Курсовая работа по теплогенерирующим установкам для ТулГУ, пример оформления

КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине «Теплогенерирующие установки» Тема: «Проектирование производственно-отопительной котельной установки» СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 3 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ 5 1. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ. 8 2. РАСЧЕТ И ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КО-ТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ. 18 2.1 РАСЧЕТ И ВЫБОР ДЕАЭРАТОРА 18 2.2 РАСЧЕТ И ВЫБОР НАСОСОВ 24 2.3 РАСЧЕТ И ВЫБОР ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ 28 3. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОВОЗДУШНОГО ТРАКТА КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ. 41 3.1. РАСЧЕТ ТОПЛИВА 41 3.2 АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ 43 3.3 РАСЧЕТ И ВЫБОР ТЯГОДУТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ 50 4. ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО 53 5. КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ 57 ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….62 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ. 63 ВВЕДЕНИЕ Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор по-требляют огромное количество теплоты на технические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатывается теплоцентралями, производственными и районными отопительными котельными. Пути и перспективы развития энергетики опре-деляется энергетической программой, одной из первоочередных задач кото-рой является коренное совершенствование энергохозяйств на базе экономии ресурсов, экономия топлива и энергии на собственные нужды. Актуальность и значимость: производственные и отопительные котельные должны обеспе-чивать бесперебойное и качественное теплоснабжение предприятий и потре-бителей жилищно-коммунального сектора. Повышение надёжности и эконо-мичности теплоснабжения в значительной мере зависит от качества работы котлоагрегатов и рационально запроектированной тепловой схемы котельной. По-прежнему остаются страны, которые пренебрежительно относятся к сбережению природных ресурсов, к огромному сожалению, сюда относится и Россия. Поэтому российские проектировщики просто обязаны проектировать наиболее рентабельные и экологически чистые проекты. Теплогенерирующей установкой называется совокупность устройств и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горя-чей воды или подогретого воздуха. Горячую воду и подогретый воздух ис-пользуют для отопления производственных, общественных и жилых зданий, а также для коммунально-бытовых нужд населения. Теплогенерирующие установки предназначены для производства тепловой энергии из вторичных источников энергии. Задачей курсового проекта является рассчитать ТГУ по заданным параметрам, а также подобрать оборудование и скомпоновать ко-тельную установку и котельный цех; приобрести навыки расчета параметров котельной, системы ХВО и дополнительного оборудования. Целью курсовой работы является закрепление теоретических знаний, приобретение практических навыков при решении инженерно-технических задач и проектировании котельных установок. Содержанием данной работы является расчет тепловой схемы производ-ственно-отопительной котельной I-й категории, работающей на закрытую си-стему теплоснабжения. Котельная предназначена для снабжения паром тех-нологических потребителей с расходом горячей воды на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Тепловые сети работают по темпера-турному графику (температура воды в тепловой сети). ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ Тепловые нагрузки внешних потребителей 1. Расход пара на производственно-технологические нужды состав-ляет: Dпр = 4 т/ч Параметры отпускаемого пара: давление pпр =1,3МПа, температура па-ра tпр =194°С (насыщенный пар при давлении 1,3МПа). Возврат конденсата с производства составляет μ =45% от расхода па-ра Dпр = 1,8 т/ч. Температура возвращаемого с производства конденсата tпрк =69°С. Вид топлива — Ткибульский каменный уголь. 2. Расход горячей воды на производственно-технологические нуж-ды Gпр.в при температуре tпр.в =-°С. Подогрев горячей воды производится в пароводяном подогревателе, насыщенным паром давлением 0,6МПа, поступающим из главного паропровода через редукционный клапан. Вся горячая вода расходуется на производстве и в котельную не возвращает-ся. 3. Для обеспечения вентиляционной нагрузки производственных по-мещений расходуется насыщенный пар давлением 0,6 МПа в количе-стве: Dвен =0,5 т/ч 4. Расход теплоты на отопление жилого района и служебных зданий предприятия равен Qот =1,9 МВт. Температура воды в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети равна соответственно t’т.с = 110 °С и t»т.с = 70°С. Подогрев сетевой воды производится в пароводяном теплообменнике (бойлере) насыщенным паром давлением 0,6 МПа. Образующийся конденсат во избежание последующего вскипания в деаэраторе охлаждается до tкот = 85°С в водо-водяном теплообменнике — охладителе конденсата. Таким обра-зом, обратная сетевая вода до поступления в основной пароводяной подогре-ватель нагревается, проходя через охладитель конденсата. Потери сетевой воды потребителями принять равными 1,5 % от её общего расхода. 5. Потери теплоты в поверхностных пароводяных и водо-водяных подогревателях принять 2 % или коэффициент сохранения теплоты (тепловой КПД подогревателей) считать равным ηП = 0,98. Потери конденсата греющего пара в пароводяных подогревателях принять равными 2 % от расхода пара. Потери всех теплоносителей восполняются через химводоочистку и деаэратор котельной. 6. Расчетную температуру сырой воды для зимних усло-вий принять tс.в. = 5 °С. Тепловые нагрузки собственных нужд котельной Собственные нужды котельной складываются из расхода пара на подо-грев воды в деаэраторе, подогрев сырой воды перед химводоочисткой, расход теплоты с продувкой котлов, с утечками пара и питательной воды, прочие неучтенные потери. 1. Деаэрация питательной и подпиточной сетевой воды происходит в смешивающем подогревателе — деаэраторе атмосферного типа. Греющий теплоноситель — насыщенный пар давлением 0,12 МПа. 2. Перед химводоочисткой сырая вода должна быть подогре-та до температуры tхво = 30 °С. Расход пара на подогреватель сырой воды определяется расчетом. Для подогрева используется насыщенный пар давлением 0,12 МПа. 3. Расход пара на другие собственные нужды котельной (обдувка по-верхностей нагрева котлоагрегата, неучтенные потери и т.д.) принять равным 3 % от паропроизводительности котельной (от общего расхода пара на внеш-них потребителей и собственные нужды). 4. Расход котловой воды на непрерывную продувку котлоагрега-та принять 3 % от паропроизводительности. Продувочная вода поступает в расширитель (сепаратор) непрерывной продувки. Образующийся насыщенный пар давлением 0,12 МПа подается в коллектор пара или непосредственно в деаэратор. Горячая вода, выходящая из расширителя, пропускается через подогреватель сырой воды, который является первой ступенью подогрева сырой холодной водопроводной воды. Охлажденная до tсл =60°С продувочная вода сливается в канализацию или используется для технических целей. Необходимые для расчета параметры пара и горячей воды в зависимо-сти от варианта задания определяют по таблицам прил. 2 и 3 [1] или специ-альным компьютерным программам. После расчёта вычисленные значения расходов и параметры теплоно-сителей наносят на принципиальную тепловую схему котельной, которую рекомендуется выполнить с помощью графических редакторов на формате A4. При нанесении расчетных расходов необходимо обращать внимание на то, что для каждого элемента (узла) схемы суммы входящих и исходящих по-токов могут отличаться не более чем на 2…3 %. Пример принципиальной тепловой схемы производственно-отопительной котельной показан на рисунке 1.1. Рисунок 1.1 — Принципиальная схема производственно-отопительной котельной 1. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУ-ДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ Расчет основного и вспомогательного оборудования 1. Расход пара на подогреватель горячей воды для производствен-ных нужд предприятия определяется по формуле, кг/с, (1.1) где Gпр.в =0,417 (1) — расход горячей воды на производство, кг/с; cв — удельная теплоемкость воды, 4,19 кДж/(кг×град); tпр.в и tс.в = — температуры горячей и холодной воды, °С; hп=2762,2 — энтальпия греющего пара давлением рн = 0,6 МПа, кДж/кг; hк =694,5- энтальпия конденсата при рн = 0,6 MПа, кДж/кг; ηп — коэффициент, учитывающий потерю теплоты в подогревателе, 0,98. 2. Расход насыщенного пара давлением рн = 0,6 МПа в бойлерной установке для подогрева сетевой воды, циркулирующей по тепловым сетям, кг/с, (1.2) где Qот=1600 — максимальный расход теплоты на отопление с учетом потерь в наружныхсетях, кВт; hкот =356,5 энтальпия конденсата греющего пара охладителя конденсата, кДж/кг; ηб — коэффициент, учитывающий потери теплоты в бойлерной установке и принимаемый равным 0,98. 3. Расход сетевой воды, направляемой в тепловую сеть, кг/с (т/ч), (1.3) где t’т.с и t»т.с- температуры сетевой воды в подающей и обратной ветвях тепловой сети, °С. 4. Потери сетевой воды (утечки) в тепловых сетях согласно заданию принимаем 1,5 % от расхода: ΔGт.с = 0,015Gт.с=0,015·9,55(34,4)=0,143 кг/с=0,516т/ч (1.4) Эти потери теплоносителя в нормальных условиях эксплуатации долж-ны восполняться химически очищенной водой, подаваемой подпиточным насосом. 5. Общий расход насыщенного пара давлением рн = 0,6 МПа для приготовления горячей воды на производственно-технические нужды пред-приятия, для нагрева сетевой воды, циркулирующей в тепловых сетях, и для работы приточно-вытяжных вентиляционных систем предприятия: D0,6 = Dпр.в + Dот + Dвен=0,0474+0,679+0,139=0,865кг/с=3,11т/ч (1.5) В производственно-отопительных котельных небольшой мощности, вырабатывающих насыщенный пар невысокого давления (рн < 4 МПа), по-нижение давления потребляемого пара из главной магистрали осуществляется простым дросселированием с помощью редукционного вентиля или клапана. Процесс дросселирования протекает при постоянной энтальпии пара h = const. В крупных котельных и ТЭЦ, когда котлоагрегаты дают перегретый пар достаточно высокого давления и температуры, для потребителей пара с меньшими давлениями и температурой приходится устанавливать редукц-нонно-охладительные установки (РОУ). 6. Общий отпуск пара всех параметров внешним теплопотребите-лям: Dв.н = Dпр + D0,6=4+3,11=7,11 т/ч (1.6) 7. Расход пара на собственные нужды котельной (подогреватель сырой воды, деаэратор) оценим предварительно 6 % от отпуска пара внешним потребителям: Dс.н = 0,06Dв.н=0,06·7,11=0,427 т/ч (1.7) В первом приближении общая паропроизводительность котельной с учетом 3% потерь пара и конденсата внутри котельной: (1.8) Для уточнения расхода пара на собственные нужды котельной выпол-ним тепловой расчет расширителя непрерывной продувки, подогревателя сырой воды и деаэратора. 8. Для расчета расширителя (сепаратора) непрерывной продувки приведена схема использования теплоты продувочной воды с принятыми условными обозначениями (рисунок 1). Отсепарированный в расширителе насыщенный пар давлением рн = 0,12 МПа подается в деаэратор, а горячая продувочная вода - в теплообменник для подогрева холодной сырой воды перед ХВО. Рисунок 2 - Схема использования теплоты непрерывной продувки: 1 - расширитель или сепаратор непрерывной продувки (РНП); 2 - водо-водяной подогреватель сырой холодной воды (ВВП-1) Уравнение теплового баланса расширителя: Gпродh'1,3ηРНП = (Gпрод - Dпрод)h'0,12 + Dпродh"0,12, (1.9) где Gпрод - количество продувочной воды, поступающей из паровых котлов, 3% от общей паропроизводительности котельной установки D∑, (0,233 т/ч); h'1,3 - энтальпия продувочной воды при давлении 1,3 МПа, (826,5 кДж/кг); ηРНП - коэффициент сохранения теплоты в расширителе, принимаем 0,98; Dпрод - количество пара, получаемого в расширителе, т/ч; h'0,12, h"0,12 - энтальпии воды и насыщенного пара при давлении в рас-ширителе рн = 0,12 МПа. Из уравнения (1.9) количество отсепарированного пара, т/ч, (1.10) Количество горячей воды, выходящей из расширителя, т/ч, Gсл = Gпрод - Dпрод=0,233-0,0311=0,202т/ч (1.11) 9. Расход сырой воды в котельной на восполнение всех потерь с па-ром и конденсатом через химводоочистку, т/ч: - потери от невозврата конденсата пара с производства: (1.12) - потери пара и конденсата в котельной: ΔGк = 0,03D∑=0,03·7,77=0,233 т/ч (1.13) - потери конденсата в подогревателях горячей воды для производ-ственно-технических нужд, отопления и вентиляции (2 % от общего расхода пара в них): ΔGпод = 0,02D0,6=0,02·3,11=0,062 т/ч (1.14) - потери котловой воды при продувке, определяемые по формуле (1.11); Gкв = ΔGк - Dпод=0,233-0,062=0,171 т/ч (1.11) - суммарные потери конденсата и котловой воды, которые необходимо восполнять питательной водой с ХВО: ΔGпит.в = ΔGпр + ΔGк + ΔGпод + Gсл=2,2+0,233+0,062+0,202 =2,697 т/ч (1.15) - расход химически очищенной воды с учетом восполнения потерь воды в тепловых сетях: GХВО = ΔGпит.в + ΔGт.с= 2,697+0,516=3,213т/ч (1.16) Учитывая расход воды на собственные нужды химводоочистки в раз-мере 20 % от полезной производительности ХВО, общий расход сырой воды: Gсыр.в = 1,2GХВО=1,2·3,213=3,86 т/ч (1.17) 10. Температура сырой воды t'св за водо-водяным подогревателем (ВВП-1) расширителя непрерывной продувки определяется из теплового ба-ланса подогревателя (рисунок 1): Gс.в(t'с.в - tс.в)св = Gсл(h'0,12 - свtсл) (1.18) уравнением: (1.19) 11. Расход пара на пароводяной подогреватель сырой воды опреде-ляется следующим образом. Для подогрева сырой воды перед химводоочисткой от температу-ры t'с.в =8,32° С до t"с.в =tХВО =30°C за ВВП-1 установлен пароводяной подо-греватель поверхностного типа ПВП-2. Греющим теплоносителем этого теп-лообменника является редуцированный пар давлением рн = 0,12МПа. Из уравнения теплового баланса ПВП-2: Gс.в(t"с.в - t'с.в)св = DПВП-2(h"0,12 - h'0,12)ηп (1.20) расход пара составит: (1.21) 12. Количество конденсата от подогревателя ПВП-2, поступающего в деаэратор с учетом 2 % потери: GПВП-2 = 0,98DПВП-2=0,98·0,163=0,160 т/ч (1.22) 13. Возврат конденсата пара с производства: Gпр = μDпр=0,45·4=1,8 т/ч (1.23) 14. Конденсат из подогревателя сетевой воды отопления жилого рай-она: Gот = 0,98Dот=0,98·2,443=2,39 т/ч (1.24) 15. Конденсат из подогревателя горячей воды для производства: Gпр.в = 0,98Dпр.в=0,98·0,0474·3,6=0,167 т/ч (1.25) 16. Конденсат пара из вентиляционной установки: Gвен = 0,98Dвен=0,49 т/ч (1.26) 17. Расчёт деаэратора определяет расход пара, необходимого для по-догрева в нем воды до температуры 104,8 °С. Для определения добавочного расхода пара на деаэрацию питательной воды составим уравнение теплового баланса деаэратора (потери теплоты в деаэраторе учтем КПД ηд = 0,98): ηд(Gпрtкпрсв + Gвенh'0,6 + Gотtкотсв + Gпр.вh'0,6 + GПВП-2h'0,12 + GХВОtХВОсв + Dпh"0,12) = (G∑ + ΔGт.с)h'0,12 (1.27) Подогретая в деаэраторе вода с температурой 104,8 °С подается пита-тельным насосом в паровые котлы и подпиточным насосом в тепловые сети для восполнения утечек теплоносителя у потребителей. Решая это уравнение относительно Dп, найдем расход добавочного пара в деаэратор. Dп=((G∑ + ΔGт.с)h'0,12/ ηд-( Gпрtкпрсв + Gвенh'0,6 + Gотtкотсв + Gпр.вh'0,6 + GПВП-2h'0,12 + GХВОtХВОсв))/ h"0,12=((8,22 +0,516)517/0,98-(1,8·66·4,19 +0,49·694,5+ 2,39·85·4,19 + 0,167·694,5 + 0,160·517,0 + 3,213·30·4,19))/ 2711,1=0,855т/ч 18. Действительный расход пара на собственные нужды котельной: (1.28) Таким образом, максимальная расчётная паропроизводительность ко-тельной с учетом 3 % потерь пара и конденсата внутри котельной Расхождение с величиной паропроизводительности котельной, полу-ченной по предварительному расчёту (см. формулу (1.8)), ΔD = Dк/ Dксред=7,77/8,38= 7,28% (1.29) Расхождение в процентах должно быть меньше допустимых 2...3 %. Для дальнейшего уточнения расчёта тепловой схемы не требуется. В противном случае по формуле (1.7) следует уточнить Dс.н и повторяем расчет. Dс.н = 0,15·Dв.н=0,15·7,11=1,066 т/ч ΔGк = 0,03D∑=0,03·8,43=0,253 т/ч Gкв = ΔGк - Dпод=0,253-0,062=0,191 т/ч ΔGпит.в = ΔGпр + ΔGк + ΔGпод + Gсл=2,2+0,253+0,062+0,202=2,717 т/ч GХВО = ΔGпит.в + ΔGт.с= 2,717+0,516=3,233 т/ч Gсыр.в = 1,2GХВО=1,2·3,233=3,880 т/ч GПВП-2 = 0,98DПВП-2=0,98·0,164=0,161 т/ч Gпр = μDпр=0,45·4=1,8 т/ч Gот = 0,98Dот=0,98·2,443=2,394 т/ч Dп=((G∑ + ΔGт.с)h'0,12/ ηд-( Gпрtкпрсв + Gвенh'0,6 + Gотtкотсв + Gпр.вh'0,6 + GПВП-2h'0,12 + GХВОtХВОсв))/ h"0,12=((8,241 +0,516)517/0,98-(1,8·66·4,19 +0,49·694,5+ 2,39·85·4,19 + 0,167·694,5 + 0,161·517,0 + 3,233·30·4,19))/ 2711,1=0,858 т/ч 1,021 ΔD = Dк/ Dксред=8,43/8,382= 0,57% ≤ 3% - условие выполняется Сведем в табл. 1 характеристики потоков воды и пара, поступающих в деаэратор, а в табл. 2 - потоки питательной воды из деаэратора. Таблица 1: Потоки, поступающие в деаэратор № п/п Наименование потоков, поступаю-щих в деаэратор Обоз-е Расчет, т/ч Темпе-ратура, °С Энталь-пия, кДж\кг 1 Возврат конденсата пара с производ-ства Gпр 1,8 66 4,19 2 Конденсат пара из вентиляционной установки Gвен 0,49 165,8 694,5 3 Конденсат из подогревателя сетевой воды отопления жилого района Gот 2,39 85 4,19 4 Конденсат из подогревателя горячей воды для производства Gпр.в 0,167 60 4,19 5 Конденсат из пароводяного подогре-вателя сырой воды ПВП-2 GПВП-2 0,161 60 4,19 6 Химически очищенная вода с ХВО GХВО 3,233 30 4,19 7 Добавочный пар для подогрева воды в деаэраторе Dп 0,858 104,8 2711,1 Таблица 2: Потоки питательной воды № п/п Наименование потоков, поступаю-щих в деаэратор Обоз-е Расчет, т/ч Темпе-ратура, °С Энталь-пия, кДж\кг 1 Питательная вода для котлов D∑ 8,382 104,8 439,1 2 Подпиточная вода для тепловых сетей ΔGт.с 0,516 104,8 439,1 19. Подбор котлоагрегатов. В котельных промышленных предприя-тий небольшой производительности чаще всего применяются котлоагрегаты типа ДЕ и КЕ (ранее ДКВР), выпускаемые Бийским котельным заводом. Для необходимой при максимальном зимнем режиме паропроизводи-тельности котельной выбираем для установки КЕ-10-14 С (в количестве 2 котлоагрегатов (1 в резерве). Общая номинальная паропроизводительность котлоагрегатов составляет 10 т/ч и создает небольшой резерв в количестве 1,62 тонн пара в час на возможное увеличение теплопотребления предприятия и жилого района. Установка двух котлоагрегатов позволяет в летних условиях удовле-творить производственно-технологические нужды предприятия в тепле при работе одного котлоагрегата, проводя ремонты и ревизии на другом. Расчет тепловой схемы для других режимов нагрузки выполняется по аналогичной методике. Максимальная теплопроизводительносгь (тепловая мощность) котель-ной составляет: (1.30) Таблица 3: Технические характеристики парового котла ДКВр-10-13ПМ № п/п Наименование показателя Значение 1 Тип и марка котла Паровой котел КЕ-10-14 С (с топкой ТЛЗМ-2-2,7/3,0) 2 Вид топлива Фрезерный торф 3 Паропроизводительность, т/ч(МВт) 10 (7,27) 4 Рабочее (избыточное) давление тепло-носителя на выходе, МПа 1,3 5 Температура пара на выходе, °С Насыщенный 194 6 Температура питательной воды, °С 100 7 Расчетный КПД, % 79-82 8 Расход расчетного топлива, кг/ч 3400 9 Габариты компоновки, LxBxH, мм 10110 x 5830 x 7100 20. Подбор растопочного горелочного устройства в соответствии [6]. При выборе горелочных устройств необходимо учитывать следующие факторы: 1. тип сжигаемого топлива; 2. разрешенное давление газового топлива для данного типа ко-тельной. Мощность горелки должна быть 30% от мощности котла на величину равную КПД котла. Тепловая мощность горелки определяется по формуле: (1.31) где Nк – теплопроизводительность котельного агрегата, кВт; ηку – КПД котельного агрегата. Для котельного агрегата КЕ-10-14С выбираем горелочное устройство ГМГ-1,5 в количестве 1 шт. на 1 котлоагрегат. Таблица 3: Технические характеристики газовой горелки ГМГ-1,5 № п/п Наименование показателя Значение 1 Габариты (LxBxH), мм 1015х520х465 2 Номин. тепловая мощность, МВт 1,74 3 Коэф. рабоч. регулир. по теплоте, мощн. 5 4 Номин. давл. газа перед горелкой, кПа 5 5 Номин. расход газа, нм3/ч 177 6 Содержание окиси углерода (СО), %, газ 0,05 7 Содержание оксидов Азота (Nox) мг/м3, газ 145 8 Масса, кг 90 2. РАСЧЕТ И ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ 2.1 Расчет и выбор деаэратора В проектах котельных в зависимости от требований заводов-изготовителей необходимо предусматривать устройства для удаления рас-творенных в добавочной воде газов и всех потоков конденсата, поступающих в котельную - дегазацию термическим или химическим путем [7]. Два и более деаэратора питательной воды следует предусматривать: 1. в котельных первой категории; 2. при значительных колебаниях нагрузок (летних, ночных); 3. при компоновке котлов с соответствующим вспомогательным оборудованием в виде блок-секций; 4. при нагрузках, которые не могут быть обеспечены одним деаэра-тором; 5. при установке котлов с рабочим давлением более 1,4 МПа. В зависимости от качества и давления конденсата, возвращаемого от внешних потребителей, следует предусматривать его подачу в деаэраторы или на станцию очистки конденсата. Конденсат от пароводяных подогревателей котельных должен направляться непосредственно в деаэраторы питательной воды. Для деаэрации питательной воды паровых котлов следует, как правило, предусматривать деаэраторы атмосферного давления. Применение деаэрато-ров повышенного давления допустимо при соответствующем обосновании. Наиболее универсальным способом удаления растворенных газов из питательной воды паровых котлов является термическая деаэрация при прак-тически атмосферном давлении (р = 0,12 МПа, t = 104 °С). Дегазация воды является последним этапом докотловой подготовки во-ды. В питательной воде не допускается содержание СО2, а содержа-ние О2 недолжно быть выше 0,03 мг/л. Деаэратор подбирается по расходу питательной воды. Количество воды для питания котельной определяется: (2.1) где GХВО - расход подпиточной воды, т/ч; p - продувка,%; nтг - число теплогенераторов; D - паропроизводительность котла, т/ч. Расход добавочного пара в деаэратор Dд, т/ч определяется по формуле (1.27). Dд=((G∑ + ΔGт.с)h'0,12/ ηд-( Gпрtкпрсв + Gвенh'0,6 + Gотtкотсв + Gпр.вh'0,6 + GПВП-2h'0,12 + GХВОtХВОсв))/ h"0,12=((8,241 +0,516)517/0,98-(1,8·66·4,19 +0,49·694,5+ 2,39·85·4,19 + 0,167·694,5 + 0,161·517,0 + 3,233·30·4,19))/ 2711,1=0,858 т/ч Потеря пара с выпаром Dвып, т/ч: (2.2) где Х - величина выпара на тонну деаэрируемой воды: Х = 2 кг/т при наличии охладителя выпара. В результате расчета осуществляем выбор деаэратора серии ДА (де-аэратор атмосферный) и охладителя выпара (ООВ). Деаэратор атмосферного давления ДА-15/4 производства ОАО «Бий-ский котельный завод» предназначен для удаления коррозионно–агрессивных газов (кислорода и свободной углекислоты) из питательной воды системы теплоснабжения при одновременном её нагреве. Таблица 4: Технические характеристики деаэратора ДА-15/4 № п/п Наименование показателя Значение 1 Габариты (LxBxH), мм 3325х1616х3770 2 Абсолютное давление, МПа 0,12 3 Вместимость полезная, м3 4 4 Температура среды, oС 104 5 Масса, кг 1700 Рисунок 1 - Принципиальная схема включения деаэрационной установки ДА - 15/4 атмосферного давления: 1 — подвод химочищенной воды; 2 — охладитель выпара; 3, 5 — выхлоп в атмо-сферу; 4 — клапан pегулировки уровня, 6 — колонка; 7 — подвод основного конденсата; 8 — предохранительное устройство; 9 — деаэрационный бак; 10 — подвод деаэрирован-ной воды; 11 — манометр; 12 — клапан регулировки давления; 13 — подвод горячего пара; 14 — отвод деаэрированной воды; 15 — охладитель проб воды; 16 — указатель уровня; 17— дренаж; 18 —мановакууметр. Основными элементами деаэратора ДА-15/4 являются: деаэраторный бак, деаэрационная колонка и гидрозатвор. Деаэраторный бак представляет собой горизонтальный, цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами и патрубками входа и выхода рабочей среды, подключения трубопроводов и арматуры. Бак имеет две опоры, одна из которых подвижная. Колонка деаэратора ДА-15/4 представляет собой цилиндрическую обе-чайку с эллиптическим днищем, патрубками для подвода и отвода рабочей среды. В верхней части колонки расположены две перфорированные тарелки с водосливами. В нижней - барботажное устройство, состоящее из барботажной тарелки и поддона с пароперепускной и двумя водоперепускными трубами. Верхняя часть пароперепускной трубы сообщается с паровым объёмом над барботажной тарелкой, нижняя часть – с водяным объёмом поддона. Водоперепускные трубы соединяют водяной объём барботажной та-релки с водяными объёмами поддона и бака. Колонки устанавливаются на баках, в противоположной отводу деаэ-рированной воды стороне, с целью обеспечения максимального времени вы-держки воды и необходимой вентиляции парового объёма бака. В деаэраторе ДА-15/4 применяются гидрозатворы: гидрозатвор от по-вышения давления защищает деаэратор от превышения допустимого давле-ния, гидрозатвор переливной – от опасного повышения уровня воды в бак. Комбинированное предохранительное устройство состоит из двух са-мостоятельных гидрозатворов, объединённых в общую гидравлическую си-стему, и расширительного бачка. Расширительный бачок служит для накопления объёма воды, необхо-димого для автоматического заливания воды в устройство после устранения нарушения в работе деаэрационной установки. Диаметр гидрозатвора от повышения давления выбирается, исходя из наибольшего допустимого давления в деаэраторе, при работе гидрозатвора 0,17 МПа и максимально возможного в аварийной ситуации расхода пара в деаэратор при полностью открытом регулирующем клапане, и максимальном давлении в источнике пара. В деаэраторе ДА-15/4 применена двухступенчатая схема дегазации: первая ступень – струйная; вторая – барботажная, обе ступени дегазации размещены в деаэрационной колонке. Потоки воды для деаэрации (из водоподготовительной установки, кон-денсат производства и др.) поступают в колонку в смесительный объём верх-ней тарелки и через водослив – на перфорированную её часть. Через отвер-стия вода стекает струями на нижерасположенную перепускную перфори-рованную тарелку, после которой струями сливается в барботажное устрой-ство колонки. Греющий пар подаётся в бак и, проходя к деаэрационной колонке, спо-собствует вентиляции парового объёма бака. Температура пара, поступающе-го в бак, не должна превышать 250°С. В струйном отсеке колонки происходит нагрев воды (до температуры, близкой к температуре насыщения, соответствующей давлению в колонке), грубая дегазация воды и конденсация большей части пара. В деаэраторе ДА-15/4 пар, поступая под непровальную тарелку барбо-тажного устройства и проходя через ее отверстия, подвергает воду на ней ин-тенсивной обработке. Площадь отверстий принята такой, что при минималь-ной тепловой нагрузке под тарелкой образуется устойчивая паровая подушка, исключающая провал воды через отверстия. Перелив деаэрируемой воды в бак с барботажной тарелки осуществля-ется по другой водоперепускной трубе. На барботажной тарелке осуществляется догрев воды до температуры насыщения и удаление микроколичеств газа, т.е. глубокая дегазация воды. Оставшаяся парогазовая смесь (выпар) отводится из верхней части ко-лонки через патрубок. Процесс дегазации завершается в деаэраторном баке, где происходит выделение из воды мельчайших пузырьков газов за счёт отстоя и разложения бикарбонатов. Для конденсации парогазовой смеси (выпара), используют охладитель выпара поверхностного типа состоящий из горизонтального корпуса, в кото-ром размещена трубная система (материал трубок – латунь либо коррозион-но-стойкая сталь). Охладитель выпара является теплообменником, в трубную систему ко-торого подаётся химочищенная вода, направляющийся в деаэрационную ко-лонку. Выпар поступает в межтрубное пространство.Оставшиеся газы от-водятся в атмосферу, конденсат выпара сливается в деаэратор или дренажный бак. Охладитель выпара состоит из следующих основных элементов (см. рисунок 2): 2.2. Расчет и выбор насосов 2.2.1. Питательные насосы Питательные насосы должны обеспечивать расход питательной во-ды Dпн, т/час: (2.3) где D, т/час - паропроизводительность котла; p, % - продувка; n - теплогенераторов; Dпод, т/час - расход воды на редукционно-охладительные и охлади-тельные установки. Полное давление Pпн, развиваемое насосом, должно обеспечить пре-одоление всех гидравлических сопротивлений (2.4) где Pб, кгс/см2 - предельное абсолютное давление в барабане котла; Pд, кгс/см2 - абсолютное давление в деаэраторе; Hc, м.вод.ст. – сопротивление трубопроводов питательного тракта (ори-ентировочно 10 - 20 м вод. ст.); Hэк, м.вод.ст. - сопротивление водяного экономайзера (принимают как 10 – 20% от Pб в м.вод.ст.); Hг, м.вод.ст. - геометрическая высота от оси насоса до входа воды в во-дяной экономайзер (обычно ≥ 6 м вод. ст.); 1,15 - коэффициент запаса. Производим выбор насоса по производительности и полному давлению следующего производителя OOO "Grundfos", г. Москва. К установке принимаем 2 насоса марки CR 10-22 с номинальной пода-чей 10,0 м3/ч и напором 181 м, 1 из которых находится в резерве, второй в работе. Мощность электродвигателя для привода выбранного насоса Nпн, кВт определяется по формуле: (2.5) где ηпн = 0,7 - 0,8 - КПД питательного насоса. Выбираем электродвигатель 5,5кВт с частотой вращения 2920-2940 об /мин, напряжение 380V. Таблица 6: Технические характеристики насоса CR 5-22 № п/п Наименование показателя Значение 1 Номинальный расход 10 м³ /ч 2 Напор 181 м 3 Ориентация насоса вертикальный 4 Диапазон температуры жидкости -20…+120°С 5 Размер входного и выходного соедине-ния DN 25/40 Рисунок 3 - Габаритный размеры насоса CR 5 -22 2.2.2. Сетевые насосы Производительность сетевых насосов Dсет, т(м3)/час определяется ко-личеством воды, циркулирующей в тепловой сети: (2.6) где Qот, МВт - расход тепла на отопление и вентиляцию; Qгвс, МВт - расход тепла на горячее водоснабжение; hпр, кДж/кг - энтальпия прямой горячей воды (исходные данные); hобр, кДж/кг - энтальпия обратной воды (исходные данные). Полное давление сетевого насоса Рсет, Па должно преодолевать сопро-тивление сети теплоснабжения сетевых подогревателей. Ориентировочно можно принять 1,0·106 Па. Мощность электродвигателя сетевого насоса Nсет, кВт: (2.7) где ηсет = 0,7 – 0,8 – КПД сетевого насоса. Производим выбор насоса по производительности и полному давлению следующего производителя ОАО "Сумский завод "Насосэнергомаш", г. Су-мы. .К установке принимаем 2 насоса марки НКВ-50-100 с номинальной подачей 50 м3/ч и напором 100 м, 1 из которых находится в резерве, второй в работе. Выбираем электродвигатель 21,3кВт с частотой вращения 2934 об /мин, напряжение 380V. Таблица 6: Технические характеристики насоса НКВ-50-100 № п/п Наименование показателя Значение 1 Номинальный расход 50 м³ /ч 2 Напор 100 м 3 Ориентация насоса горизонтальный 4 Диапазон температуры жидкости -20…+150°С Рисунок 3 - Габаритный размеры насоса НКВ-50-100 2.2.3. Подпиточные насосы Подпиточные насосы обеспечивают восполнение утечки воды из за-крытых систем теплоснабжения и расходов воды на горячее водоснабжение и утечки в открытых системах. Производительность подпиточного насоса, т(м3)/час: Dпот = gDсет=0,015·34,4=0,516 т/ч (2.8) где g - доля подпиточной воды. Полное давление подпиточного насоса Pпод, Па определяется давлением воды в обратной магистрали тепловой сети и сопротивлением трубопроводов и арматуры: Pпод = 0,5Pсет=0,5·106=50 м (2.9) Мощность электродвигателя подпиточного насоса: (2.10) Производим выбор насоса по производительности и полному давлению следующего производителя OOO "Grundfos", г. Москва. К установке прини-маем 2 насоса марки CR 1S-13 с номинальной подачей 0,8 м3/ч и напором 55,7 м, 1 из которых находится в резерве, второй в работе. Выбираем электродвигатель 0,37кВт с частотой вращения 2934 об /мин, напряжение 380V. Таблица 6: Технические характеристики насоса CR 1S-13 № п/п Наименование показателя Значение 1 Номинальный расход 0,8 м³ /ч 2 Напор 55,7м 3 Ориентация насоса вертикальный 4 Диапазон температуры жидкости -20…+150°С Рисунок 4 - Габаритный размеры насоса CR 1S-13 2.3. Расчет и выбор теплообменного оборудования Производительность водоподогревательных установок следует опреде-лять: 1. при наличии баков-аккумуляторов горячей воды - по сумме рас-четных максимальных часовых расходов тепла на отопление и вентиляцию, расчетных средних часовых расходов тепла на горячее водоснабжение и рас-четных расходов тепла на технологические цели; 2. водоподогреватели для систем горячего водоснабжения котель-ных при отсутствии баков-аккумуляторов и закрытых системах теплоснаб-жения с централизованными установками горячего водоснабжения - по рас-четному максимальному расходу тепла на горячее водоснабжение. При определении расчетной производительности должны учитываться также расходы тепла на собственные нужды котельной и потери тепла в ко-тельной и в тепловых сетях. Число водоподогревателей для систем отопления и вентиляции должно быть не менее двух. Резервные подогреватели не предусматриваются; при этом в случае выхода из строя наибольшего по производительности подогре-вателя в котельных первой категории оставшиеся должны обеспечивать от-пуск тепла потребителям: 1. на технологическое теплоснабжение и системы вентиляции - в количестве, определяемом минимально допустимыми нагрузками (независимо от температуры наружного воздуха); 2. на отопление - в количестве, определяемом режимом наиболее холодного месяца. Каждый водоподогреватель (бойлер) должен быть снабжен следующей арматурой: 1. со стороны первичного теплоносителя (на нагревающей стороне) - запорным вентилем (задвижкой), манометром и термометром, если первич-ным теплоносителем является вода; 2. со стороны подогреваемой воды - манометром, предохранитель-ным клапаном, исключающим возможность превышения давления в подо-греваемой части водоподогревателя емкостного типа более чем на 10% выше допустимого, и термометром на выходе подогретой воды. При отпуске воды различных параметров для отопления и вентиляции, бытового и технологического горячего водоснабжения допускается преду-сматривать отдельные водоподогревательные установки. Рисунок 5 - Графическое изображения теплообменного аппарата на принципиальных схемах Уравнение теплового баланса теплообменного аппарата рекуператив-ного типа Gx(t'x - t"x) = Gг(t"г - t'г ) (2.11) где Gx, Gг- расходы, соответственно холодного и горячего теплоноси-телей, м3\ч; t'x, t"x - температура холодного теплоносителя на входе и выходе из теплообменника; t'г, t"г - температура горячего теплоносителя на входе и выходе из теп-лообменника. Подогреватель воды для производства. Расход горячей воды на производственно-технологические нуж-ды Gпр.в =1,5 т/ч =0,417 кг/с при температуре tпр.в =60°С. Подогрев горячей воды производится в пароводяном подогревателе, насыщенным па-ром давлением 0,6МПа (температура насыщения равна 164,5°С), поступающим из главного паропровода через редукционный клапан. Вся горячая вода расходуется на производстве и в котельную не возвра-щается. Gпр.вccв(t"x - t'x) = Dпр.в (h"г - h'г ) Температура конденсата на выходе из пароводяного подогревателя: t'г= h"г - Gпр.всв(t"x - t'x)/ Dпр.в = 2762,3 - 0,417·4,19(60-5)/ 0,0474=175,4°С Рисунок 6 - Характер изменения температуры горячего и холодного теплоносителей, температурный напор между ними: а) прямоточном теплообменнике; б) противоточном теплообменнике На рисунке показан характер изменения температур горячего и холод-ного теплоносителей и температурный напор между ними. Принимаем схему противоточного движения теплоносителей: (2.12) где Δtм - наименьший температурный напор, °C Δtб - наибольший температурный напор, °C. Площадь поверхности теплообменника, м2: (2.13) где D - расход пара, 171,0 кг/ч; hп=2762,2 - энтальпия греющего пара давлением рн = 0,6 МПа, кДж/кг; hк =694,5- энтальпия конденсата при рн = 0,6 MПа, кДж/кг; коэффициент теплопередачи для пароводянных теплообменников k = (12,5 ÷ 14,5)103 кДж/(м2ч°C). Подбираем пластинчатый теплообменник Данфосс (Финляндия). Разборный теплообменник XG 10-1 (Х модификация теплообменника, G - разборный, 10 - типоразмер пластин, 1 - Количество ходов в теплообмен-нике 1 = одноходовой) - 2 шт. (1 в работе 1 в резерве). Таблица 7: Технические характеристики теплообменник XG 10-1. № п/п Наименование показателя Значение 1 Условное давление, бар 16/(25)* 2 Максимальная рабочая температура, °С 150 3 Минимальная рабочая температура -10 4 Площадь поверхности теплообмена 1 пластины, м2 0,021 5 Тип присоединения Наружная трубная резьба по ISO 228/1 6 Материал пластин Нержавеющая сталь EN 1.4404 7 Материал уплотнений EPDM 8 Количество пластин 20 9 Площадь поверхности теплообмена аппарата, м2 0,380 Рисунок 7 - Габаритный размеры подогревателя XG 10-1. Пароводяной подогреватель сетевой воды. Подогрев сетевой воды производится в пароводяном теплообменнике (бойлере) насыщенным паром давлением 0,6 МПа. Gсет.вcв(t"x - t'x) = Dот (h"г - h'г ) Температура конденсата на выходе из пароводяного подогревателя: t'г= h"г - Gсет.всв(t"x - t'x)/ Dпр.в = 2762,3 - 9,55·4,19(110-70)/ 0,679=96,7°С Принимаем схему противоточного движения теплоносителей: Площадь поверхности теплообменника, м2: где Q - тепловой поток, кВт; коэффициент теплопередачи для пароводянных теплообменников k = (12,5 ÷ 14,5)103 кДж/(м2ч°C). Подбираем пластинчатый теплообменник Альфа Лаваль Поток (Рос-сия). Разборный теплообменник М10-FG (М - модификация теплообменника, 10 - площадь теплообмена, FG - тип рамы,- 2 шт. (1 в работе 1 в резерве). Таблица 8: Технические характеристики теплообменник М10-FG № п/п Наименование показателя Значение 1 Условное давление, бар 16 2 Максимальная рабочая температура, °С 180 4 Площадь поверхности теплообмена, м2 10 5 Высота Н, мм 1084 6 Ширина,W, мм 470 Рисунок 8 - Габаритный размеры подогревателя М10-FG Охладитель конденсата сетевого подогревателя. Подогрев сетевой воды производится в пароводяном теплообменнике (бойлере) насыщенным паром давлением 0,6 МПа. Образующийся конденсат во избежание последующего вскипания в деаэраторе охлаждается до tкот = 85°С в водо-водяном теплообменнике - охладителе конденсата. Gcет.в. (t"x - t'x) = Gк (t"г - t'г) Температура сетевой воды на выходе из водоводяного ОК: t"x = 70+0,679(96,7 - 85)/ 9,55=70,8°С. Принимаем схему противоточного движения теплоносителей: Площадь поверхности теплообменника, м2: где Q - тепловой поток, кВт; коэффициент теплопередачи для водоводянных теплообменников k = (5 ÷ 6,3)103 кДж/(м2ч°C). Подбираем пластинчатый теплообменник Данфосс (Финляндия). Разборный теплообменник XG 20L-1 (Х модификация теплообменника, G - разборный, 20L - типоразмер пластин, 1 - Количество ходов в теплооб-меннике 1 = одноходовой) - 2 шт. (1 в работе 1 в резерве). Таблица 9: Технические характеристики теплообменник XG 20L-1 № п/п Наименование показателя Значение 1 Условное давление, бар 16/(25)* 2 Максимальная рабочая температура, °С 150 3 Минимальная рабочая температура -10 4 Площадь поверхности теплообмена 1 пластины, м2 0,122 5 Тип присоединения Наружная трубная резьба по ISO 228/1 6 Материал пластин Нержавеющая сталь EN 1.4404 7 Материал уплотнений EPDM 8 Количество пластин 10 9 Площадь поверхности теплообмена аппарата, м2 1,22 Рисунок 7 - Габаритный размеры подогревателя XG 20L-1 Подогреватель сырой холодной воды. Расчетная температура сырой воды для зимних условий принять tс.в. = 5 °С. Gсв(t"х - t'x) = Gсл (ts - tсл) Расход сырой воды на входе в подогреватель: Gсв = 0,202/3,6 (164,4-60)/ (60 - 5)=0,107 кг/с Принимаем схему противоточного движения теплоносителей: Площадь поверхности теплообменника, м2: где Q - тепловой поток, кВт; коэффициент теплопередачи для водоводянных теплообменников k = (5 ÷ 6,3)103 кДж/(м2ч°C). Подбираем пластинчатый теплообменник Данфосс (Финляндия). Разборный теплообменник XG 10-1 (Х модификация теплообменника, G - разборный, 10 - типоразмер пластин, 1 - Количество ходов в теплообмен-нике 1 = одноходовой) - 2 шт. (1 в работе 1 в резерве). Таблица 10: Технические характеристики теплообменник XG 10-1. № п/п Наименование показателя Значение 1 Условное давление, бар 16/(25)* 2 Максимальная рабочая температура, °С 150 3 Минимальная рабочая температура -10 4 Площадь поверхности теплообмена 1 пластины, м2 0,021 5 Тип присоединения Наружная трубная резьба по ISO 228/1 6 Материал пластин Нержавеющая сталь EN 1.4404 7 Материал уплотнений EPDM 8 Количество пластин 10 9 Площадь поверхности теплообмена аппарата, м2 0,21 Рисунок 7 - Габаритный размеры подогревателя XG 10-1. Пароводяной подогреватель сырой воды. Перед химводоочисткой сырая вода должна быть подогре-та до температуры tхво = 30 °С. Расход пара на подогреватель сырой воды определяется расчетом. Для подогрева используется насыщенный пар давлением 0,12 МПа(ts=123,1°С) Gс.вcв(tХВО - t'с.в ) = D (h'' - св· t'к ) Температура пара на входе в пароводяной подогреватель: t'к= h' - Gс.в (tХВО - t'с.в) / D = 2711,1 - 3,86/3,6·4,19 (30-8,32)/ 0,0453=134,0°С Принимаем схему противоточного движения теплоносителей: Площадь поверхности теплообменника, м2: где Q - тепловой поток, кВт; коэффициент теплопередачи для пароводянных теплообменников k = (12,5 ÷ 14,5)103 кДж/(м2ч°C). Подбираем пластинчатый теплообменник Ридан (Дания). Пластинчатый теплообменный аппарат Ридан XGF025 2 шт. (1 в работе 1 в резерве). Таблица 11: Технические характеристики теплообменник Ридан XGF025 № п/п Наименование показателя Значение 1 Условное давление, бар 16 2 Максимальная рабочая температура, °С -30…+200 4 Площадь поверхности теплообмена, м2 0,250 5 Количество пластин 10 Рисунок 8 - Габаритный размеры подогревателя Ридан XGF025 Охладитель выпара. Gс.вcв(t'' - tХВО) = D (h'' - h') Температура воды на выходе из охладителя выпара: t''= D (h'' - h')/ Gс.вcв + tХВО =0,01/3,6 (2711,1 -517)/ 3,86/3,6 + 30=35,7°С Температура пара на входе в подогреватель: t'п= 129,2°С Принимаем схему противоточного движения теплоносителей: Площадь поверхности теплообменника, м2: где Q - тепловой поток, кВт; коэффициент теплопередачи для пароводянных теплообменников k = (12,5 ÷ 14,5)103 кДж/(м2ч°C). Подбираем пластинчатый теплообменник Данфосс (Финляндия). Разборный теплообменник XG 10-1. Таблица 12: Технические характеристики теплообменник XG 10-1. № п/п Наименование показателя Значение 1 Условное давление, бар 16/(25)* 2 Максимальная рабочая температура, °С 150 3 Площадь поверхности теплообмена 1 пластины, м2 0,021 4 Тип присоединения Наружная трубная резьба по ISO 228/1 5 Материал пластин Нержавеющая сталь EN 1.4404 6 Материал уплотнений EPDM 7 Количество пластин 10 8 Площадь поверхности теплообмена аппарата, м2 0,21 Рисунок 7 - Габаритный размеры подогревателя XG 10-1. Сводим в таблицу 13 все расчетные параметры теплообменных аппара-тов. Таблица 13: Расчетные параметры теплообменных аппаратов Теплообменный аппарат Расход гор.тепло-ля. Расход хол.тепло-ля. Тем-ра на входе гор. тепл-ля Тем-ра на выходе гор. тепл-ля Тем-ра на входе хол. тепл-ля Тем-ра на выходе хол. тепл-ля XG 10-1 Дан-фосс (Финлян-дия) 0,0474 0,417 175,4 164,5 5 60 М10-FG Альфа Лаваль Поток (Россия) 0,679 9,55 164,5 96,7 70 110 XG 20L-1 Дан-фосс (Финлян-дия). 0,679 9,55 96,7 85 70 70,8 XG 10-1 Дан-фосс (Финлян-дия). 0,202 0,107 164,5 60 5 60 Ридан XGF025(Дания). 0,0453 1,07 134,0 123,1 8,32 30 XG 10-1 Данфосс (Финляндия). 0,00278 1,07 129,2 123,1 30 35,7 3. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОВОЗДУШНОГО ТРАКТА КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ 3.1 Расчет топлива Состав рабочей массы топлива [2, табл. IV]: Вид топлива - Ткибульский каменный уголь Расчётный состав топлива принимаем по таблице I [1] влага =50 %; зола =6,3 %; сера = 0,1 %; углерод = 24,7%; водород = 2,6 %; азот = 1,1%; кислород = 15,2 %; Всего 100%. Низшая теплота сгорания топлива Qir=8,128 МДж/кг Располагаемая теплота топлива, кДж/м3, Qр = Qнр + Qп.в + Qп.т + Qф, (3.1) где Qнр - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, выбирается в зависимости от вида и марки сжигаемого топлива; Qп.т и Qп.в - удельная теплота, вносимая в топку с подогретым воздухом и топливом; Qф - удельная теплота, вносимая через форсунку паром или распылении мазута. Удельная теплота, вносимая в топку с подогретым воздухом, кДж/кг (кДж/м3), Qп.в = αт(сп.вtп.в - сх.в tх.в), (3.2) где αт - коэффициент избытка воздуха в топочной камере 1.1; сп.в, сх.в и tп.в, tх.в- теплоемкости и температуры соответственно подогре-того и холодного воздуха. Воздух перед подачей в топочную камеру нагревают от tх.в = 30 °C до tп.в = 150 - 200 °C и более. Теплоемкости воздуха при температуре 150°C равна 0,846 кДж/(м3К). Qп.в = αт(сп.вtп.в - сх.в tх.в)= 1,25(0,846·150 - 1,170·30)=114,8 кДж/кг Qр = 8128+114,8=8242,8 кДж/кг Расчетный расход топлива в котле Вр = Q∑расч/nQрηк.убр (3.3) где n - количество принятых к установке котлов; ηк.убр - КПД котла (паспортные данные котла). Вр = 6490,9/1·8242,8·0,82=0,96 кг/с Объемы продуктов сгорания и воздуха выражаются в м3 при нормаль-ных условиях (0 °С и 0,1 МПа) при сжигании 1 кг твердого топлива. Полный объем газов, м3/м3: Vг = Vг0 + 1,016(αср - 1)V0, (3.4) где αср - средний коэффициент избытка воздуха в поверхности нагрева рисунок 8 Рисунок 8 - Распределение коэффициентов избытка воздуха по поверхностям нагрева котла Выбираем коэффициент избытка воздуха на выходе из топки α’’т=1,3. Определяем присосы воздуха: - присос воздуха в топке, - присос воздуха в газоходе, - присос воздуха в экономайзере, - присос в газоходах на каждые 10 м. При сжигании торфа расчет теоретических объемов воздуха и продук-тов сгорания производится на основании процентного состава компонентов, входящих в него: - теоретический объем воздуха: V0 = 0,0889(CР+ 0,375 SРо+k) + 0,265 HР – 0,0333 O Р, (3.5) V0 = 0,0889(24,7 + 0,375 0,1) + 0,265 2,6 – 0,0333 15,2=2,38 м3/кг - теоретические объемы продуктов сгорания воздуха: = 0,79 V0 + 0,8  (NР / 100), (3.6) = 0,79  2,38 + 0,8  (1,1 / 100)=1,889 м3/кг = 0,111 HР + 0,0124 WР + 0,0161 ∙ V0 , (3.7) = 0,111 2,6 + 0,0124 50 + 0,0161·2,38=0,947 м3/кг = 1,866  (CР + 0,375 Sр) /100, (3.8) = 1,866  (24,7 + 0,375 0,1) /100=0,462 м3/кг Vг0= VRO2+ V0N2 + V0Н2О =0,462+0,947+1,889=3,298 м3/кг Vг = 3,298+ 1,016(1,25 - 1)2,38=3,9 м3/кг 3.2 Аэродинамический расчет В зависимости от гидрогеологических условий и компоновочных ре-шений котла наружные газоходы должны предусматриваться надземными или подземными. Ограждающие и несущие конструкции газоходов следует предусматривать из: 1. сборных железобетонных конструкций, 2. глиняного кирпича, 3. металла, 4. неметаллических материалов (пластмассы или керамики). Для котельных, оборудованных котельными установками, забирающими воздух непосредственно из помещения котельной для подачи воздуха на горение, следует предусматривать приточные установки или проемы в ограждающих конструкциях, расположенные, как правило, в верхней зоне помещения котельной. Размеры живого сечения проемов определяются ис-ходя из обеспечения скорости воздуха в них не более 1,5 м/с. Газовоздухопроводы внутри котельной рекомендуется принимать стальными круглого сечения. Газовоздухопроводы прямоугольного сечения допускается предусматривать в местах примыкания их к прямоугольным элементам оборудования. На газовоздухопроводах должны быть предусмотрены устройства для установки контрольно-измерительных приборов и креп-ления изоляции. На участках газоходов, в которых возможно отложение золы, следует предусматривать устройства для их очистки и лючки с крышками для их осмотра. Полное аэродинамическое сопротивление газового тракта установ-ки ΔPуст, Па, складывается из сопротивлении отдельных элементов: ΔРуст = ΔРm+ΔРк+ΔРэк+ΔРвозд+ΔРзол+ΔРгазох+ΔРшиб+ΔРтрубы, (3.9) где ΔРm, Па - разряжение, которое должно быть создано в топке котла при сжигании топлива с искусственным дутьем воздуха: ΔРm = 20 ÷ 30 Па ΔPк, Па - аэродинамическое сопротивление котла: ΔPк=1406 Па ΔРэк, Па - аэродинамическое сопротивление чугунного водяного экономайзера, для чугунных экономайзеров серий ЭБ1 и ЭБ2: ΔРэк = 343 Па ΔРвозд, Па - аэродинамическое сопротивление воздухонагревателя, если он присутствует в составе котлоагрегата: ΔРвозд=800 Па ΔРгазох и ΔРшиб - аэродинамическое сопротивление газохода и шибера при искусственной тяге не учитываются. ΔРтрубы, Па - аэродинамическое сопротивление дымовой трубы, опре-деляется после выбора высоты и расчета трубы. Дымовые трубы должны сооружаться по отдельным проектам, в кото-рых должны предусматриваться мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию. Для котельных необходимо предусматривать сооружение одной дымо-вой трубы. В котельной для каждого котла, оборудованного дутьевым горе-лочным устройством, необходимо конструирование общей трубы с раздели-тельными вставками для исключения взаимного влияния дымовых газов. Внутренний диаметр трубы на выходе dв, м., определяется по формуле: (3.10) где Vг - расход продуктов сгорания от одного котла при αух - коэффици-ентом избытка воздуха за экономайзером, м3/м3 (м3/кг); эта величина опреде-лена в пункте «Расчет топлива»; Bp - расчетный расход топлива, м3/с (кг/с), технические характеристики котла; n - количество котлов, подключенных к трубе; Wвых - скорость газов на выходе из трубы, м/с, скорость газов на выходе из дымовой грубы при искусственной тяге принимается 12 ÷ 15 м/с. Дымовые трубы выполняются металлическими, кирпичными и железо-бетонными. Принимаем железобетонную трубу с диаметром трубы на выходе 0,6 м. Уточняется действительная скорость газов на выходе при стандартном диаметре трубы. (3.11) где ϑух, °C - температура уходящих газов при сжигании торфа 140°С. Нижний внутренний диаметр металлической трубы dн = dв, м, кирпич-ной или железобетонной трубы определяется по формуле: dн = dв + 0,02H=0,6+ 0,02·20=1,0м (3.12) где Н, м - высота дымовой трубы, предварительно выбираем 20 м. Средний расчетный диаметр трубы dcp, м: (3.13) Средняя скорость продуктов сгорания Wcp, м/с, в дымовой трубе опре-деляется по формуле: (3.14) Потери давления на трение ΔPтр, Па, в трубе определяются по выра-жению: (3.15) где λ - безразмерный коэффициент гидравлического трения, принима-ется для бетонных и кирпичных труб равным 0,05, для металлических – 0,02. ρпот - плотность газового потока в трубе, кг/м3 (3.16) где - плотность газов при нормальных условиях, равная 1,3 кг/м3. Потери давления в местных сопротивлениях ΔPм, Па, дымовой трубы вычисляются по формуле: (3.17) где ξ = 1,0 - коэффициент местного сопротивления выхода из дымовой трубы. Общие потери давления в дымовой трубе ΔPтрубы, Па, составят: ΔРтрубы = ΔРтр + ΔPм=93,8+140,7=234,5 Па (3.18) Величина самотяги дымовой трубы ΔPс.тр, Па, вычисляется по формуле: ΔРс.тр = Hg(1,2 - ρпот)= 20·9,81(1,2-0,859)=66,9 Па (3.19) где g = 9,8 м/с2 - ускорение свободного падения. ΔРуст = 30+1406+343+800+580+0+0+234,5=3326,6 Па Высоту дымовой трубы определяют исходя из допустимой концен-трации вредных выбросов в атмосферу. Количество окиси углерода, выбрасываемого в атмосферу при сгора-нии газообразного топлива, равно: (3.20) где Cн - коэффициент, характеризующий выход окиси углерода при сжигании торфа - 4,1 г/м3. γн - поправочный коэффициент, учитывающий влияние режима горения на выход окиси углерода, в нормальной эксплуатации котла и нормативных значениях коэффициента избытка воздуха на выходе из топки γн= 1. Количество окислов азота в пересчете на NO2, выбрасываемых в атмо-сферу при сжигании газообразного топлива, равно: (3.21) где β1 - безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влия-ние на выход окислов азота (содержание Nт) принимаем 1,4-2,0 ; k - коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 МДж теплоты в топливе, Dф/5,5=2,78/5,5=0,505 г/МДж; β2 - коэффициент, характеризующий эффективность воздействия ре-циркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку, прини-маем 0. r - степень рециркуляции инертных газов (дымовых газов, сушильного агента и т.п.) в процентах расхода дутьевого воздуха принимаем равным 0. β3 - коэффициент, учитывающий конструкцию горелок: для вихревых горелок β3 = 1; для прямоточных β3 = 0,85. Количество золы и недогоревшего топлива при сжигании твердого топлива равно: (3.22) Количество окислов серы при сжигании торфа: (3.23) Определив количество выбрасываемых вредных выбросов, переходим к расчету высоты дымовой трубы из условия отвода газов и рассеивания их в атмосферу. Высоту дымовой трубы определяют по формуле: (3.22) где ПДК - предельные допустимые концентрации вредных веществ, принимаем: Загрязняющее вещество Максимально-разовая, мг/м3 Средне-суточная, мг/м3 Оксид углерода 3,0 1,0 Диоксид азота 0,085 0,085 Сероводород 0,008 0,008 Сернистый ангидрид 0,5 0,05 где A - коэффициент, зависящий от температурной стратификации ат-мосферы и определяющий условия вертикального и горизонтального рассеи-вания вредных веществ в атмосферного воздуха, для субтропической зоны Средней Азии - 240; для Казахстана, Средней Азии, Кавказа, Молдавии, Сибири, Дальнего Востока - 200; для Севера и Северо-Запада Европейской части СССР, Урала, Среднего Поволжья, Украины - 160; для центральной ча-сти Европейской территории СССР и в областях со сходным климатом - 120; M - количество вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу, г/с; F - коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе (для газообразных примесей F = 1); m и n – безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья источника; z - число дымовых труб одинаковой высоты; Сф – фоновые концентрации вредных примесей в атмосфере, кг/м3: (3.23) (3.24) где Vтр - объем удаляемой газовоздушной смеси, м3/с; ΔT - разность температур выбрасываемых газов и окружающего воздуха, °С (разность температуры уходящих газов и температуры окружающего воздуха, принимают +5 °С); H - высота (источник выброса) на уровне земли, м. (3.25) (3.26) где dн - диаметр устья трубы,м; Wcp - средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья трубы, м/с. Определив значение vm, находим коэффициент n. Так при при: Определяем максимальную приземную концентрацию: Окончательно минимально допустимую расчетную высоту дымовой трубы принимаем из условий: 1. труба должна быть выше конька кровель зданий, расположенных в радиусе 25 м от здания котельной не менее чем на 5 м при наличии зданий высотой более 15 м в радиусе 200 м; 2. не ниже 35 м. Высоту дымовой трубы принимаем равной 35 м., при этой высоте она обеспечит условия рассеивания вредных выбросов дымовых газов. 3.3 Расчет и выбор тягодутьевого оборудования Тягодутьевые установки (дымососы, вентиляторы), как правило, предусматриваются индивидуальными к каждому котлу. Групповые (для от-дельных групп котлов) или общие (для всей котельной) тягодутьевые уста-новки допускается применять при технико-экономическом обосновании при реконструкции котельных с применением котлов единичной тепловой мощ-ностью менее 1 МВт. Выбор тягодутьевых установок производиться с учетом коэффициентов запаса по давлению и производительности. Для регулирования производительности проектируемых тягодутьевых установок следует предусматривать направляющие аппараты, индукционные муфты, частотно управляемые электроприводы и другие устройства, обеспе-чивающие экономичные способы регулирования. Выбор дымососа Производительность дымососа Vдым, м3/ч., определяется по формуле: (3.27) Давление, создаваемое дымососом Pдым, Па, определяется по формуле: Рдым = ΔРуст-ΔРс.тр=30+1406+343+800+580+0+0+234,5-66,9=3326,6 Па (3.28) По аэродинамическим характеристикам дымососов, по величинам дав-ления и производительности выбирается номер дымососа. Производитель дымососа ООО "Концерн медведь производственный участок №7", Костром-ская область г. Кострома - дымосос марки ДН-10М-1500 производительность 25430 м3/ч, давление 22300 Па, мощность электродвигателя 30 кВт. Таблица 14: Технические характеристики дымососа котла КЕ-10-14С 1 Частота вращения рабочего колеса двигателя(синхронная), max, об/мин 1500 2 Типоразмер двигателя АИР180М4 6 Установленная мощность двигателя, кВт 30 7 Потребляемая мощность, кВт 15.5 8 Производительность на всасывании, м3/ч 25430 9 Полное давление, Па 22300 10 Температура перемещаемой среды на всасывании, С 200 11 КПД max, % 83 12 Предельная запыленность перемещаемой среды, г/м3 2 13 Предельная температура перемещаемой среды на всасывании, С 200 14 Габариты поставочные с э/дв., LxBxH, мм 1360х1825х1485 Выбор дутьевого вентилятора. Производительность вентилятора Vв, м3/ч, вычисляется по формуле: где V0 - теоретический объем воздуха, принимают из пункта «Расчет топлива»; αт- коэффициент избытка воздуха в топке (паспортные данные котла); tв - температура воздуха в котельной, принимается 30 °C. Давление вентилятора Pв, Па: Рв = ΔРгор + ΔРвоз=1600+800=2400Па (3.29) где ΔРгор - потери давления в горелке. ΔРвоз - потери давления в воздуховоде, Па. По полученным величинам давления и производительности, по аэродинамическим характеристикам дутьевых вентиляторов выбирают его номер. Выписывают по характеристикам вентилятора производительность, давление, кПа, число оборотов, диаметр рабочего колеса. Также приводят все характеристики вентилятора, конструкцию и габаритные размеры. Выбираем производителя вентилятора для котельных установок ЗАО "Буммаш-Тепловые машины", Удмуртская Республика г. Ижевск; вентилятор ВДН-10М-1000 мощность 11кВт, частота вращения 1000 об/мин, эл.двигатель АИР160S6 производительность 13620 м3/ч, полное давление 15500 Па. Рисунок 9 - Вентилятор ВДН-10М 4.ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО Расчетный часовой расход топлива котельной определяется исходя из работы всех установленных рабочих котлов при их номинальной тепловой мощности с учетом минимальной теплотворной способности заданного вида топлива. Суточный расход топлива определяется для паровых котлов исходя из режима их работы при суммарной расчетной тепловой мощности; На современных ТЭС, как правило, организуется топливно-транспортный цех (ТТЦ), в который входят: – операции по подаче груженных вагонов с топливом и возврату порожних вагонов; – прием топлива и контроль за его качеством; – разгрузка железнодорожных вагонов; – подготовка и подача топлива в котельную; – хранение установленного запаса топлива на складе. В общем случае в состав топливного хозяйства ТЭС на твердом топливе входят следующие основные элементы: – железнодорожные транспортные устройства: пути примыкания, стан-ция приема маршрутов, весовое хозяйство, ремонтно-экипировочное депо, пункт заливки масла и др.; – разгрузочные устройства для приема железнодорожных вагонов с топливом; – размораживающие устройства; – дробильные устройства; – система ленточных конвейеров, включая бункерную галерею котельной; – склад топлива. На рис. 10 показана технологическая схема топливоподачи. Предпочтительным является вариант расположения склада за подъезными железнодорожными путями, обеспечивающий рациональное размещение сооружений на площадке, примыкающей к главному корпусу ТЭС, и набольшее удаление от этих сооружений источника угольной пыли, каким является склад топлива. Топливо доставляется на ТЭС в полувагонах грузоподъемностью 60–125 т. Выгрузка топлива из вагонов является одной из трудоемких и ответ-ственных операций, так как время простоя вагонов под разгрузкой жестко регламентируется Министерством путей сообщения. Разгрузочное устройство 1 оборудовано вагоноопрокидывателями, разгружающими вагоны с углем в приемные бункера 5. Вагоны заталкиваются в вагоноопрокидыватели и вместе с ними, поворачиваются вокруг своей оси примерно на 180о, разгружаются в расположенные ниже бункера. Приемные бункера вагоноопрокидывателей перекрывают решетками с размерами ячеек 350×350 мм, расширяющимися книзу. Крупные куски топ-лива измельчаются и проталкиваются перемещающимися над решетками дробильно-фрезерними машинами. Рисунок 10 - План сооружений топливного хозяйства при размещении склада топ-лива перед главным корпусом: 1 – разгрузочное устройство с вагоноопрокидывателями; 2 – узлы пересыпок; 3 – дробильное устройство с узлом сепарации посторонних предметов из угля; 4 – склад топлива с бульдозерами; 5 – приемные бункера склада с решетками; 6 – буферная емкость; 7– дымовая труба В целях унификации принята единая нумерация конвейеров для всех разрабатываемых проектов. В начале по порядку номеров идут конвейеры от разгрузочного устройства до бункерной галереи котельной, а затем – конвей-еры на склад и со склада. Параллельным конвейерам присваиваются буквенные индексы: 1А, 1Б, и т.д. Последовательно расположенным конвейерам одного направления присваивают дробные обозначения, например, конвейеры выдачи на склад 6/1, 6/2, 6/3 и т. д. Наиболее существенными параметрами, определяющими выбор схемы и оборудования топливоподачи, следует считать: – суточный расход топлива, требуемый для 24 часов работы всех энергетических котлов при их номинальной производительности и 24 часов рабо-ты водогрейных котлов при покрытии тепловых нагрузок при средней темпе-ратуре самого холодного месяца; – часовую производительность каждой нитки топливоподачи по суточному расходу топлива исходя из 24 часов работы топливоподачи с запасом в 10 %; – тип разгрузочного устройства для приема железнодорожных вагонов, выбранный исходя из следующих градаций расходов топлива: до 100 т/ч – безъемкостного типа; от 100до 400 т/ч – с одним вагоноопрокидывателем; от 400 до 1000 т/ч – с двумя вагоноопрокидывателями. Если производитель-ность топливоподачи свыше 1000 т/ч количество вагоноопрокидывателей выбирается исходя из 12 опрокидываний в час вагонов средневзвешенной грузоподъемности плюс один резервный. Подача топлива в главный корпус осуществляется по двум ниткам (из них одна резервная); предусматривается возможность одновременной работы двух ниток; подача топлива на склад и со склада осуществляется по одной нитке. Производительность дробилок тонкого дробления должна быть не менее производительности всех ниток топливоподачи в главный корпус. Вместимость складов топлива принимается равной 30-суточному запасу. Угол наклона ленточных конвейеров выбирается не более 18о. Галерея ленточных конвейеров и подземная часть разгрузочных устройств должны отапливаться и иметь температуру 10, а помещения дробильных устройств 15оС. Подача топлива на резервный склад осуществляется ленточным кон-вейером по пересыпным коробам стационарными плужковыми сбрасывателями. Выдача топлива с резервного склада предусматривается системой одониточных конвейеров. 5. КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ При проектировании зданий и сооружений котельных следует руко-водствоваться требованиями, приведенными в [27], [28] , [29], [30], [1] и [26]. Геометрические параметры зданий и сооружений, размеры пролетов, шагов колонн и высот этажей должны соответствовать требованиям, приведенным в [31]. Размеры пролетов этажерок допускается принимать кратными 1,5 м. Высоту встроенных антресолей или площадок под оборудование следует принимать по технологическим требованиям и назначать их кратными 0,3 м. Устройство помещений и чердачных перекрытий над котлами не до-пускается. Данное требование не распространяется на котлы, установленные в производственных помещениях. Место установки котлов в производственных помещениях должно быть отделено от остальной части помещения несгораемыми перегородками по всей высоте котла, но не ниже 2 м, с устройством дверей. В здании котельной следует предусматривать бытовые и служебные помещения. На каждом этаже помещения котельной должно быть не менее двух выходов, расположенных в противоположных сторонах помещения. Допускается один выход, если площадь этажа менее 200 м2 и имеется второй эваку-ационный выход на наружную стационарную лестницу, а в одноэтажных ко-тельных - при длине помещения по фронту котлов не более 12 м. У ворот помещения котельной, через которые производится подача топлива и удаление золы и шлака, необходимо устраивать тамбур или воз-душную тепловую завесу. Размеры тамбура должны обеспечивать безопас-ность и удобство обслуживания при подаче топлива или удалении золы и шлака. Отметку чистого пола котельного зала следует принимать на 0,15 м выше планировочной отметки земли у здания котельной. Размещение при-ямков в зоне расположения котла не допускается. Разрешается устраивать приямки под котлами, если такая необходимость вызвана условиями обслуживания котла. В этом случае должна быть предусмотрена вентиляция при-ямка. Расстояние от площадок или верхней части обмуровки котла, с которых производится обслуживание арматуры, гарнитуры, контрольно-измерительных приборов, до низа выступающих конструкций перекрытия (покрытия) котельной должно быть не менее 2 м. Расстояние от пола до низа площадок обслуживания и коммуникаций в местах проходов под ними должно быть не менее 2 м. Если котел не обслуживается в верхней части обмуровки и нет необхо-димости перехода по верху котла, через барабан, сухопарник или экономай-зер, то расстояние от верхней части обмуровки до низа выступающих кон-струкций перекрытия (покрытия) должно быть не менее 0,7 м. Размещение котлов и вспомогательного оборудования в котельных, ра-ботающих с постоянным присутствием обслуживающего персонала (рассто-яние между котлами и строительными конструкциями, ширина проходов), а также устройство площадок и лестниц для обслуживания оборудования в за-висимости от параметров теплоносителя следует предусматривать в соответ-ствии с [18]. Для блочно-модульных котельных и котельных, работающих без постоянного присутствия обслуживающего персонала, размеры проходов принимаются с учетом конструктивных особенностей блок-модуля, позво-ляющих соблюсти указанные выше нормы и обеспечить свободный доступ к оборудованию при техническом обслуживании, монтаже и демонтаже обору-дования и за счет легкосъемных конструкций блок-модуля. Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топки до про-тивоположной стены котельной должно составлять не менее 3 м. Для котлов, имеющих длину колосниковой решетки (обслуживаемой с фронта) не более 1 м, а также для котлов, работающих на жидком и газооб-разном топливе, это расстояние может быть уменьшено до 2 м. При этом для котлов, оборудованных газовыми горелками и горелками для жидкого топли-ва, расстояние от выступающих частей горелок до противоположной стены должно быть не менее 1 м, а для котлов, оборудованных механизированными топками, расстояние от выступающих частей топок должно быть не менее 2 м. При проектировании котельных с паровыми и водогрейными котлами с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) и с температурой воды не выше 115 °C должны быть обеспечены: ширина проходов между котлами, между котлом и стеной помещения должна быть не менее 1 м, ширина проходов между отдельными выступаю-щими частями котлов, а также между этими частями и выступающими ча-стями здания, лестницами, рабочими площадками и другими выступающими конструкциями - не менее 0,7 м. При установке котлов, требующих бокового обслуживания, ширина проходов между котлами или между котлом и стеной помещения должна быть не менее 1,5 м; при отсутствии необходимого бокового обслуживания котлов обяза-тельно устройство хотя бы одного прохода между котлами или между край-ним котлом и стеной котельной. Ширина этих проходов, а также ширина между котлами и задней стеной помещения котельной должна составлять не менее 1 м. При установке котлов вблизи стен или колонн обмуровка котлов не должна вплотную примыкать к стене котельного помещения, а отстоять от нее не менее чем на 70 мм; расстояние между котлами не менее 5 м, если фронт котлов или высту-пающих частей топок расположен один против другого, то расстояние между ними должно составлять не менее 5 м. Для котельных, работающих на жидком или газообразном топливе, расстояние между фронтами котлов должно быть не менее 4 м, а расстояние между горелками - не менее 2 м. Примечание. Перед фронтом котлов допускается устанавливать насосы, вентиляторы, а также хранить запасы твердого топлива не более чем для одной смены работы котлов. При этом ширина свободных проходов вдоль фронта котлов должна быть не менее 1,5 м, а установленное оборудование и топливо не должны мешать обслуживанию топок и котлов. При проектировании котельных с паровыми и водогрейными котлами с давлением пара более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) и с температурой воды выше 115 °C расстояния от фронта котлов или выступающих частей топок до про-тивоположной стены здания котельной, расстояния между фронтом котлов и выступающими частями топок, расположенных друг против друга, ширину проходов следует выполнять согласно "Правилам промышленной безопас-ности опасных производственных объектов, на которых используется обору-дование, работающее под избыточным давлением" Ширина площадок, предназначенных для обслуживания арматуры, контрольно-измерительных и регулирующих приборов, должна быть не менее 800 мм, а остальных площадок - не менее 600 мм. Расстояние по вертикали от площадок обслуживания водоуказательных приборов до середины водоуказательных стенок должно быть не менее 1 м и не более 1,5 м. Площадки и верхняя часть обмуровки котлов, с которых производится обслуживание, должны иметь металлические перила высотой не менее 0,9 м со сплошной обшивкой понизу на высоту не менее 100 мм. Полы котельного помещения необходимо выполнять из негорючих ма-териалов с негладкой и нескользкой поверхностью; они должны быть ров-ными и иметь устройства для отвода воды в канализацию. Каналы в котельном помещении должны закрываться съемными пли-тами на уровне чистого пола. Металлические перекрытия каналов должны быть выполнены из риф-леной стали. Приямки и углубления, которые не закрываются, должны ограждаться перилами высотой не менее 0,9 м. Ворота котельной, через которые производится подача топлива, удале-ние золы и шлаков, должны иметь тамбур или воздушную тепловую завесу в соответствии с требованиями, приведенными в [32]. Внутренние поверхности ограждающих конструкций помещений топ-ливоподачи, пылеприготовления и помещений котельных при сжигании твердого топлива должны быть гладкими и окрашенными влагостойкими и огнестойкими красками в светлые тона. Имеющиеся выступы и подоконники должны выполняться с откосами под углом 60° к горизонту и окрашиваться влагостойкими красками. Конвейерные галереи в местах их примыкания к зданиям котельных не должны опираться на каркас и ограждающие конструкции здания. Отапливаемые надземные конвейерные галереи должны располагаться над несущими конструкциями эстакад. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данной курсовой работе был произведен расчет тепловой хемы и вы-бор основного и вспомогательного оборудования котельной установки. В ка-честве основного оборудования выбран котел марки КЕ-10-14С в количестве 2 котлоагрегатов, работающих на каменном угле. Были определены состав, количество продуктов сгорания, определен расход топлива 0,96 кг/с. Просчитана тепловая схема, работающая на закрытую систему тепло-снабжения, произведен подбор вспомогательного теплообменного , насос-ного оборудования и деаэраторных установок. Выполнен аэродинамиче-ский расчет газовоздушного тракта котла, подбор тягодутьевого оборудо-вания. Произведена компоновка газовоздушного тракта и расчет компо-новки котельной с котлами КЕ-10-14С. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Демин В.К. Методические указания по выполнению курсовой ра-боты по дисциплине "Теплогенерирующие установки", 2008 - 2018 г. Интер-нет институт ТулГу . 2. СП 89.13330.2016 «СНиП II-35-76. «Котельные установки»» 3. СП 74.13330.2012 «СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети» 4. Федеральный закон от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ «Об энерго-сбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении из-менений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» 5. СП 131.13330.2012 «СНиП 23-01-99. Строительная климатоло-гия» 6. Орехов А.Н. Расчет тепловой схемы производственно-отопительной котельной: методические указания по выполнению курсовой работы. – Архангельск: Изд-во АГТУ, 2005.-40с. 7. ГОСТ 21204-97 «Горелки газовые промышленные. Общие техни-ческие требования» 8. ГОСТ 20995-75*. Котлы паровые стационарные давлением до 3,9 МПа. Показатели качества питательной воды и пара 9. ГОСТ 16860-88*. Деаэраторы термические. Типы, основные па-раметры, приемка, методы контроля 10. Федеральный закон от 30 июля 2010 г. N 190-ФЗ "О теплоснаб-жении". 11. Постановление Правительства Российской Федерации от 17 мая 2002 г. N 317 "Об утверждении Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации". 12. ГОСТ 9544-2015 Арматура трубопроводов запорная. Нормы гер-метичности затворов. 13. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребле-ния 14. Постановление Правительства Российской Федерации от 29 ок-тября 2010 г. N 870 "Технический регламент о безопасности сетей газорас-пределения и газопотребления" 15. СП 62.13330.2011 "СНиП 41-02-2003. Газораспределительные си-стемы". 16. СП 4.13130.2013 Система противопожарной защиты. Ограниче-ние распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям 17. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребле-ния 18. Тепловой расчет котельного агрегата (нормативный метод), под редакцией Н.В. Кузнецова, В.В. Митора, И.Е. Дубовицкого и др.- 2-е изд., переработанное- М.: Энергия. 1973.-295с. 19. Приказ от 25 марта 2014 года N 116 Об утверждении Федераль-ных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила про-мышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением". 20. Аэродинамический расчет котельных установок ( нормативный метод ) под редакцией Мочана С.И. - Ленинград.: Энергия, 1997. - 255 с. 21. СП 43.13330.2012 "СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышлен-ных предприятий" 22. Федеральный закон от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" 23. ОНД-86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ 24. Делягин Г.Н., Лебедев В.И-, Пермяков В.А. Теплогенерирующие установки: учебник для вузов. - М.: Стройиздат, 1986. - 559 с. 25. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 487 с. 26. Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф., Березин Э.Я. Производственные и отопительные котельные: Учебное пособие для вузов. - М: Энергоиздат, 1984.-231 с. 27. СП 42.13330.2016 "СНиП 2.07.01-89*. Градостроительство. Пла-нировка и застройка городских и сельских поселений" 28. СП 110.13330.2012 "СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепро-дуктов. Противопожарные нормы" 29. СП 56.13330.2011 "СНиП 31-03-2001. Производственные здания" 30. СП 43.13330.2012 "СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышлен-ных предприятий" 31. ГОСТ 23838-89 Здания предприятий. Параметры. 32. СП 60.13330.2012 "СНиП 41-01-2003. Отопление, вентиляция и кондиционирование". 33. ГОСТ 2.201-80 ЕСКД