Проектирование промышленно-отопительной котельной для жилого района

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Южно-Уральский государственный университет

Кафедра промышленной теплоэнергетики

Проектирование промышленно-отопительной котельной

для жилого района

Пояснительная записка к курсовой работе

по курсу «Источники и системы теплоснабжения

промышленных предприятий"

Нормоконтролер Руководитель

Кириллов В.В. _______ Кириллов В. В. ________

«___"____________2008г. «___"____________2008г.

Автор работы

студент группы Э-489

Сиражеев Р.Р.

«___"____________2008г.

Работа защищена

с оценкой

_____________________

«___"____________2008г.

Челябинск

2008 г.

Аннотация

Сиражеев Р. Р. Проектирование промышленно-отопительной котельной для жилого района г. Ульяновск.- Челябинск:

ЮУрГУ, Э, 2008, 23 с, 4 ил. графическая часть на ф. А1. Библиография литературы — 8 наим.

Цель данного курсового проекта — ознакомиться на конкретном примере с методикой расчета тепловой схемы производственно-отопительной котельной, определив необходимые тепловые нагрузки. На основании этих расчетов произвести выбор основного и вспомогательного оборудования котельной.

Содержание

1. Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего

водоснабжения

1.1. Расход теплоты на отопление

1.2. Расход теплоты на вентиляцию

1.3. Расход теплоты на горячее водоснабжение

1.4. Расчет годового расхода тепла

2. Расчет температурного графика

3. Расчет расходов сетевой воды

4. Гидравлический расчет паропровода

5. Тепловой расчет паропровода

6. Расчет тепловой схемы котельной

6.1. Расчет тепловой схемы паровой части котельной

6.2. Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной

7. Выбор теплообменного оборудования

7.1. Выбор деаэраторов

7.2. Выбор подогревателей

Литература

Приложения

1 Тепловая схема

2 Графическая часть на 1 листе фА1

1. Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и

горячего водоснабжения

Для города Ульяновск запишем данные:

— расчетная температура воздуха для проектирования отопления

tно = - 31 єС

— расчетная температура воздуха для проектирования вентиляции

tнв = - 18 єС

— средняя температура отопительного периода

tср = - 5,7 єС

— продолжительность отопительного периода 213 сут/год = 5112 ч/год.

1. 1 Расход теплоты на отопление

Расчетный расход теплоты на отопление жилых и общественных зданий:

,

где qF — расход тепла на один м2 площади застройки (qF =87 Вт/м2 при

tн.о. = -310С)

k1 — коэффициент, учитывающий отпуск тепла на отопление (k1 = 0. 25)

F — площадь застройки (F = fуд z)

fуд — количество площади на одного человека (fуд = 18 м2/чел)

z — количество жителей, z (=90 000 чел.)

Текущая отопительная нагрузка:

,

где tв = 18 єС — температура воздуха внутри помещения,

tн = 8 єС температура наружного воздуха в начале и в конце отопительного периода

.

1. 2 Расход теплоты на вентиляцию

Расчетный расход теплоты на вентиляцию общественных зданий.

,

где k2 — коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию общественных зданий (k2 = 0. 6)

.

Текущая вентиляционная нагрузка:

,

Нагрузка отопления и вентиляции при tнхм=-13,8 0С:

1. 3 Расход теплоты на горячее водоснабжение

Средненедельный расход теплоты горячего водоснабжения в зимнем режиме:

,

где m — число жителей (m=90 тыс. чел.)

а — норма расхода горячей воды на одного человека в сутки для жилых

зданий (а = 120 л/сут)

b — норма расхода горячей воды на одного человека в сутки для общественных

зданий (b = 25 л/сут)

ср — теплоемкость воды (ср = 4190 Дж/кг•К)

tг — температура горячей воды (tг = 55 0С)

tх — температура холодной воды (tх = 5 0С)

nс — расчетная длительность подачи тепла на ГВС (nс = 86 400с/сут)

Зимний режим:

.

Летний режим:

,

,

Расчетный расход теплоты на ГВС:

,

где kс — коэффициент суточной неравномерности расхода теплоты (kс = 2. 0)

kн — коэффициент недельной неравномерности расхода теплоты (kн =1. 2)

,

.

1. 4 Расчет годового расхода тепла

Расчет годового расхода тепла по отопительной нагрузке:

,

.

Расчет годового расхода тепла на вентиляцию:

Расчет годового расхода тепла на горячее водоснабжение:

,

где nг = 8400 ч/год — длительность работы систем ГВС

в = 0,8 коэффициент, учитывающий изменение средненедельного расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному,

Суммарный годовой расход:

,

.

Рис. 1.1 График нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения

2. Расчет температурного графика

Значения температур сетевой воды в зависимости от температур наружного воздуха определяются методом регулирования тепловых нагрузок и температурным графиком теплосети. В данном случае имеем качественное регулирование по совмещенной нагрузке ГВС и отопления в закрытых системах теплоснабжения при температурном графике теплосети 150/70 0С.

1. Перепад температур воды внутри тепловой сети:

,

где єС — температура воды в подающем трубопроводе,

єС — температура воды в обратном трубопроводе.

єС.

2. Температурный напор нагревательного прибора местной системы:

,

где єС — максимальная температура в отопительном приборе,

єС.

3. Перепад температур воды в местной системе:

,

єС.

4. Относительна величина тепловой нагрузки отопления:

.

5. Температура сетевой воды перед отопительной установкой:

6. Температура сетевой воды после отопительной установки:

Результаты расчета температур сетевой воды отображены в таблице 1.

Таблица 1

Величина

Температура наружного воздуха, єС

+8

+2,8

0

-5

-10

-15

-20

-25

-30

-31

0,204

0,31

0,367

0,469

0,571

0,673

0,776

0,878

0,98

1

ф01

49,86

64,23

71,74

84,9

97,79

110,5

122,9

135,3

147,6

150

ф02

33,5

39,41

42,4

47,35

52,08

56,59

60,94

65,13

69,2

70

Рис. 2.1 График температур тепловой сети.

Из графика видно, что при температуре 1=65 оС температура наружного воздуха равна tни=2,8 оС. При этой температуре необходимо сделать подрезку.

Рис. 2.2 График температур тепловой сети

7. Определим перепады температур сетевой воды в подогревателях нижней ступени горячего водоснабжения д2 и верхней ступени д1:

,

(кг/с)

єC

где єС.

єС.

Находим снижение температуры в подающем трубопроводе:

Находим снижение температуры в обратном трубопроводе:

Полученные результаты запишем в таблицу 2.

Таблица 2

Величина

Температура наружного воздуха, єС

tн

+2,8

0

-5

-10

-15

-20

-25

-30

-31

ф02

40

42,4

47,4

52,1

56,6

60,9

65,1

69,2

70

д1

20,8

14,9

12,3

10,3

8,9

7,7

6,8

5,9

5,8

д2

20,6

26,5

29,1

31,1

32,5

33,7

34,6

35,4

35,6

Температуры сетевой воды и приведены в таблице 3.

Таблица 3

85

86,6

97,2

108,1

119,4

130,6

142,1

153. 5

155,8

12,9

15,9

18,3

21

24,1

27,2

30,5

33,8

34,4

Рис. 2.4 График температур тепловой сети

3 Расчет расходов сетевой воды

1. Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию (при tн=8 оС):

2. Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию при tно:

;

3. Суммарный расход сетевой воды:

,

Рис. 3.1 График расходов сетевой воды

4. Гидравлический расчет паропровода

Гидравлический расчет следует проводить в направлении от потребителей к источнику, чтобы определить параметры пара, с которыми он должен быть отпущен из котельной.

По паропроводу транспортируется насыщенный водяной пар.

Таблица 4

Расчетная

величина

Обознач.

Размерн.

Расчетная формула или метод определения

Номер участка

1

2

3

4

5

Расход пара на участке

D

кг/с

По заданию

25

16,7

8,3

8,3

8,3

Длина участка

L

м

То же

750

500

320

90

100

Удельное падение давления

Rл

Па/м

Принимается

25

25

25

25

25

Доля местных потерь

---

0,3ч0,6

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

Потери давления на участке

P

кПа

28

18,75

12

3,37

3,75

Давление пара в начале участка (от потреб.)

Pнач

кПа

1 уч. :

2 уч. :

3,4,5 уч. :

765,87

730,75

712

703,37

703,75

Давление пара в конце участка (от потреб.)

Pкон

кПа

1 уч. :

2 уч. :

730,75

712

700

700

700

Средняя плотность пара на участке

кг/м3

3,85

3,75

3,70

3,68

3,68

Абсолютная эквивалентная шероховатость паропровода

kэ

м

По рекомендации [1]

0,0002

Коэффициент

Аd

м0,0475

0,42

Расчетный диаметр паропровода

d

м

0,460

0,396

0,306

0,306

0,306

Диаметр паропровода по стандарту

d'

м

Приложение 11 [1]

0,466

0,400

0,300

0,300

0,300

Средняя скорость пара

ср

м/с

19,5

17,9

15,3

15,4

15,4

Количество нормальных задвижек на участке

nЗ

---

По заданию

1

Количество П-образных компен-саторов на участке

nК

---

Принимается

5

2

2

1

1

Коэффициент гидравлического сопротивления задвижки

З

---

Приложение 10 [1]

0,3ч0,5

0,5

Коэффициент гидравлического сопротивления компенсатора

к

---

1,9 + 2•D0

2,8

2,7

2,5

2,5

2,5

Коэффициент гидравлического сопротивления тройника

тр

---

-«-" —

3

Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления

уч

---

17,5

11,9

8,5

6

6

Коэффициент

AR

м0,25

Табл. 5.1 [1]

10,6•10-3

Удельное падение давления

R'л

Па/м

23,7

23,9

27,7

27,9

27,9

Коэффициент

Al

м — 0,25

Табл. 5.1 [1]

76,4

Эквивалентная длина местных сопротивлений

Lэкв

м

514,8

289,2

144,2

101,8

101,8

Потери давления на участке

P'

кПа

31,2

16,5

12,3

5,9

6,7

Давление пара в начале участка (от потреб.)

P'нач

кПа

760

728,8

712,3

705,9

706,7

Давление пара в конце участка (от потреб.)

P'кон

кПа

728,8

712,3

700

700

700

Проверка погрешности в определении плотности пара

Средняя плотность пара на участке

'ср

кг/м3

3,88

3,77

3,69

3,69

3,69

Погрешность определения плотности

%

0,8

0,5

0,3

0,3

0,3

Полученная погрешность удовлетворяет допустимой (2%).

5. Тепловой расчет паропровода

Прокладка паропровода надземная, поэтому расчетная температура окружающей среды соответствует температуре наружного воздуха при максимальном зимнем режиме (tно).

Паропровод полностью изолирован, задвижки изолированы на ѕ от их площади поверхности, компенсаторы изолированы полностью.

Результаты теплового расчета сведены в таблицу 5.

Таблица 5

Расчетная

величина

Обознач.

Размерн.

Расчетная формула или метод

определения

Номер участка

1

2

3

4

5

Расход пара на участке

D

кг/с

По заданию

25

16,7

8,3

8,3

8,3

Длина участка

L

м

То же

750

500

320

90

100

Удельная потеря теплоты с 1 м изолированного паропровода

q

Приложение 3[2]

1,67

1,56

1,32

1,32

1,32

Эквивалентная длина задвижки

м

Принимается в диапазоне 4…8

5

Количество нормальных задвижек на участке

nз

---

По заданию

1

Эквивалентная длина опор

м

(10…15%)•L

80

40

30

11

14

Суммарная эквивалентная длина местных тепловых потерь

м

85

45

35

16

19

Температура пара в начале участка (от источника)

1

0С

Принимается

184

174

169

174

169

Температура пара в конце участка (от источника)

2

0С

Табл. II [4]

174

169

165

165

165

Средняя температура пара на участке

ср

0С

179

171,5

167,5

169,5

167,5

Средняя массовая теплоемкость пара на участке

Ср

Табл. V [4]

2,603

2,526

2,484

2,504

2,484

Средняя удельная теплота парообразования на участке

rср

Табл. I [4]

2018

2042

2057

2050

2057

Потери тепла на участке

Q

кВт

314,8

142,7

89,1

50,6

42,3

Температура пара в конце участка (от источника)

'2

0С

174,3

167

162

167

165

Погрешность определения температуры

%

0,1

1,1

1,8

1,8

0

Полученная погрешность удовлетворяет допустимой (2%)

6 Расчет тепловой схемы котельной

6.1 Расчет тепловой схемы паровой части котельной

Наиболее целесообразно установить в котельной как паровые, так и водогрейные котлы. Паровая часть котельной обеспечивает круглогодичную нагрузку (технологическую и нагрузку горячего водоснабжения), а водогрейная — нагрузку отопления и вентиляции.

Рассчитано для tн = tно = -340С. Результаты расчета сведены в таблицу 6.

Таблица 6

Расчетная

величина

Расчетная формула или метод определения

Температура наружного воздуха

tно

tнхм

tни

+8

Летний режим

Расчетная температура наружного воздуха

tн.в.

оС

Приложение 1

-34

-15,1

+3,8

+8

> +8

Давление технологического пара

Pтех

МПа

По заданию

0,7

Технологическая нагрузка

Dтех

кг/с

То же

12,5

Доля возвращаемого конденсата

%

-«-" —

70

Температура возвращаемого конденсата

tтех

0С

-«-" —

80

Солесодержание котловой воды

Sкв

мг/кг

-«-" —

5000

Солесодержание химически очищенной воды

Sх

мг/кг

Рекомендации из [5]

500

Энтальпии пара при давлениях:

1,4 МПа

0,76 МПа

0,15 МПа

0,12 МПа

i"1. 4

i"0. 76

i"0. 15

i"0. 12

кДж/кг

Табл. II [4]

2788,4

2766

2693,9

2683,8

Энтальпия

исходной воды

iив

кДж/кг

20,95

62,85

Энтальпия технологического конденсата

кДж/кг

251

Энтальпия питательной воды

кДж/кг

377,1

Энтальпия воды в деаэраторе

i'0. 12

кДж/кг

419

Энтальпия насыщенной воды при Р=0,15 МПа

кДж/кг

По таблице II

467,13

Энтальпия котловой воды при Р=1,4 МПа

кДж/кг

По таблице II

830,1

Энтальпия конденсата после паровых подогревателей

iк

кДж/кг

Табл. I [4] для t42 = 900C

376,94

Расход технологического конденсата с производства

Gтех

кг/с

8,75

Потери технологического конденсата

Gптех

кг/с

3,75

Потери пара в схеме

Кг/c

0,375

Расход пара на собственные нужды

Dсн

кг/с

зимний

летний

1,5

1

Паропроизводительность

(0,76 МПа)

кг/с

14,38

13,86

Потери пара и конденсата в схеме

кг/с

4,125

Доля потерь теплоносителя

Пх

---

0,287

0,298

Процент продувки

Pп

%

2,9

3,1

Расход питательной воды на РОУ

GРОУ

кг/с

0,134

0,129

Производительность по пару

Р = 1,4 МПа

Dк1. 4

кг/с

14,25

13,73

Расход продувочной воды

Gпр

кг/с

0,41

0,43

Расход пара из сепаратора продувки

Dc0. 15

кг/с

0,067

0,07

Расход воды из сепаратора продувки

GСНП

кг/с

0,343

0,36

Расход воды из деаэратора питательной воды

Gд

кг/с

14,79

14,29

Расход выпара из деаэратора питательной воды

Dвып

кг/с

0,03

0,029

Суммарные потери сетевой воды, пара и конденсата

Gпот

кг/с

4,498

4,514

Расход химобработанной воды после 2-й тупени

кг/с

4,498

4,514

Расход исходной воды

Gисх

кг/с

18,86

18,51

20,24

16,56

10,12

Температура воды после Т№ 1

6. 3

6. 3

6,2

6,5

17,5

Температура греющей воды после охладителя продувочной воды (Т№ 1)

104,75

Расход пара на Т№ 2

D2

кг/с

0,619

0,607

0,667

0,537

0,133

Температура воды на входе в охладитель деаэрированной воды (Т№ 4)

t41

0С

57,12

58,34

Расход пара на Т№ 3

D3

кг/с

0,243

0,244

Температура ХОВ после охладителя выпара питательного деаэратора

t52

0С

94

94

94

94

94

Расход пара на деаэратор горячего водоснабжения

Dд

кг/с

0,543

0,547

0,525

0,572

0,597

Расчетный расход пара на собственные нужды

кг/с

2,209

2,18

2,32

2,021

1,24

Расчетная паропроизводительность

кг/с

14,53

14,52

14,58

14,48

14,12

Ошибка расчета

%

1,1

1

1,4

0,7

1,8

Полученная погрешность удовлетворяет допустимой (2%)

Исходя из производительности котельной по пару с давлением P = 1,4 МПа, необходимо выбрать котельные агрегаты. Для обеспечения потребности по пару выбираю следующий тип котлов средней мощности:

Е-50−14

Краткая характеристика [3]:

1. Изготовитель з-д «Энергомаш» г. Белгород;

2. Паропроизводительность 50 т/ч;

3. Давление насыщенного пара 1,4 МПа;

4. Температура уходящих газов 1400С (для работы на газе).

Необходимое количество котельных агрегатов:

6. 2 Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной

Задача водогрейной части котельной — подготовить сетевую воду для покрытия нагрузок отопления и вентиляции. Нагрузку ГВС, восполнение потерь из тепловой сети, а также химическую обработку и нагрев подпиточной воды до необходимой температуры обеспечивает паровая часть котельной.

Подпиточная сетевая вода забирается из баков-аккумуляторов и вводится за водогрейными котлами. После котлов сетевая вода отпускается потребителю.

В летнем режиме водогрейные котлы остановлены.

Для расчета тепловой схемы данной части котельной необходимо выбрать котельные агрегаты. Максимальное число работающих котлов будет в максимально зимнем режиме

Таблица 7

Расчетная

величина

Расчетная формула или метод определения

Расчетные режимы

+8

> +8

Тепловая нагрузка на ГВС

МВт

Из пункта 1

91,1

91,1

91,1

91,1

58,3

Тепловая нагрузка на отопление

МВт

176,175

114,51

77,65

39,15

0

Тепловая нагрузка на вентиляцию

МВт

21,141

13,74

9,32

4,7

0

Производительность котельной

МВт

288,416

219,35

178,07

134,95

58,3

Расход воды на подпитку и потери в тепловой схеме

кг/с

8,65

6,58

5,34

4,05

1,75

Общая тепловая мощность котельной

МВт

297,07

225,93

183,41

139

60,05

Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной

0С

Из пункта 2

150

119

80

80

80

Температура обратной сетевой воды на входе в котельную

0С

24

29

15

15

15

Общий расход сетевой воды

кг/с

566

214

Расход воды через котлы

кг/с

886

597

Расход воды на подпитку и потери в тепловой схеме

кг/с

11,3

4,3

Температура воды на выходе из котла (при)

0С

150

131

119

107

94

Расход воды на собственные нужды

кг/с

25,8

25,8

25,8

25,8

25,8

Расход воды на линии рециркуляции

кг/с

323

356

469

530

416

Расход воды по перемычке

кг/с

0

68

245

146

20

Расход хво после первой ступени

кг/с

11,3

4,3

Расход пара на теплообменник

№ 6

кг/с

0,804

0,783

0,885

0,669

0,29

Расход выпара из деаэратора

кг/с

0,024

0,023

0,026

0,02

0,009

Температ. воды после охладителя выпара

оС

64,6

64,6

64,6

64,6

64,6

Расход греющей воды на деаэрацию

кг/с

2,15

2,3

3,54

3,7

4,1

Расход воды на собственные нужды

кг/с

2,15

2,3

3,54

3,7

4,1

Расход воды через котельный агрегат

кг/с

875

877

878

880

586

Относительная погрешность

%

1,3

1,02

0,91

0,68

1,8

По тепловой нагрузке производим выбор водогрейных котлов: -ставим 3 котла КВГМ-100−150 (, расчетная температура на выходе из котла 150єС).

7 Выбор теплообменного оборудования

7.1 Выбор деаэраторов

Для дегазации питательной воды в паровой части котельной установлен деаэратор атмосферного типа. Производительность питательного деаэратора равна 14,79 кг/с (61,97 т/ч).

Деаэраторы типа ДА обеспечивают устойчивую деаэрацию воды при работе с нагрузками в пределах от 30 до 120% номинальной производительности. Деаэраторы типа ДА укомплектовываются индивидуальными охладителями выпара и могут быть поставлены без деаэраторного бака [3].

Для деаэрации питательной воды паровых котлов необходим один атмосферный деаэратор типа ДА-75−15

Краткая характеристика [3]:

1 Номинальная производительность 75 т/ч;

2 Номинальное рабочее давление 0,12 МПа;

3 Полезная емкость деаэраторного бака 15 м3.

Для деаэрации подпиточной воды (расход 519 кг/с=1868,1 т/ч) тепловых сетей необходимо четыре вакуумных деаэратора типа ДСВ-2000

Краткая характеристика [3]:

1 Номинальная производительность 2000 т/ч;

2 Номинальное рабочее давление 0,0075 МПа;

7. 2 Выбор подогревателей

Выбор теплообменников следует производить, исходя из их расчетной площади теплообмена. При этом коэффициент теплопередачи ориентировочно можно принимать в пределах от 2500 до 3000 ккал/(м2ч0С) для подогревателей с латунными трубками при достаточной чистоте поверхностей нагрева.

С учетом загрязнения трубок слоем накипи коэффициент теплопередачи равен 1700 — 1800 ккал/(м2ч0С) [3].

Для ориентировочных расчетов поверхности нагрева всех теплообменных аппаратов принимаю коэффициент теплопередачи равным 2500 Вт/(0С м2).

Охладители выпара

Тепловые нагрузки на охладители выпара:

Среднелогарифмический температурный напор:

Поверхность теплообмена:

В качестве охладителей выпара для теплообменников № 5 и № 7 предлагаю установить следующие теплообменники: ОВА-2/0,22, ОВВ-2/0,22

Краткая характеристика охладителей выпара:

1 ОВА-2/0,22. Рабочее давление в корпусе/трубной системе 0,12/0,5 МПа, пробное давление 0,7 МПа, рабочая температура в корпусе/ в трубной системе 40−104/10−80єС, поверхность охладителя 2 м2, масса 220 г.

2 ОВВ-2/0,22. Рабочее давление в корпусе/трубной системе 0,01−0,12/0,4 МПа, пробное давление 0,7 МПа, рабочая температура в корпусе/ в трубной системе 104/50−80єС, поверхность охладителя 2 м2, масса 220 кг

Подогреватели исходной и химочищенной воды

Необходимо рассчитать площади теплообмена для следующих теплообменных аппаратов:

— охладитель продувочной воды (Т№ 1);

— подогреватель исходной воды (Т№ 2);

— подогреватель исходной воды (Т№ 4);

— подогреватель химочищенной воды после II ступени ХВО (Т№ 3);

— подогреватель химочищенной воды после I ступени ХВО (Т№ 6).

Таблица 8

Расчетная

величина

Расчетная формула или метод определения

Номер теплообменного аппарата

1

2

3

4

6

Тепловая нагрузка

Q

кВт

764

3083

3083

237,1

3083

Наибольшая разность температур теплоносителей

tБ

0С

107

162,7

144

10

144

Наименьшая разность температур теплоносителей

tМ

0С

33,7

65

32,9

2,9

30

Среднелогарифмический температурный напор

t

0С

63,5

106,6

75,3

5,7

72,8

Коэффициент теплопередачи

k

Рекомендации [3]

2500

Поверхность теплообмена

F

м2

4,9

11,8

16,7

17

17,3

Для теплообменника Т№ 1 выбираю водяной подогреватель под номером 10 (таблица 2,144. 8]).

Краткая характеристика:

1 Площадь поверхности нагрева секции 6,9 м2.

2 Давление 1,6 МПа.

3 Число латунных трубок 37, Dн = 168 мм.

Для теплообменника Т№ 2 и Т№ 3 выбираю пароводяной подогреватель под номером 2 (таблица 2. 143. 8]).

Краткая характеристика:

1 Площадь поверхности нагрева секции 17,2 м2.

2 Длина корпуса 3,63 мм.

3 Число латунных трубок 124, Dвч = 412 мм.

Для теплообменников Т№ 4 выбираю водо-водяной подогреватель под номером 14 (таблица 2. 144. 8]).

Краткая характеристика:

1 Площадь поверхности нагрева секции 20,3 м2.

2 Давление 1,6 МПа.

3 Число латунных трубок 109, Dн = 273 мм.

Для теплообменника Т№ 6 выбираю пароводяной подогреватель под номером 3 (таблица 2. 143. 8]).

Краткая характеристика:

1 Площадь поверхности нагрева секции 24,4 м2.

2 Длина корпуса 3,75 мм.

3 Число латунных трубок 176, Dвч = 466 мм.

Используемая литература

1. Соколов Е. А. Теплофикация и тепловые сети. — М.: Энергоиздат, 1982.

2. Есина И. В., Грибанов А. И. Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. — Челябинск: ЧГТУ, 1990.

3. Бузников Е. Ф., Роддатис К. Ф., Берзиньш Э. Я. Производственные и отопительные котельные. — М.: Энергоатомиздат, 1984.

4. Ривкин С. Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. — М.: Энергоатомиздат, 1984.

5. Кириллов В. В. Лекции по курсу «Источники и системы теплоснабжения».

6. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). — М.: Энергия, 1973.

7. Григорьев В. А., Зорин В. М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

8. Смирнов А. Д., Антипов К. М. Справочная книжка энергетика. — М.: Энергоатомиздат, 1984.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой