Двигатель 90L2 (3 кВт)

2) Вентилятор типа ВДН-3 [4]; КПД -83%; Hапор - 3.5 кПа; Производительность - 5•10 м/ч; Двигатель АО2-92-6 (7,5 кВт).

4.2 Выбор насосов

Сетевые насосы выбираются по производительности и напору. Суммарная производительность насосов выбирается из расчёта обеспечения максимального расхода сетевой воды при выходе из строя одного насоса. В котельных устанавливается не менее двух насосов.

По :

т/ч (4.2.1)

К установке выбираются 3 насоса ЦНС(Г) 38-132 [16] с характеристиками: производительность Q= 38 м³/ч; давление H= 132 м. вод. ст.

Также подбираем к установке в тепловой схеме котельной 2 рециркуляционных насоса ЦН 60/192 [16], 3 подпиточных насоса ЦНС(Г) 60-66 [16] и 2 циркуляционных насоса на Grundfos NBE производительность до 475 м³/ч; давление до 95 м. вод. ст.

В схеме химводоочистки подбираем к установке 2 насоса исходной воды ЦНС(Г) 38-44 [16], 2 насоса регенерационного раствора К(М) 65-50-160а [19]



4.3 Выбор подогревателей

Сетевые подогреватели выбираются по необходимой площади поверхности нагрева.

Поверхность нагрева подогревателя:

, м² (4.3.1)

где =30,44 МВт - максимальная нагрузка отопления и горячего водоснабжения;

- коэффициент теплопередачи, Вт/м²К, для водоводяных подогревателей по [1] выбирается равным 2200 Вт/м2К;

- средняя разность температур между теплоносителями в подогревателе, С;

==27С; (4.3.2)

Площадь поверхности нагрева теплообменника:

= 523м2.

Так как по СНиП II-35-76 число устанавливаемых подогревателей для систем отопления и вентиляции должно быть не менее двух, выбираются 2 водоводяных теплообменника ВВТ-300-30-25 с площадью поверхности нагрева 300 м² [6].

Подбираем также к установке 2 водоводяных теплообменника на ГВС ПП1-76-7-IV [4], а также 1 водоводяной теплообменник химически очищенной воды ПП1-108-7-IV.



5. Выбор и расчет схемы водоподготовки

5.1 Исходные данные

Подпиточной и сетевой водой является вода из городского водопровода. Показатели качества воды приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Состав исходной технической воды

№ п/п	Наименование	Обозначение	Единица измерения
			мг-экв/л	мг/л
1	Сухой остаток	Sо	-	1017
2	Жесткость общая	Жо	5,5	-
3	Жесткость карбонатная	Жк	4	-
	Катионы:
4	кальций	Са2+	4,8	96,2
5	магний	Mg2+	3,8	46,2
6	натрий	Na2+	1,16	32,6
	Сумма катионов		9,76	175
	Анионы:
7	хлориды	Cl-	-	124
8	сульфаты	SO42-	-	390
9	бикарбонаты	HCO3-	-	-
	Сумма анионов		-
10	рН = 7,5

5.2 Выбор схемы химводоочистки

Выбор схемы химводоочистки производим согласно рекомендации [7].

Так как потери в системе не превышают 10%, есть смысл примменять Nа - катионирование. [7]

Относительная щелочность воды в котле равняется относительной щёлочности обработанной воды и определяется по формуле:



, % (5.3.2)

где 40 - эквивалент NaOH, мг/л;

Щ_ов - щелочность обработанной воды: Щ_ов = Ж_к= 4 мг-экв/л;

Поскольку относительная щёлочность котловой воды не превышает допустимой нормы, (для паровых котлов 20%), возможно применение Nа - катионирования. [7]

Концентрация углекислоты в паре при деаэрации питательной воды с барбатажем определяют по формуле:

, мг/кг (5.3.3)

где - доля обработанной воды в питательной;

- доля разложения Na₂CO₃ в котле при соответствующем давлении 1,4 кгс/см²: ;

- доля разложения NaHCO₃ в котле: [7]

мг/кг

Т. к. концентрация углекислоты в паремг/кг, возможно применение Nа - катионирования.

По трем показателям (продувка, относительная щелочность и содержание углекислоты) применяем схему одноступенчатого Na-катионирования.



5.3 Расчет основного оборудования

Na-катионитные фильтры

Таблица 7 ? Расчет натрий-катионитных фильтров второй ступени

№ п/п	Параметр	Численное значение
1	Производительность фильтров: , т/ч	6,96
2	Площадь фильтрования Nа-катионитного фильтра м2: , где а - количество работающих фильтров: а=2 шт.; - скорость фильтрования при нормальном режиме работы фильтров: м/с	1,565
3	Диаметр фильтра: d, мм	1500
4	Высота слоя катионита: Нсл, м	2
5	Площадь фильтрования:, мІ	1,72
6	Объем катионита: Vк, мі	3,44
7	Количество работающих фильтров: a1, шт.	2
8	Количество резервных фильтров: а2, шт.	1
9	Начальная жесткость: Жо, мг-экв/кг	5,5
10	Общая остаточная жесткость фильтрата: Жост, мг-экв/л	0,1
11	Скорость фильтрования, м/ч:	9,09
12	Количество солей жесткости А, удаляемое на фильтрах, г-экв/сут:	4131,6
13	Число регенераций каждого фильтра в сутки, шт.: где бэ - коэффициент эффективности регенерации, учитывающий неполноту регенерации катионита в зависимости от удельного расхода соли на регенерацию qс=150 г./г-экв; вNa - коэффициент, учитывающий снижение обменной способности катионита по катионам кальция и магния за счет частичного задержания катионов натрия; En - полная обменная способность катионита, г-экв/мі: для сульфоугля q - удельный расход воды на отмывку катионита, м3/м3: для сульфоугля	2,77 1 433,5 0,9 1 500 6
14	Расход 100%-ной соли на одну регенерацию, кг	223,69
15	Расход крепкого (26%-ного) раствора соли на одну регенерацию, мі	0,72
16	Расход технической соли в сутки на регенерацию фильтра, кг/сут где 93 - содержание NaCl в технической соли, %	1332,6

Таблица 8 - Расчет натрий-катионитных фильтров первой ступени

№ п/п	Параметр	Численное значение
1	Производительность фильтров с учётом среднего расхода воды на отмывку фильтров второй ступени Na - катионирования: , т/ч	31,585
2	Площадь фильтрования Nа-катионитного фильтра: , м2 где а - количество работающих фильтров: а=1 шт.; - скорость фильтрования при нормальном режиме работы фильтров: м/с	0,8
3	Диаметр фильтра: d, мм	1500
4	Высота слоя катионита: Нсл, м	2
5	Площадь фильтрования:, мІ	1,72
6	Объем катионита: Vк, мі

Подобные документы

• Проект котельной установки для теплоснабжения военного городка

  Инженерная характеристика района размещения объекта теплоснабжения. Составление и расчёт тепловой схемы котельной, выбор основного и вспомогательного оборудования. Описание тепловой схемы котельной с водогрейными котлами, работающими на жидком топливе.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 17.06.2017
  

• Проект реконструкции котельной Новомосковского металлургического трубного завода

  Реконструкция котельной на Новомосковском трубном заводе: определение нагрузок и разработка тепловых схем котельной, выбор основного и вспомогательного оборудования; расчет системы водоподготовки; автоматизация, обслуживание и ремонт парового котла.
  
  дипломная работа [220,0 K], добавлен 16.08.2012
  

• Реконструкция отопительно-производственной котельной г. Октябрьский

  Cоставление тепловой схемы котельной. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата. Технико-экономическая реконструкция котельной с установкой котлов КВ-Рм-1 и перехода на местные виды топлива.
  
  дипломная работа [539,5 K], добавлен 20.04.2014
  

• Проектирование котельной

  Расчет тепловой схемы отопительной котельной. Гидравлический расчет трубопроводов котельной, подбор котлов. Выбор способа водоподготовки. Расчет насосного оборудования. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котельной. Расчет взрывных клапанов.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 16.05.2017
  

• Проектирование систем электрификации котельной с двумя котлами Е-1/9Ж в поселке Боровое Акмолинской области

  Выбор технологического оборудования и обоснование технологической схемы системы электрификации котельной с двумя котлами Е-1/9Ж. Вентиляционный и светотехнический расчет котельной. Определение общих электрических нагрузок и расчет силовой сети котельной.
  
  дипломная работа [600,2 K], добавлен 17.02.2013
  

• Расчет тепловой схемы производственно-отопительной котельной с выбором основного и вспомогательного оборудования

  Тепловой расчет подогревателя сетевой воды и охладителя конденсата. Подсчет конденсатного бака. Избрание диаметров трубопроводов. Калькуляция и выбор основного и вспомогательного оборудования котельной. Анализ снабжения водоподготовительной установки.
  
  курсовая работа [531,8 K], добавлен 16.09.2017
  

• Проектирование автоматизированной котельной

  Выбор количества и типоразмера котлов для автоматизированной котельной. Описание тепловой схемы котельной. Выбор вспомогательного оборудования. Выбор сетевых, подпиточных, котловых и рециркуляционного насосов. Расчет и подбор тягодутьевого оборудования.
  
  контрольная работа [1,4 M], добавлен 02.07.2013
  

• Проектирование производственно-отопительной котельной чугунолитейного завода в г.Чите

  Разработка тепловой схемы производственно-отопительной котельной. Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования. Составление схемы трубопроводов и компоновка оборудования. Основные принципы автоматизации котельного агрегата паровой котельной.
  
  дипломная работа [293,3 K], добавлен 24.10.2012
  

• Проект реконструкции котельной

  Разработка проекта по реконструкции производственно-отопительной котельной завода РКК "Энергия", которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. Расчет тепловой схемы и оборудования котельной, разработка блочной системы подогревателей.
  
  дипломная работа [213,8 K], добавлен 07.09.2010
  

• Основы регулирования параметров котельной установки средней мощности

  Назначение и принцип работы котельной, оборудованной водогрейным автоматизированным котлом ODRA GT400 и водогрейными котлами КВ-0.30 ГН. Автоматизация технологического процесса по выработке тепловой энергии. Система датчиков и измерительная аппаратура.
  
  дипломная работа [748,1 K], добавлен 19.10.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам