Проект реконструкции котельной с заменой котлов

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«»

(»)

Институт (Факультет) .

Кафедра .

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

по направлению (специальности):140104 промышленная теплоэнергетика .

(код и наименование направления специальности)

на тему: «Проект реконструкции котельной с заменой котлов»

(наименование темы)

(электронная версия)

Автор

(подпись, дата)

Руководитель

(подпись, дата)

Консультанты:

наименование раздела:

по автоматике

(подпись, дата)

по экономике

(подпись, дата)

по безопасности жизнедеятельности .

(подпись, дата)

Нормоконтролер .

(подпись, дата, расшифровка подписи)

Выпускная квалификационная работа

допущена к защите .

Зав. Кафедрой

2015

Реферат

Пояснительная записка дипломной работы содержит 83 с., 13 табл., 1 рис., 18 источников.

Иллюстративная часть дипломной работы содержит восемь листов формата А1.

Объектом исследования является отопительная котельная.

Цель работы – расчет и реконструкция котельной с заменой котлов для отопления и горячего водоснабжения потребителей в городе Ростов-на-Дону. Рассчитана тепловая схема котельной, выполнен тепловой расчет котлов и расчет газового тракта котельной, произведен расчет и описание схемы водоподготовки, а также описание газового хозяйства котельной и автоматики. Решены вопросы экономики и безопасности жизнедеятельности.

В результате выбрано основное и вспомогательное оборудование котельной и рассчитана эффективность капиталовложений в проект.

Шифр??

Содержание

Введение ……………………………………………………………………5

Нормативные ссылки………………………………………………………6

Технико-экономическое обоснование……………………………………7

Расчет тепловой схемы с водогрейными котлами……………………...7

Тепловой расчет котельного агрегата КВГМ 20-150…………………16

Аэродинамический расчет ……………………………………………….35

Выбор вспомогательного ого оборудования……………………………37

Выбор и расчет схемы водоподготовки ………………………………..42

Расчет системы газоснабжения………………………………………….51

КИП и автоматика котельной……………………………………………58

Экология…………………………………………………………………...62

Безопасность жизнедеятельности………………………………………..66

Технико-экономический расчет……………………………………….....79

Заключение……………………………………………………………….100

Список использованной литературы………………………………..…101

Введение

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.

Нормативные ссылки

В выпускной квалификационной работе использованы ссылки на следующие нормативные документы:

ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи.

ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам

ГОСТ 2.109-73 ЕСКД. Основные требования к чертежам.

ГОСТ 2.301-68 ЕСКД. Форматы.

ГОСТ 2.302-68 ЕСКД. Масштабы.

ГОСТ 2.303-68 ЕСКД. Линии.

ГОСТ 2.305-68 ЕСКД. Изображения – виды, разрезы, сечения.

ГОСТ 2.307-68 ЕСКД. Нанесение размеров и предельных отклонений.

ГОСТ 2.701-84 ЕСКД. Схемы. Виды и типы.

ГОСТ 7.32-2001 СИБИД. Отчёт о научно – исследовательской работе. Структура и правила оформления.

ГОСТ 7.1-84 СИБИД. Библиографические описания документа. Общие правила и требования оформления.

ГОСТ 8.417-2002 ГСИ. Единицы величин.

ГОСТ 25449-82. Теплообменники водоводяные и пароводяные. Типы, основные параметры и размеры.

СПТ 1.9.2-2003. Система менеджмента. Документирование системы менеджмента качества. Стандарт предприятия.

ГОСТ 2.601-95 ЕСКД. Эксплуатационные документы

ГОСТ 2.604-2000 ЕСКД. Чертежи ремонтные. Общие требования

ГОСТ 2.605-68 ЕСКД. Плакаты учебно-технические. Общие технические требования

СТ СЭВ 527-77 ЕСКД. Схемы электрические. Классификация. Термины и определения.

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.

Интервалы между строками??

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, С Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, С Температура воздуха внутри помещений, С Температура сырой воды, С Температура подогретой сырой воды перед ХВО, С Температура подпиточной воды после ОДВ, С Коэффициент собственных нужд ХВО Температура сетевой воды на выходе из ВК, С Температура воды на входе в ВК, С Расчетная температура горячей воды после местных теплообменников горячей воды, С Предварительно принятый расход ХОВ, т/ч Предварительно принятый расход воды на подогрев ХОВ, т/ч Температура греющей воды после ПХВ, С КПД подогревателей	Qо Qв Qгв tро tнв tвн tсв t`хов t``подп Кхво t1вк t2вк tгвпотр Gхов1 G`грпод t``гр	“ “ “ 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

Ков = (tвн – tнв) / (tвн – tро),

где tвн=18 С – принятая температура воздуха внутри отапливаемых помещений

tро = –14 С – расчетная температура наружного воздуха (определяется по таблице климатологических данных для г. Костромы);

tнв= –8 С – температура наружного воздуха для режима наиболее холодного месяца для вентиляционной нагрузки

Ков = (18 – (– 8)) /(18 – (– 14))= 0,813

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

t1= 18 +64,5хК0,8ов + 67,5 х Ков =18+ 64,5 х 0,8130,8 +67,5х 0,813=127,5 С.

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

t2= t1 – 80 х Ков = 127,5– 80 х 0,813 = 62,46С.

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

Qовмз = Qо + Qв = 22+3,9 =25,9МВт

Для режима наиболее холодного месяца

Qов хм = (Qо + Qв) х Ков =(22 +3,9) х 0,813 = 21,06МВт.

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

Для максимально-зимнего режима

Qмз = Qовмз + Qгвмз = 25,9+8 =33,9МВт.

Для режима наиболее холодного месяца

Qхм = 21,06+8 =29,06МВт.

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

Gгвпотр = 860 х Qгв / (tгв потр – tсв)= 860 х 8 / (60 – 5) = 125,1т/ч,

где tсв =5С температура сырой воды зимой (принимается)

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

Qгв1ст=0,00116 х Gгвпотр (t2–(tв + tсв))=0,00116 х 125,1 х(62,46– (10 + 5))= 6,8МВт,

где tв =10С – минимальная разность греющей и подогреваемой воды.

8.Тепловая нагрузка подогревателя второй ступени наиболее холодного месяца

Qгв2ст= Qгвпотр – Qгв1ст =8– 6,8 =1,2МВт.

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

Gгв2ст =860 х Qгв2ст /( t1 – t2)=860 х 1,2 / (127,53 – 62,46) = 15,86 т/ч.

10.Расход сетевой воды на местный теплообменник для летнего режима

Gгвл =860 х Qгвл /( t1л – (tв + tсв)) = 860 х 5,5 / (70– (10+15))= 105,1т/ч,

где Qгвл – расход теплоты потребителями ГВС для летнего режима, МВт

t1л = 70 С – температура сетевой воды в прямой линии ГВС летом.

tсв = 15 С – температура сырой воды для летнего режима.

11.Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию

Для максимально-зимнего режима

Gовмз =860 х (Qо + Qв) / (t1 – t2) = 860 х (22,44+3,9) /(150 – 70)=283,2т/ч.

Для режима наиболее холодного месяца

Gовхм =860 х Qов 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

Gвнмз = Gов + Gгв = 278,34 + 8 = 286,34 т/ч.

Для режима наиболее холодного месяца

Gвнхм = 278,34 + 8 = 286,34т/ч.

Для летнего режима

Gвнл = 0 + 105,1 = 105,1 т/ч.

13.Температура обратной сетевой воды после внешних потребителей

Для максимально-зимнего режима

tобрмз = t2 – 860 х Qгвл / Gвнмз х = 70 – 860 х 5,5/ 278,34 х 0,98 = 53,35С

Для режима наиболее холодного месяца

tобрхм = t2 – 860 х Qгвл / Gвнхм х = 62,46– 860 х 5,5/ 278,34 х 0,98 = 45,8С

Для летнего режима

tобрл = t2 – 860 х Qгвл / Gвнл х = 70 – 860 х 5,5/ 105,1 х 0,98 =26 С

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

Для максимально-зимнего режима

Gутмз = 0,01 х Ктс х Gвнмз = 0,01 х 2 х 278,34= 5,57 т/ч.

Для летнего режима

Gутл = 0,01 х Ктс х Gвнл = 0,01 х 2 х 105,1 = 2,102т/ч,

где Ктс – 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

Gсвмз = 1,25 х Gутмз = 1,25 х 5,57 = 6,96т/ч.

Для летнего режима

Gсвл = 1,25 х Gутл = 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

tховмз = (Gутмз (tд – t2) х / Gхов1) + tхов1 = (5,57 х (104 – 62,46) х 0,98 / 8)+15=43,34 С

Для летнего режима

tховл = (Gутл (tд – t2)х / Gхов1)+tхов1=(2,102(104 –62,46) х 0,98/8) +15=25,7 С,

гдеtхов1 ,С – температура сырой воды перед ХВО (принимается до 20С)

tд ,С – температура подпиточной воды после деаэратора

t2=70 С – температура подпиточной воды после охладителя деаэратора

17.Температура химически очищенной воды, поступающей в деаэратор

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

tховдмз =( Gгрпод (t1– tгр11) х / Gхов1) + tховмз =(3 х (150 –108) х 0,98/7) + 43,34 = 60,98С.

Для летнего режима

tховдл =(1 х (120–108) х 0,98/2,1) + 25,7= 45,3 С.

18.Проверяется температура сырой воды перед ХВО

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

tхов1мз = (Gгрпод (tгр11– t2) х / Gсвмз) + tсв = (3 х (108 –70) х 0,98 /6,96) + 5 = 21,05С.

Для летнего режима

tхов1л = (1 х (108 –70) х 0,98 /4,75) + 14 = 21,84С.

19.Расход греющей воды на деаэратор

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

Gгрдмз = (Gутмз х tподп 1– Gхов1 х tховдмз ) / t1вк = (5,57 х 104 – 7 х 60,98) / 150 = 1,01 т/ч.

Для летнего режима

Gгрдл = (Gутл х tподп 1– Gхов1 х tховдл ) / t1вк = (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

Gховмз = Gутмз – Gгрдмз = 5,57 – 1,01 = 4,56 т/ч.

Для летнего режима

Gховл = Gутл – Gгрдл = 2,102 – 1,23 = 0,872т/ч.

21.Расход теплоты на подогрев сырой воды

Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

Qовмз = 0,00116 х Gсвмз х (tхов1мз – tсв) / = 0,00116 х 6,96 х (21,05 – 5) / 0,98 = 0,13 МВт

Для летнего режима

Qовл = 0,00116 х Gсвл х (tхов1л – tсв) / = 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

Qховмз = 0,00116 х Gховмз х (tховдмз – tхов11)/ = 0,00116 х4,56х (60,98 –43,34)/0,98 = 0,095МВт

Для летнего режима

Qховл =0,00116 х Gховл х (tховдл – tхов11)/= 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

Qдмз = 0,00116 х Gгрдмз х (t1вк – tподп11)/ = 0,00116 х1,01х (150 – 70)/0,98= 0,09МВт.

Для летнего режима

Qдл = 0,00116 х Gгрдл х (t1вк – tподп11)/ = 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

Qохлмз=0,00116 х Gховмз х (tхов11 – tхов1)/ =0,00116 х4,56 х (82 – 21,05)/0,98=0,33МВт.

Для летнего режима

Qохлл=0,00116 х Gховл х (tхов11 – tхов1)/ =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

Qвкмз= Qмз +Qовмз +Qховмз + Qдмз – Qохлмз =34,34 + 25,9 + 0,095 + 0,09 – 0,33=60,095 МВт.

Для наиболее холодного месяца

Qвкхм= Qхм +Qовхм +Qховхм + Qдхм – Qохлхм =34,34 +21,06 +0,095 +0,09 – 0,02= 55,565МВт.

Для летнего режима

Qвкл= Qл +Qовл +Qховл + Qдл – Qохлл =5,5 + 0,02 + 0,11 – 0,02= 5,61МВт.

26.Расход воды через водогрейные котлы

Для максимально-зимнего режима

Gвкмз = 860 х Qвкмз / (t1вк – t2вк) = 860 х 60,095 / (150 –70 ) = 646,02 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

Gвкхм = 860 х Qвкхм / (t1вк – t2вк) = 860 х 55,565 / (150 –70 ) =597,32 т/ч.

Для летнего режима

Gвкл = 860 х Qвкл / (t1вк – t2вк) = 860 х 5,61 / (120 –70 ) = 96,5 т/ч.

27.Расход воды на рециркуляцию

Для максимально-зимнего режима

Gрецмз =Gвкмз х(t2вк –tобрпод) / (t1вк – tобрпод) = 646,02 х (70 – 53,35) /(150 – 53,35) = 111,3т/ч.

Для наиболее холодного месяца

Gрецхм =Gвкхмх(t2вк –tобрпод) /(t1вк –tобрпод) = 597,32х (70 –45,8 ) /(150 –45,8) = 132,7/ч.

Для летнего режима

Gрецл =Gвкл х(t2вк – tобрпод)/(t1вк – tобрпод) = 96,5 х (70 – 26) /(150 – 26 ) = 34,2 т/ч.

28.Расход воды по перепускной линии

Для максимально-зимнего режима

Gпермз =Gвнмз х (t1вк – t1) /( t1вк – tобрпод) = 646,02 х (150 – 127,5) /( 150 – 53,35) = 149т/ч.

Для наиболее холодного месяца

Gперхм =Gвнхм х (t1вк – t1) /( t1вк – tобрпод) = 597,32 х (150 – 127,5) /( 150 – 45,8) = 129 т/ч.

Для летнего режима

Gперл =Gвнл х (t1вк – t1) /( t1вк – tобрпод) = 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

Gобрмз = Gвнмз – Gутмз = 646,02 – 5,57 = 640,45 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

Gобрхм = Gвнхм – Gутхм = 597,32 – 5,57 = 591,75 т/ч.

Для летнего режима

Gобрл = Gвнл – Gутл = 96,5 –2,102 = 94,4 т/ч.

30.Расчетный расход воды через водогрейные котлы

Для максимально-зимнего режима

Gк1= Gвнмз + Gгрпод + Gрецмз – Gпермз = 646,02 + 1,01 + 111,3 – 149 = 609,33 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

Gк1= Gвнхм + Gгрпод + Gрецхм – Gперхм = 597,32 + 1,01 + 132,7 – 129 = 602,03 т/ч.

Для летнего режима

Gк1= Gвнл + Gгрпод + Gрецл – Gперл = 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 = Gк1 – Gгрдмз – Gрецмз + Gпермз = 609,33 - 1,01 – 111,3 + 149 = 646,02 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G1 = Gк1 – Gгрдхм – Gгрпод – Gрецхм + Gперхм = 602,03 -1,01 – 5-132,7 + 129 = 592,32 т/ч.

Для летнего режима

G1=Gк1– Gгрдл – Gгрпод – Gрецл + Gперл = 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

= 100 х (Gвнмз – G1) / Gвнмз = 100 х (278,34– 609,02) / 609,02 = 1,32 %.

Для наиболее холодного месяца

= 100 х (Gвнхм – G1) / Gвнхм = 100 х (278,34– 592,32) / 592,32 = 0,9 %.

Для летнего режима

= 100 х (Gвнл – G1) / Gвнл = 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 C.

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.

Т а б л и ц а 2

Метан

СН4

Этан

С2Н6

Пропан

С3Н8

Бутан

С4Н10

Пентан

С5Н12

Азот

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:

Qнр = 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 dг.тл. – влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1м3 сухого газа, г/м3; принимаем dг.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 10м 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.

Т а б л и ц а 3

Величина	Расчетная формула	Теоретические объемы
		Газоход
		топка	конвкт. пучок	эконо- майзер
1	2	3	4	5
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 Нзл – энтальпия золы: для газа Нзл = 0.

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

Для составления таблицы интервал температур принимаем равным 100оС.

Т а б л и ц а 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

2.3.1 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 Qприх, кДж/м3(ккал/м3):

, (2.3.1.1)

где Qрр– располагаемая теплота;

Qнр– низшая теплота сгорания топлива, для газа принимаем;

Qнс– низшая теплота сгорания сухой массы газа; принимаем по исходным данным для газа Qнс = 33603,8 кДж/м3 (8020 ккал/м3);

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

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

Qпар.– теплота, вносимая в котлоагрегат при поровом распиливании жидкого топлива, кДж/кг: принимаем Qпар.= 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 Qрр 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;

q6шл.= 0, так как топливо газ;

q6охл= 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 Нух– энтальпия уходящих газов из котлоагрегата, определяется из таблицы 3 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов, кДж/м3; принимаем предварительно температуру уходящих газов Тух= 155оС, ;

Нух = 2713 кДж/м3;

Нх.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 q5ном- потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке водогрейного котла: для котла КВГМ-23,26-150 q5ном=0,9511% [1];

Nном- 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 Gв – расход воды через водогрейный котёл: для КВГМ-20-150 Gв=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)

2.3.2 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 Та – абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания, К;

М – параметр, учитывающий распределения температур по высоте топки;

- коэффициент сохранения теплоты;

Вр – расчетный расход топлива, м3/с;

Fст – площадь поверхности стен топки, м2;

- среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов;

- степень черноты топки;

Vcср – 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 Оа 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 Qт, кДж/м3:

, (2.3.2.2)

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

, (2.3.2.3)

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

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

Теоретическую (адиабатную) Оа температуру горения определяем по величине полезного тепловыделения в топке Qт = На.

По таблице 3 при На = 33835,75 кДж/м3 определяем Оа = 1827,91 оС.

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

, (2.3.2.4)

где , (2.3.2.5)

где Нг – расстояние от пода топки до оси горелки, м;

Нт – расстояние от пода топки до середины выходного окна топки, м;

Для котла КВГМ-20-150 расстояние Нг = Нт, тогда хт = 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 = 64мм, d = 60мм, S/d = 64/60 =1,07, тогда х = 0,98;

Определяем эффективную толщину излучающего слоя в топке S,м:

, (2.3.2.7)

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

Vт = 61,5м3, Fст = 106,6м2;

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

, (2.3.2.8)

где rп – суммарная объемная доля трехатомных газов: определяется из таблицы 3.

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами kr, :

, (2.3.2.9)

где рп- 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 кс,

, (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 аф:

(2.3.2.13)

где асв– степень черноты светящейся части факела:

(2.3.2.14)

аr– 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 qv,кВт/м3:

(2.3.2.16)

тогда m = 0,171 [1].

Степень черноты топки при сжигании газа ат :

(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 Vcср 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.

2.3.3 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 = 64мм;
продольный шаг труб S2 = 40мм;
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 Qб, кДж/м3:

, (2.3.3.1)

где - коэффициент сохранения теплоты;

Н'– энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева; принимаем из расчета топочной камеры Н'=Нт"=21519,1 кДж/м3 при =1266оС;

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

- присос воздуха в конвективном пучке;

Нопр.в. – энтальпия присосанного воздуха при tв = 30 оС,

Нопр.в. = Нох.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 tк– температура охлаждающей среды: для водогрейного котла

tк=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;

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

сs– поправка на компоновку пучка, определяем по номограмме [1],

сs = 1,0;

сф– 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)

кзл. – коэффициент ослабления лучей золовыми частицами, принимаем

при сжигании газа кзл. = 0;

- концентрация золовых частиц, принимаем ;

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

кг – 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]: ;

сг– коэффициент, учитывающий температуру стенки, определяем по номограмме [1] .

Для определения и сг вычисляем температуру загрязненной стенки ts, оС:

(2.3.3.10)

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

- при сжигании газа принимаем равной 25оС [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 Qт, кДж/м3:

, (2.3.3.13)

2.3.4 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 [33603,80,918-(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.

Т а б л и ц а 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+1,411=3,4
Динамическое давление	hд	кг/м2	-	[1]	0,21
Сопротивление поворота	hпов	кг/м2		-	3,40,21=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		-		[1]

Продолжение таблицы 5

Рассчитываемая величина	Обозначение	Размерность	Формула или обоснование	Ссылка	Значение
Сопротивление трения		кг/м2		[1]
Выход из конвективной части (900)
Секундный объем	Vc	м3/с		-
Живое сечение канала	F	м2	-	конструктивное	1,65
Скорость газов	W	м/с		-	8,1
Динамическое давление	hд	кг/м2	-	[1]	5
Коэффициент сопротивления поворота с учетом входа в трубу		-		[3]	1+1,411=2,4
Сопротивление поворота	hпов	кг/м2		-	2,45=12

Суммарное сопротивление газового тракта:

(3.2.1)

4.Выбор вспомогательного оборудования

4.1 Выбор дымососа и вентилятора

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

(4.1.2)

где коэффициент запаса по производительности: [1];

Расчетный полный напор дымососа Hn, 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 Нр, Па:

где температура для которой составлена приведённая напорная характеристика; ;

Мощность потребляемая дымососом N, кВт:

(4.1.8)

Расчётная мощность электродвигателя Nдв, 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- 3,210 м/ч; Двигатель 90L2 (3 кВт)

Определяем количество холодного воздуха Vхв, м3/с:

(4.1.10)

где коэффициент запаса по производительности, [1];

температура холодного воздуха, ;

Полный расчетный напор вентилятора Нр,Па:

(4.1.11)

где сопротивление горелки, принимаем

сопротивление воздуховода, принимаем

коэффициент запаса по напору, ;

Мощность двигателя вентилятора Nдв, кВт:

(4.1.12)

Расчётная мощность двигателя вентилятора Nрасчдв, кВт:

N=N, (4.1.13)

где -коэффициент запаса, =1,05 [1];

N=7,581,05=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- 3,210 м/ч; Двигатель 90L2 (3 кВт)

2) Вентилятор типа ВДН-3 [4]; КПД -83%; Hапор- 3.5 кПа; Производительность- 510 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.

4.4 Выбор деаэраторов

Подбираем к установке 1 подпитывающий атмосферный деаэратор ДА-100 [19].

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.

Т а б л и ц а 6 – Состав исходной технической воды

№

п/п

Наименование

Обозна-чение

Проект реконструкции котельной с заменой котлов

Наименование

Единица измерения