Расчет котельной установки

СОДЕРЖАНИЕ

Введение………………………………………………………………………….

1.Расчет  количества  установленных  котлоагрегатов  в  котельной………….

2.Расчет тепловой схемы паровой отельной…………………………………...

3.Аэродинамический  расчет  газовоздушного  тракта  ………………………

4.Подбор  вспомогательного  оборудования……………………………………

4.1.Подбор  дымососа…………………………………………………………….

4.2.Подбор  дутьевого  вентилятора……………………………………………..

4.3.Определение  размеров  трубы……………………………………………….

4.4.Подбор  питательного  насоса………………………………………………..

4.5.Подбор  деаэратора……………………………………………………………

5.Расчет  водоподготовительной  установки…………………………………….

6.Расчет  рассеивания  вредных  выбросов  в  атмосфере………………………

7.Расчет  технико-экономических  показателей  работы котельной…………………..

УНИРС………………………………………………………………………….

Список  используемых  источников…………………………………..       

Приложеия………………………………………………………………………...

ВВЕДЕНИЕ

Котельные  по  размещению  подразделяются  на- отдельно  стоящие; пристроенные  к  зданиям  другого  назначения;

встроенные  в  здания  другого  назначения  независимо  от  этажа  размещения; крышные.

Тепловая  мощность  встроенной,  пристроенной  и  крышной  котельной  не должна  превышать  потребности  в  теплоте  того  здания,  для теплоснабжения которого  она  предназначена.

Для  производственных  зданий  промышленных  предприятий  допускается  проектирование  пристроенных,  встроенных  и  крышных  котельных. Для  котельных,  пристроенных  к  промышленным  зданиям,  общая  тепловая  мощность  котлов,  единичная  производительность  каждого  котла  и  параметры  теплоносителя  не  нормируются. Для  котельных,  встроенных  в  производственные  здания  промышленных  предприятий  при  применении  котлов  с  давлением  до  0,07 МПа   и  температурой  воды  до  115 С,  тепловая  мощность  котлов  не  нормируется. Крышные  котельные    для  производственных  зданий  промышленных  предприятий  допускается  проектировать  с  применением  котлов  с  давлением  пара  до  0,07 МПа  и  температурой  воды  до  115 С.

Не  допускается  встраивать  котельные  в  жилые  многоквартирные  здания.

Для  жилых  зданий  допускается  устройство  пристроенных  и  крышных  котельных.

Эти  котельные  допускается  проектировать  с  применением  водогрейных  котлов  с  температурой  воды  до  115 С. При  этом  тепловая  мощность  котельной  не  должна  быть  более  3,0 МВт.

Для  общественных,  административных  и  бытовых  зданий  допускается  проектирование  встроенных,  пристроенных  и  крышных  котельных. Не  допуска-ется  размещение  пристроенных  котельных  со  стороны  главного  фасада  здания. Расстояние    от  стены  здания  котельной  до  ближайшего  окна  должно  быть  не  менее  4м  по  горизонтали, а  от  покрытия  котельной  до  ближайшего  окна – не  менее  8м  по  вертикали. Такие  котельные  не  допускается  размещать  смежено.  Под  и  над  помещениями  с  одновременным  пребыванием  в  них  более  50 человек. Не   допускается  проектирование  крышных,  встроенных  и  пристроенных  котельных  к  зданиям  детских  дошкольных  и  школьных  учреждений,  к  лечебным  корпусам  больниц  и  поликлиник  с  круглосуточным  пребыванием  больных,  к  спальным  корпусам  санаториев  и  учреждений  отдыха.

Размещение  котлов  и  вспомогательного  оборудования  в  котельных (расстояние   между  котлами  и  строительными  конструкциями,  ширина  проходов),  а  также  устройство  площадок  и  лестниц  для  обслуживания  оборудования  в  зави-симости  от  параметров  теплоносителя  следует  предусматривать  в  соответствии  с  «Правилами  устройства  и  безопасной  эксплуатации  паровых  и  водогрейных  котлов».

Для  монтажа  оборудования,  габариты  которого  превышают  размеры  дверей,  в  котельных  следует  предусматривать  монтажные  проемы  или  ворота  в  стенах,  при  этом  размеры  монтажного  проема  и  ворот  должны  быть  на  0,2м  больше  габарита  наибольшего  оборудования  или  блока  трубопроводов.

В  помещениях  котельных  следует  предусматривать  отделку  ограждений  долговечными  влагостойкими  материалами,  допускающими  легкую  очистку. В  автономных  котельных,  работающих  на  жидком  или  газообразном   топливе, следует  предусматривать   легкосбрасываемые  ограждающие  конструкции  из  расчета  0,03 м2  на  1м3  объема  помещения,  в  котором  находятся  котлы.

1.Расчет  количества  установленных  котлоагрегатов  в  котельной

Количество  установленных  котельных  агрегатов  зависит  от  требуемой  тепловой  мощности,  необходимой  для  покрытия  тепловых  нагрузок  отопления,  вентиляции,  горячего  водоснабжения  и  технологических  нужд.

При  определении  необходимого  количества  агрегатов  нужно  учитывать  следующие  условия:

1.Суммарная  мощность  котельной  должна  превышать  требуемую  нагрузку  на  20%.

2.Параметры  теплоносителей  на  выходе  из  каждого  котла  должны  быть  одинаковые.

3.В  котельной  не  должно  быть  менее  2-х  и  более  5  котлов.

Для  определения  количества  требуемых  котельных  агрегатов  находим  

рабочую  паропроизводительность  котельной  по  формуле

                 D к =A *Qов +Б *Qгв +Dтех *(B- 0,00134*µ к *tк )   кг/с ;                            

          где  Qов – тепловая  нагрузка  на  отопление  и  вентиляцию (по заданию),

                   Qов= 7,35 МВт;

                  Qгв – тепловая нагрузка  на  ГВС,  равна  3,15Мвт;

                   Qтех- тепловая  нагрузка  технологического  потребителя;              

                  Dтех- расход  пара  технологическим  потребителем  в  кг/с, равен  5,5 кг/с;

                  µк  - доля возвращаемого от потребителя конденсата,  равен 34%

                   А,Б,В – коэффициенты,  учитывающие  затраты  мощности  на  собственные  нужды.

                   D к= 0,4231*7,7+0,4231*3,3+1,81*(0,9736-0,00134*0,38*90)=6,33 кг/с ;  

               Определяем  количество  установленных  котлов

                   ή = Dк / Dка = 6,33/4,44=1,42                  3       котла,                                     

            где  D ка - единичная производительность теплогенерирующей установки

                             Dка = 4,44кг/с.

2.Аэродинамический  расчет  газовоздушного  тракта

Целью  этого  расчета  является  определение  сопротивления  газовоздушного  тракта  и  подбор  тягодутьевых  устройств   (дутьевого  вентилятора,  дымососа,  дымовой  трубы).

На  каждый  котел  устанавливается    по  одному  дутьевому  вентилятору,  на  каждое  горелочное  устройство  по  одному  дымососу,  домовая  труба – одна  на  всю  котельную.

Суммарные  сопротивления  газового  тракта  с  запасом  20%  определяется  по  формуле

           ∆Hку= ∆hт + ∆hк  + ∆hэ +∆ hш + ∆hб + ∆ hз + ∆hвп + ∆h тр), Па

              где     ∆hт  - сопротивление  топки, Па;                  

                         ∆hк - сопротивление  конвективного  пучка, Па; 

                         ∆hэ  - сопротивление  экономайзера, Па; 

                         ∆hш  - сопротивление  шибера, Па; 

                         ∆hб  - сопротивление  газоходов (борова), Па;                          

                         ∆hз - сопротивление  золоуловителя, Па; 

                         ∆hвп  - сопротивление  воздухоподогревателя, Па;                      

                         ∆hтр  - сопротивление  дымовой  трубы, Па; 

Сопротивление  газового  тракта   определяется  при  максимальной  нагрузке  работы  котельной  установки.

Сопротивление  топки  принимают  равным  разрежению  в  ней. При  искусственной  тяге  разрежение  в  тяге  равно ∆hт =30Па.

Сопротивление  экономайзера  принимается  по  справочным  данным  для  выбранного  типа  экономайзера,  равно  ∆hэ =343Па.

Сопротивление  борова  ∆hб  при  приблизительных  расчетах  можно  принять  равным  10-20 Па  на  каждые  10м   длинны. Длина  газоходов  примерно  20-30м.

Сопротивление одного шибера ∆hш  составляет 5-15 Па. По  газовому  тракту  шиберы  устанавливаются  в  следующих  местах  по  одному  за  каждым  котлом  и  один  шибер  на  сборном  газоходе  перед  дымовой  трубой.

Количество  шиберов  2шт.

Сопротивление  золоуловителя  также  принимается  по  справочным  данным   и  учитывается  при  его  наличии,  равно  600-650Па.

Сопротивление  конвективного  пучка  определяется  в  зависимости  от  топлива,  скорости  продуктов  сгорания  и  их  температуры.

Сопротивление  конвективного  пучка ∆hк  определяется  по  формуле         

                                 ∆hк  = (∆hл  + ∆ hм  ) *(к*ρ )/1,293                                                    

                         ∆hк  = (1014,08+221,55)*(1*0,329)/1,293=314,38 Па;

  где   ρ - плотность продуктов сгорания, м3 /кг ; определяется  по  формуле

          ρ =1,293*( 273/(273+ tср ))= 1,293*( 273/(273+800)=0,329м3 /кг                    

                     k- поправочный  коэффициент  к  расчетному  сопротивлению,  зависит  от  конструкции  котла.

Для  водогрейных  котлов  k=1,2 ;  для  котлов  с  камерой  догорания  k=1,15,

    для  остальных  k=1;

              ∆hл  -  потери  давления  на  трение при поперечном омывании коридорного            пучка труб ,Па;

                              ∆h л =ξ* (W2 * ρ )/2,  Па                                                                       

        где    ξ  - коэффициент  сопротивления  коридорного  пучка, зависящий от числа труб и скорости продуктов сгорания,

                                         ξ=ξгр*Z*Cs*CRe

                Cs -  поправочный  коэффициент  на  расстояние  между  трубами,0,44;

                 CRe  - поправочный  коэффициент  на  скорость  продуктов  сгорания, 1,23;

                             ξ=0,43*23*0,44*1,23=5,35;

                             ∆hл  =9,44*((10,322*0,38)/2)= 46,65Па;             

                ∆hт – потери  давления  в  местных  сопротивлениях определяются по формуле                

                             ∆hм   =ξм*( (Wср*ρ )/2)                                                                                       

       где  ξ м  - коэффициент  местного  сопротивления  для  поворотов

                      на  180 º  ξм=1;      на  90 º  ξ м=1 ;       на  45 º  ξм =0,5

Для  котлов  марки  ДЕ -  два  поворота  на  90º .

                             ∆hм = 2,5*((10,322*0,2884)/2) =38,39Па;

Сопротивление  дымовой  трубы  при  отсутствии  данных  по  конструкции  можно  определить  по  формуле

                                  ∆hтр  =(λ/8i)*( w2тр/2)* ρух ,   Па                                                              

      где    ρух=0,46 кг/м3; 

        wтр  -  скорость дымовых газов в выходном сечении  трубы принимаем равной  при  искусственной  тяге  15-20 м/с,  при  естественной  тяге  8-10м/с;                            

        i  - уклон  трубы  по  внутренней  образующей, принимается равным i=0,02;

                 λ  - коэффициент  сопротивления  трению  о  стенки  трубы:

                 для  стальных  труб – 0,02,  для  бетонных и  кирпичных   труб  0,05

                            ∆h тр=(0,05/8*0,02)*( 172/2)* 0,608 = 20,6 Па;

              Суммарное  сопротивление  газового  тракта

                 ∆Hку = (30+30,92+343+20+40+600+20,6) =1084,52 Па;

3 Расчет  тепловой  схемы  паровой  котельной

Тепловая  схема – это  условно-графическое  изображение  теплотехнического  оборудования,  входящего  в  состав  теплогенерирующей  установки,  объединенного  линиями  трубопроводов  для  транспортировки  теплоносителя  в  соответствии  с  технологической  последовательностью.

Различают  расчетные  и  монтажные   тепловые  схемы

Цель  расчета  тепловой  схемы – это  определение  расходов  теплоносителя  и  параметров  теплоносителей  до  и  после  оборудования,  определение  диаметров  трубопроводов  и  подбор  вспомогательного  оборудования.

Расчет  тепловой  схемы  ведется  на  основе  составления  материального    и  теплового  балансов  каждого  элемента. 

Расчет  ведется  в  следующей  последовательности

1.Паропроизводительность  котельной  установки

                                         Dк  =n*Dка ,  кг/с                                                                       

        где    n – количество  установленных  котлов;

                  Dка - паропроизводительность  одного  котла 

                                         D к = 4*1,8=7,2 кг/с;

2. Общая  нагрузка  на  отопление, вентиляцию  и  горячее  водоснабжение

                                          Q с = Qов + Qгв  ,МВт                                                               

                                          Qс   =7,35+3,15=10,5 МВт;

3.Расход  пара  на  сетевые  подогреватели   №6  и  №7

                                   Dст  = (Qс*103)  / ( i 0,7 - iк)                                                                где  i0,7 - энтальпия  пара  при давлении  0,7 МПа,  i 0.7 = 2763 кДж\кг;

               iк= t+4,19- энтальпия  конденсата, кДж/кг;

                                          D ст =(8*103)/ (2763-377,1)=4,37кг/с;

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

G гв =(Q ов  *103)/( i´с – i´´с )    кг/с                                                                                   G ов  =(Qгв *103) /( i´с – i´´с)    кг/с

        где  i с - энтальпия  воды  в  падающем  трубопроводе;

                i с  = t *4,19-  энтальпия  воды  в  обратном  трубопроводе.

                                          i´с = 124*4,19= 519,56 кДж/кг;

                                          i´´с = 70*4,19=293,3 кДж/кг;

                                         Gгв  =(7,35*103)/(519,56-293,3)=14,45кг/с;

                                         Gов  =(3,15*103)/(519,56-293,3)=33,73кг/с;

5.Общий  расход  сетевой  воды

                                         Gс  = Gов  + G гв  , кг/с                                                               

                                         Gс  =33,73+14,45= 48,19, кг/с;

6.Расход  подпиточной  воды

                      Для  закрытых  систем  теплоснабжения  равен  1,5-2%  от  общего  расхода  сетевой  воды

                                          Gподп =(0,015…..0,02)*Gс                                                        

                                          Gподп =0,02*48,19=0,7710 кг/с;

7.Расход  питательной  воды  на  редукционно-охладительную  установку

                            Gроу =(Dr  *(i´´1,4 –i´´0,7 ))/( i´´0,7 – iпв)                                                    

           Вычисляем:

                            Gроу=( 7,2*(2789-2763))/ (2763-377,1)= 0,078 кг/с;

8.Паропроизводительность теплогенерирующих установок  с  добавлением  пара  0,7МПа

                                   Dк = Dк + Gроу                                                                                                                             

                                  Dк= 7,2 +0,078=7,30 кг/с;

9.Расход  пара  на  собственные  нужды тгу принимаем  предварительно  в  размере  от  7  до  15%  от  общей  производительности

                                   Dсн =(0,07…..0,15)*Dк     кг/с                                                        

                                   D сн =0,14*7,30=1,022 кг/с;

10.Расход  пара  на  компенсацию  теплопотерь  в  тепловой  схеме тгу и  другие  неучтенные  расходы  принимаются  в  размере  2-3%

                                   Dпот =(0,02….0,03)*Dк,    кг/с                                                                     

                                   Dпот=0,02* 7,30=0,146  кг/с;

11.Расход  пара  на  технологические  нужды  внешних  потребителей

                                   Dтех =Dк –Dсн -Dпот -Dст                                                                      

                                   Dтех =7,30-1,02-0,146-4,37= 1,76 кг/с;

12.Расход  возвращаемого  с  производства  конденсата

                                  G тех  =(Dтех *µ)/100,                                                                        

         где   µ - процент  возврата  конденсата

                                  Gтех= (40*1,76)/100=0,599 кг/с;

13. Потери  технологического  конденсата

                                  Gтех =Dтех  - Gтех                                                                                            

                                  G тех =1,76-0,599= 1,16 кг/с;

14.Сумма  потерь конденсата и сетевой  воды  

                                  Gпот =G тех +Dпот + Gподп                                                                   

                                  Gпот = 1,16 +0,146+0,7710=2,08 кг/с;

15.Доля  потерь  конденсата

                                  П х = Gпот /Dк                                                                                    

                                 Пх = 2,08/ 7,2= 0,284;

16.Процент  продувки

                                  Рпр  =(100*Sх *Пх) \ (Sкв -Sх *Пх)                                                    

          где  S хв  - солесодержание  котловой  воды  S   =3000 мг/кг;

                  S х  - солесодержание исходной воды

                        Р пр = (100*580*0,284)\(3000-580*0,284)= 5,83 %;

Полученную  величину  продувки  сравниваем  с  ранее  принятой. Большую  из  этих  величин  принимаем  для  дальнейших  расчетов,  но  не  более  15%.

                Принимаем  Рпр= 5,83

17.Расход  продувочной  воды

                            G пр=Р пр*(Dк /100)                                                                                

                            G пр=5,83*(7,2/100)= 0,421 кг/с;

18.Расход  пара  из  сепаратора  непрерывной  продувки  СНП

                            Dс =(Gпр* (i´кв –i´0,15 ))/ (i˝0,15 –i´0,15)                                                      

       где  i кв, - энтальпия  котловой  воды при давлении 1,4 МПа,   iкв  = 826 кДж/кг;

               i´0,15 – энтальпия  воды при давлении 0,15 МПа,  i´0,15 = 465 кДж/кг;

               i˝0,15 - энтальпия  пара при давлении 0,15 МПа, i˝0,15 = 2693 кДж/кг;

                            Dс = (0,421*(826-465))/(2693-465)= 0,068  кг/с

19.Расход  воды  из  сепаратора  непрерывной  продувки СНП

                            G снп  =Gпр –Dс  =0,421-0,068=0,352 кг/с ;                                           

20.Расход  воды  из  деаэратора

                            Gд =Dк +Gпр +Gподп                                                                                 

                                            Gд=7,2+0,421+0,7710=8 ,49 кг/с;

21.Расход  выпара  из  деаэратора

                            D вып =d*Gд                                                                                             

        где  d – удельный  расход  выпара,  d=0,002  кг пара/кг воды

                            Dвып = 0,002*8,49= 0,016 кг/с;

22. Суммарные  уточненные  потери  пара  и  конденсата

                           G пот= Gтех +Dпот  +Gподп  +Dвып  +  Gснп                                                 

                           G пот = 0,599+0,146+0,7710+0,016+0,352=2,45 кг/с;

23.Расход  химобработанной  воды

                           Gхво = Gпот = 2,45 кг/с;                                                                          

24.Расход  исходной  воды  с  учетом  использования  на  собственные         

                       нужды  ХВО

                           Gисх =(1,15…1,2)*Gхво                                                                                             

                            Gисх=1,15*2,45=2,74 кг/с;

25.Расход  исходной  воды  через  подогреватель Т№1

                            G΄исх =(Gснп *(i΄0,15 -  iб ))/(i12 – i11 )                                                       

          где   iб, i11, i 12–энтальпия воды при температурах

                   iб=40˚С, i11=5˚С, i 12 =30˚С;

                   iб =tб *4,19 = 40*4,19=167,6 кДж/кг ;

                   i11 = iисх*4,19= 5*4,19=20,95 кДж/кг;

                   i 12 = i 12*4,19= 30*4,19=125,7 кДж/кг;

                             Gисх = (0,352*(465-167,6))/ (125,7-20,95)= 1,001 кг/с;

26.Расход  исходной  воды  через  подогреватель  Т№2

                             G˝исх = Gисх-G΄исх= 2,74-1,001= 1,74 кг/с ;                                         

27.Расход  пара  на  подогреватель  исходной  воды  Т№2

                             D 2 =( G˝исх *(i22 -i 21 ))/(i˝0,7 –iк )                                                               

                  i 21 =i11 = 20,95                         i 22 =i21= 125,7

                             D2 = (1,74 *(125,7-20,95))/(2763-360,34)=0,07 кг/с;

28.Температура  воды    на  входе  в  подогреватель  Т№4     

                             t41 = t42 -(Gд *(iд  -iпв ))/(4,19*Gхво  )                                                          

            где  t42  = 80ºС-температура воды на выходе из подогревателя Т№4;

                   iд   - энтальпия  воды  на  выходе  из  деаэратора,

                   iд  =tд  *4,19= 102*4,19=427,38 кДж/кг;

                   tд=102-104 ºС ;

                             t41= 80-((8,49*(427,38-419))/(4,19*2,45)= 69,60 ºС;

29.Расход  пара  на  подогреватель  Т№3

                             D3 = (Gхво *(i32 – i31))(i˝0,7  -iк)                                                               

           где     i31= i22  = 125,7 кДж/кг;

                       i32= i41  =t41 *4,19=69,60 *4,19=307,75 кДж/кг;

                             D3= (2,45*(307,75-125,7))/ (2763-352)=0,169 кг/с;

30.Температура  воды  на  выходе  из  подогревателя  Т№5

                       t52 =t51 +(Dвып*(i˝0,12  -iк))/(4,19*Gхво )                                                        

            где    t 51 =t42  = 80 ºС;

                       i 52   -  энтальпия  пара    при давлении 0,12 МПа, i0,12 =2683 кДж/кг;

                       t52  = 80+(0,016*(2683-352))/(4,19*2,45)=83,84 ºС;

31.Расход  пара  на  деаэрацию

          D д =[Gд *iд +Dвып *i˝0,12 –Gхво *i52 –Dс  *i˝0,15 –Gтех *iк -(D2 +D3) *iк]/ i˝0.7           

             где  i52=t52 *4,19= 83,84*4,19= 348,73 кДж/кг;

                       Dд  =[8,49*427,38+0,016*2683-2,45*349,614-0,064*2693-

                            -1,16*352-(0,07+0,169)*352]/2763= 0,854  кг/с;

32.Расчетный  расход  пара  на  собственные  нужды

                                Dсн =Dд +D2 +D3                                                                                

                                Dсн = 0,7854+0,07+0,169= 1,10 кг/с;

33.Расчетный  расход  пара  технологическому  потребителю

                                Dтех =Dк -Dсн -Dпот -Dст                                                                      

                                D   =7,2-1,10-0,146-4,37= 1,68 кг/с;

34. Ошибка расчета

                             ∆= (│Dтех - Dтех │) / Dтех * 100 % < 2%,  

                            ∆=   (│1,68-1,76│)/1,68 *100 =0,462% < 2%.     

4.Подбор  вспомогательного  оборудования

К  вспомогательному  оборудованию  относятся  устройства  и  механизмы,  способствующие  нормальной  работе  теплогенерирующей  установки. 

К  вспомогательному  оборудованию  относятся  тягодутьевые  устройства,  устройства  для  обработки  и  подачи  воды,  устройства  для  сбора  и  удаления  шлаков.

В   данном  курсовом  проекте  подбираем  следующее  вспомогательное  оборудование - дымосос, дутьевой  вентилятор, дымовую  трубу, питательный  насос,  деаэратор, установка  химводообработки.

                                  4.1 Подбор  дымососа

Дымосос  подбираем  индивидуально  для  каждого  котельного  агрегата  и  предназначен  для  полного  удаления  продуктов  сгорания  из  котла.

Дымосос  подбирается  по  двум  характеристикам: напор  и  производи-тельность.

Напор  дымососа  определяется  по  формуле

                                       Нд = ∆pп βг,  Па                                                          

                                       ∆pп=Hку - hс,  Па                                                          

где  βг - коэффициент   запаса  по  напору,  равен 1,1

                                        ∆pп=1084,52-183,4=901,52 ;

                                       Нд =1,1*901,52= 991,67Па;

Производительность  дымососа  определяется

                            Vд  =β1* Bр*(Vг +( αэк -1)* V°)* ((273+tух )/273)  м/с                      

где  β1  - запас  по  производительности,  равен  1,05

                   Вр  -расчетный  расход  топлива , м/с

                   Vв  -теоретический  объем  продуктов  сгорания

                   αэк  - коэффициент  избытка  воздуха  за  экономайзером

      Vд  =1,05*0,333*(6,95+0,45*4,42)*((273+310)/273)= 6,26м/с;

Выбираем  дымосос  марки  ДН-9

Производительность  14,65*103 м3/ч ; Напор 1,78  кПа;

                t=200 C; КПД=83%.

Назначение – отсос  дымовых  газов  из  топок  котлов.

Изготовитель –  ПО бийск

                               4.2 Подбор  дутьевого  вентилятора

Производительность  Vв  вентилятора  определяется  по  формуле

                            Vв =β 1*Bр*αт*V°*((273+tхв )\273),   м3\ч                                            

                  Vв=1,1*0,333*1*4,42((273+25)/273)= 1,76м3/ч;

Напор  дутьевого  вентилятора  определяем  по  формуле

                                        Н в =β2*(∆Н – hт),  Па                                                                           

         где   ∆Н – суммарное  сопротивление  воздушного  тракта

                                        Н в =1,1* (750-30)= 792 Па;

Выбираем  вентилятор  дутьевой  марки    ВДН-8

Производительность  10,2*10-3;      напор 2,19 кгс/м2;

                        t= 30 ºC;      КПД= 83%.

Изготовитель - Бийский  котельный  завод

                              4.3 Определение  размеров  дымовой  трубы

Определение  размеров  дымовой  трубы  необходимо  для  обеспечения  тяги  и  рассеивания  вредных  выбросов  в  атмосферу.

Диаметр  устья  трубы  определяем  по  формуле                          

                            dтр = √ (4*Vтр)/ (π*Wтр) ,   м                                                                 

                            dтр  =√ (4*19,44)/(3,14*17)= 1,2м;

              где  Vтр  =n*Bр *(Vп+αэк*V0)(( t ух +273 )/273)                                                  

                      n – число  котлов;

                      Vтр   - скорость  дымовых  газов  на  выходе  из  трубы.   

                    Vтр =4*0,333*(6,395+0,1*4,42)*((310+273)/273)=19,44 м/с;

                          4.4. Подбор  питательного  насоса

Питательный  насос  предназначен  для  подачи  питательной  воды  из  деаэратора  в  котельные  агрегаты . В  котельной  следует  предусматривать   не  менее  двух  питательных  насосов,  один  рабочий  и  второй – резервный,  причем

Рабочий  должен  быть с  паровым  двигателем, резервный – с электродвигателем.

Допускается  установка  двух  насосов  с  электродвигателями  с  одинаковой  производительностью   от  разных  источников  электропитания  при  невозможности  использования  пара.

Производительность  питательного  насоса  определяется

                               Vн+1 =1,1*Dк*3,6     м3/ч                                                                     

                               Vн+1= 1,1*7,2*3,6 = 28,512м3/ч;

Напор,  развиваемый  насосом,  определяется

                               Нпн = 1,15*( Pб -Pд +Hс +Hv ),    МПа                                                

             где  Р б - избыточное  давление  в  барабане  котла,    1,4МПа;

               Рд  - избыточное  давление  в  баке  деаэратора,   0,12МПа;

               Нс  - гидравлическое  сопротивление  питательных  трубопроводов  от  насоса  до  котла,   Н   =0,1 МПа;

Ну  -  разность  высот  уровней  воды  в  барабане  котла  и  баке  деаэратора,

               Н у =0, 1МПа;

                               Нпн  = 1,15*(1,4-0,12+0,1+0,1)= 1,702 мПа;

              По  таблице  15.3( Роддатис)  подбираем  питательный  насос

              марки ПЭ-65-40    подача  65 м3/ч;    напор 4,4 мПа;   масса  2085 кг    

              Изготовитель - ПО «Насосэнергомаш»

                                       4.5 Подбор  деаэратора

Деаэратор  в  котельной  устанавливается  для  удаления  растворенных  в  воде  агрессивных  газов,  а  также  играет  роль  питательного  бака.

В  данной  работе  подбирается  деаэратор  атмосферного  типа   с  давлением  пара  в  нем  0,17 МПа, температура  воды 102-104 С.

Деаэратор  подбирается  по  производительности,  которая  определяется

                         Dд  =3,6*(Gтех + Gисх +D2 +D3 +Dст )  т\ч

                         D д = 3,6*(1,12+4,12+4,37+0,11+0,26)= 26,96 т/ч.

По  таблице  12.37 (Роддатис)  подбираем  деаэратор  атмосферного  типа  марки   ДА 50   производительностью  50т/ч; рабочее  давление  0,12мПа;  

температура  деаэрированной  воды  104 С, средняя  температура  подогрева  воды  в  деаэраторе    10-40  С ;     масса 474 кг.

5.Расчет  водоподготовительной  установки

Источником  воды  для  котельной  является  хозяйственно-питьевой  городской  водопровод.

Вода  имеет  следующие  характеристики:

   - карбонатная  жесткость  Ж к=4,4;

  -некарбонатная  жесткость  Жн =3,8;

   - общее  солесодержание  Sх=550 мг/л;

   - щелочность  воды  определяется  по  формуле

                                             Щ ов =Жк = 4,4;

   - относительная  щелочность  котловой  воды

           Щ ов = 40*Жк*(100/Sx)= 40*5,2*(100/550) = 35,86 % > 20%;            

Относительная   щелочность  для  паровых  котлов  не   должна  превышать  20%. Если  Щ ов >  20% ,  то  требуется  натриекатионирование.

Концентрация  углекислоты  в  воде  определяется  по  формуле

                                 СО 2  = 22*Щ ов *αов  (δ1 + δ2 ),  мг экв/л                                      

     где  αов -  доля  обработанной  питательной  воды

                                        α ов = 1- (µ /100),

     где   µ  - процент  возврата  конденсата;

              δ1  - доля  разложения  NаНСО3  в  котле ,    δ =0,4;

              δ2  - доля  разложения   NаСО3  в  котле,     δ =0,7;

                                 αов =1- 46/100=0,54;

                              СО2 = 22*5,2*0,6(0,4+0,7)= 83,05мг экв/л;

Расчет  водоподготовительной  установки

                   1 ступень                                                        2 ступень

1.Производительность  фильтров                                                      

                                                 Q=3,6*Gисх   , м3/ч                                                              

     Q1=  3,6*4,12=14,83 м3/ч;                                  Q2 = 3,6*4,12=14,83 м3/ч;

2.Площадь  сечения  фильтра

                                           F= Q / (а*W) ,  м2                                                                    

            где    а – количество  фильтров*

                       а1= 2;                                                          а2=1;

                     W – скорость  фильтрования

                      W1 = 20 м/ч;                                              W2= 30м/ч;

          F1= 14,83/(2*20)=0,37 м2;                          F2= 14,83/(1*30)= 0,49 м2;

3.Диаметр  фильтра

                                           d =√4F/π, м                                                                             

          d1 = √(4*0,37)/3,14 =0,68м;                       d2 =√ (4*0,49)/3,14 = 0,79м;

По  полученной  величине  по  таблицам  12.14-12.18 (2 )  подбираем  стандартные  фильтры. Выписываем  следующие  параметры

                             d1 =0,7м,                                                 d2= 1,0м,

                             V1= 0,77м3                                             V2=1,2м3

                             H1 =2,0м,                                                                               H 2=1,5м,

                              m=0,62т,                                                   m=0,91т,

          ФИПа  I-0,7-0,6-Na                                          ФИПа  II-1,0-0,6- Na _

4.Определяем  уточненную  скорость  фильтрования

                                              Wн= Q /( Fн*а)  ,    м\ч                                                         

                                              Fн= π* d2/ 4

W1=14,83/(0,385*2)=19,25 м/ч ;                     W2=14,83/(0,785*1)=18,89м/ч;

              F1=3,14*0,72/3,14= 0,385 ;                    F2=3,14*1/3,14=0,785;

5.Определяем  количество  регенераций  в  сутки

                               n=(24*Q *(Жисх  - Ж΄хво ))/(ЕNA*Vк * a) ;                                          

Вычисляем:

                              n1=24*14,83*(9-0,1)/(300*0,77*2)=6,85;

                              n2=24*14,83*(0,1*0,015)/(300*1,2*1)=0,084;                                    

             ЕNA – объемная  способность  катионита, равна   300г экв/м3 ;

6.Расход  100%  поваренной  соли  на регенерацию;

                                           Q с100 = ENA*Vк * (g /100), т                                                    

         где  g с  - удельный  расход  соли,  равен  200 г/г экв

    Qс100=300*0,77*(200/100)=46,2 кг;      Qс100=300*1,2*(200/100)=72,0кг;

7.Расход  26%  раствора соли на 1 регенерацию, м3 ;

                                 Qс26 = (Qс100*100) \ (1000*P26*ρ26 ) ,м3;                                           

                где   Р26 -  концентрация  раствора  соли,  равна  26% ;

                   ρ26 -  плотность  26%  раствора  соли,  равна  1,8 т/м3.

Qс26=(462*100)/1000*26*1,8=0,987 м3; Qc26=(720*100)/1000*26*1,8=0,1538м3;

8.Суточный  расход  технической  соли  на  регенерацию

                                  Qстех = (Qc100 *n*a*100) /c ; кг/сут                                                  

          где  с – содержание  NaCl  в  технической  соли,  равно  93%.

Qстех =(46,2*6,85*2*100)/93=680,5 кг/сут; 

Q тех=(72*0,084*1*100)/93=6,5кг/сут;

9.Расход  воды  для  приготовления  8%-го регенеративного раствора ,м3

                                          Qрг  = Qс26 *( ρ26 /ρ8 -1)                                                            

          где    ρ  - плотность  8%  раствора  соли,  равна  1,05 т/м3

Qрг=0,0987*(1,8/1,05-1)=0,0705 т/м3 ;     Qрг=0,1538*(1,8/1,05-1)=0,1099 т/м3;

10.Расход  воды  на  взрыхляющую  промывку  фильтра, м3 ;

                                  Qвзр=(i*F *60*tвзр )/1000 ,   м3 ;                                                       

       где  i- интенсивность  взрыхляющей  промывки,  равна  4гр/м3*с;

               t взр - продолжительность  взрыхлительной  промывки,  tвзр =30мин

Qвзр  = (4*0,385*60*30)/1000=2,772 м3;    Qвзр=(4*0,785*60*30)/1000=5,625м3;

11.Расход  воды  на  отмывку  катионита  от  продуктов  регенерации

                                           Qот=Fн*qот *Hк                                                                         

          Где   qот - удельный  расход  воды  на  отмывку;

                     q от = 4 м3 /м 3;                                                      q от = 6 м3 /м3;

            Q от =4*0,385*2=3,08 м3/ч ;                              Qот=6*0,785*1,5=7,07 м3/ч ;                   

12.Расчет  воды  на 1 регенерацию

Qсн =Qрг + Qвзр - Qот ,  м3    

         Qсн =0,0705+2,772+3,08=5,923;                                 Qсн=0,1099+5,625+7,07=12,832м3;

13.Среднечасовой  расход  воды  на  собственные  нужды 

                                           Qсн = (Qсн *n*a)/24 ,м3/ч                                                         

Qсн=(5,923*6,85*2)/24=3,38 м3/ч ;                       Qсн=(12,832*0,084*1)/24=0,044м3/ч;

14.Время регенерации, мин

t рр = (60*Qрг )/(wрг*F), ч                                                  

  t рр = (60*0,0705 )/(4,5*0,385)=2,442,мин;

t рр=(60*0,1099)/(4,5*0,785)=1,868мин;

15.Время отмывки,мин 

                                          tот =(60*Qот)/(wот *F), мин;                                                     

                     wот - скорость  отмывки  фильтра,  равна  4-5м/ч;          

        tот =(60*3,08)/(4,5*0,385)=106,7мин;       tот =(60*7,07)/(4,5*0,785)=120,1 мин;

16.Общее время регенерации фильтра,ч

                                          tрег =( tвзр+ tрр + tот)/60 

        tрег =( 30+ 2,4 + 106,7)/60=2,32,ч;         tрег =( 30+ 1,9 + 120,1)/60=2,53,ч.

6 Расчет  рассеивания  вредных  выбросов  в  атмосфере

Газообразное  топливо  представляет  собой  смесь  нескольких  индивиду-альных,  главным  образом  горючих  газов. Основными  компонентами  природного  горючего  газа  являются  предельные  углеводороды. Природный  газ,  как  правило,  не  содержит  водорода,  окиси  углерода  и  кислорода, содержание  азота  и  двуоки-си  углерода  в  нем  невелико.

С  ростом  промышленного  производства  увеличивается  загрязнение  атмосферы    Земли  и  ее  водоемов  вредными    химическими  соединениями,  содержащимися  в  выбрасываемых  продуктах  сгорания  и  различных  жидких  стоках.       

В  настоящее  время  ежегодно  в  мире  сжигается  свыше  10млрд  т.у.т.  Если  принять  ориентировочно,  что  при  сжигании  1 кг  топлива  образуется  около  10  м3  продуктов  сгорания,  то  можно  оценить  общий  выброс  через  дымовые  трубы  электро-  и  теплостанций  и  промышленных  печей  в  атмосферу  Земли. Выброс  составит  около  1014 м3  продуктов  сгорания.

Поэтому  борьба  за  совершенствование  технологических  процессов  с  целью  снижения  вредного  воздействия  на  окружающую  среду  стала  одной  из  важнейших  проблем  глобального  характера.

Наиболее  опасными  по  степени  воздействия  на  организм  человека  и  выбрасываемыми  в  значительных  количествах  с  продуктами  сгорания  являются

           - оксид  углерода  СО;

           - оксиды  серы  SO2  и  SO3;

           - оксиды  азота  NOx

В  продуктах  горения  любых  топлив,  содержащих  углеродистые  соединения,  в  случае  недостатка  воздуха  для  полного  сгорания,  появляется   оксид  углерода. Оксид  углерода – чрезвычайно  сильный  отравляющий  газ. Поэтому  продукты  сгорания  газового  топлива  как  твердого,  так  и  жидкого  могут  быть  токсически  весьма  опасными. При  сжигании  углеводородных  топлив  при  температуре свыше  1500 С  образуются  весьма  вредные  для  человека  окислы  азота. Их  содержание  в  воздухе  из-за  большой  ядовитости  должно  быть  предельно  ограничено.

Основные  пути  снижения  окислов  азота  в  выбросах,  применяемые  в  настоящее  время  следующие – рециркуляция  продуктов  сгорания,  двухстадийное  сжигание  топлива,  применение  специальных  горелочных  устройств,  снижение  коэффициента  избытка  воздуха,  снижение  подогрева  воздуха, уменьшение  нагрузки  агрегата,  химическое  воздействие  на  факел  присадками.

В  данном  курсовом  проекте  расчет  рассеивания    вредных  выбросов  в  атмосферу  выполняется  на  ПЭВМ  с  использованием  программы «Гарант».

7 Расчет  технико-экономических  показателей  работы  котельной

     1.Установленная  мощность

                                   Qуст  =n*Qка,     МВт                                                                       

         где  n- количество  котлов;

                 Q   - теплопроизводительность  одного  котла

                                   Qуст  = 4*6829,88=27319,52 кВт;

      2.Годовой  отпуск  теплаты  на  отопление

                 Q огод =3,6*24*Qо *nо*((tвн  - tсро)/(tвн  - tро)) ,      ГДж/год                              

          где                                                                           

                   nо   - продолжительность  отопительного  периода,  nо=214сут,

                   t в -  температура  внутреннего  воздуха  в  помещении, 18-20 С,

                   tср о - температура  наружного  воздуха  средняя  за  отопительный   период   равна  -6,6˚С,

                   t р о - температура  наружного  воздуха  расчетная  для  систем  отопления,   равна  -35˚С,

                 Qогод  = 3,6*24*3,675*214*((20-(-6,6))/(20-(-35)))=32615,6 ГДж/год;

    3. Годовой  отпуск  теплоты  на  вентиляцию

                               Qвгод = 3,6*16*Qв *nо* ((tвн – tсро )/(tвн -  tрв)),      ГДж/год               

где   t рв- температура  наружного  воздуха  расчетная  для  систем  вентиляции,  равна  -19˚С;

                                Qвгод =3,6*16*3,675*214*(20-(-6,6))/(20-(-19))=30803,6  ГДж/год ;              

4.Годовой  отпуск  теплоты  на горячее водоснабжение

                                Qгвгод=3,6*24*Qгв*350,         ГДж/год                                                           

                               Qгвгод =3,6*24*3,15*350=95256 ГДж/год;

5.Годовой  отпуск  теплоты технологическому потребителю

                               Q гвтех= 3,6*24*Qгв*350 ,       ГДж/год                                                                                                                        

                               Qгвстех=3,6*8*1,5*350=15120 ГДж/год;

6.Годовой  отпуск  теплоты  котельной

                                Qотпгод=Qогод +Qвгод+ Qгвгод+Qтехгод                                                     

                                Qотпгод=32615,6+30803,6+95256+15120=173795,2  ГДж/год;     

7.Годовая  выработка  теплоты

                               Qвыргод = (Qотпгод *100)/ήтп )    ГДж/год;                                            

            где   ή тп -  коэффициент  теплового  потока  для  угля 97%,

                               Qвыргод = (173795,2  *100)/97=179170,3 ГДж/год;

8.Число  часов  использования  установленной  мощности в  году             

                               h уст= Q выргод /(3,6* Qуст) =179170,3 /(3,6*27319,5)=1,82ч;        

9.Удельный  расход условного топлива на 1 ГДж  теплоты

                          bу = 340 /(ήкабр *ήтп) = 340/(86,7*97)=0,04 тут/ГДж;                       

10.Удельный расход натурального  топлива на 1 ГДж теплоты

                          bн= bу * (29300/ Qнр ) = 0,04*(29300/15577)=0,07 тнт/ГДж;   

11.Годовой  расход  условного топлива 

                          Вгоду = bу * Qотпгод   =0,04*173795,2=6935,8 тут/год;                      

12.Годовой расход натурального  топлива

                          Вгодн = bн * Qотпгод =0,07 *173795,2=12137,6 т/год;                        

13.Установленная  мощность  токоприемников

                          N уст = Nсн * Qуст  =30*27319=819570 кВт;                                  

         где  N сн - удельный  расход  электрической  мощности  на  собственные  нужды

котельной,  кВт/МВт  (зависит  от  установленной  мощности  Qуст) ;

14.Годовой  расход  электроэнергии  на  собственные  нужды  котельной

                              Эгодсн = Nуст*hкот*kэл    ,  кВт*ч/год                                                    

       где hкот–число часов работы котельной в году, при наличии ГВС hкот= 8400час/год;

               kэл -  коэффициент  использования  установленной  электрической мощности   0,5-0,80;                                                                                 

                              Эгодсн = 819570*8400*0,5=3442194000 кВт*ч/год ;                          

15.Годовой  расход  сырой  воды

                              Gгодсв   = 24*350* Gисх =24*350*2,74=23377,2 т/год;                      

16.Удельный  расход  сырой  воды

                              Gсв = Gгодсв /Qотпгод=23377,2 /173795,2=0,132т/ГДж;                              

17.Транспортные  расходы  на  топливо

                              Цтр=(а+bL) +(c+dl),    руб/т                                                              

           где  h – расстояние  железнодорожных  перевозок;

                  l – расстояние  внутригородских  перевозок;

                               Цтр=(0,44+0,0024*10000)+(0,22+0,054*20)=25,74 руб/т;

18.Годовые  затраты  на  топливо

                              Sт= Вгодн *(1+α)(Цтпр  +Ц тр) ,    руб\год                                            

                              Sт =183982,24 *(1+0)(1200+25,74)=225514390,86руб/год;

          где   α  -  доля  потерь  топлива  при  транспортировке,уголь – 0;

                            Ц тпр = 1200 руб/т,          Ц тр=25,74;

19.Годовые  затраты  на  электроэнергию

                    Sэ = (Э годсн*Цэ)/100 = (2024416800*1,20)/100=24293001,6 т/год ;          

          где   Цэ = 1,20руб/кВтч – двухставочный  тариф  на  потребление 

          электроэнергии;

20. Годовые  затраты  на  используемую  воду

                            S в = Gгодсв *Цв  = 23377,2*12=280526,4 руб/год ;                                  

          где   Цв - цена  1т сырой  воды,  равна  12руб/т;

21.Капитальные  вложения  в  строительство  котельной

                            Ккот=К1*Qка+Кn-1 Qка(n-1)                                                                    

          где  К1 – капитальные  затраты  при  вводе  одного  котла;

                  К1=19000 руб/МВт;

                  к2- капитальные  затраты  при  вводе  последующих  котлов;

                  Кn-1 =16000 руб/МВт;

                            Ккот=19000*6829,88+16000*6829,88 (6-1)=93736389 руб

22.Капитальные вложения в общестроительные работы

                             Кстр=Ккот*αстр,   руб

                                             Кстр=93736389 *0,42=39369283,38 руб;

23.Капитальные вложения в оборудование и его монтаж

                             Коб=Ккот*αоб,     руб

                             Коб=93736389 *42=3936928338 руб;

24. Годовые  амортизационные  отчисления

                            Sам = (aмстр /100)*Кстр  +(амоб /100)*Коб   ,   руб/год                          

где   амстр = 3% - средняя  норма  амортизации  общестроительных  работ;

                    амоб =10%  средняя  норма  амортизации  оборудования  с  монтажом;

                   кстр - капитальные  затраты  на  общестроительные  работы;                           

                    к об  - капитальные  затраты  на  оборудование  и  монтаж;                           

                           Sам=0,03/100*39369283,38 +0,1/100*3936928338= 3948739,12 руб/год;

25.Годовые  затраты  на  текущий  ремонт

                            Sтр=0,2*Sам=0,2*3948739,12=789747,82 руб/год;

26.Годовые  затраты  на  заработную  плату эксплуатационного персонала

                            Sзп=Кшт*Qуст*Зср.год                                                                              

где  Кшт – штатный  коэффициент,  равен  0,9 чел/мВт;

                     Зср.год – среднегодовая  заработная  плата, 10000 руб/год;

                            Sзп=2,6*27319,52*10000=417736800руб/год;

27.Прочие  эксплуатационные  расходы

                          Sпр =0,3*(Sам +Sтр + Sзп )                                                                      

                         Sпр=0,3*( 3948739,12 +789747,82 +417736800)=422475286,94 руб/год;

28.Годовые  эксплуатационные  расходы  на  котельной

                              Sкот =Sт +Sв +Sэ +Sам+Sтр +Sзп  +Sпр     ,  руб/год                              Sкот=225514390,86+280526,4+24293001,6 +3948739,12+789747,82 +417736800+

       +422475286,94=1095038492,74 руб/год;

29.Себестоимость отпущенной теплоты

               S= Sкот /Qотпгод =1095038492,74 /173795,2=6189,95 руб/гДж;           

30.Топливная  составляющая

          Sт  = Sт  /Qотпгод= 225514390,86/173795,2= 1274,77руб/гДж;            

31.Рентабельность строительства котельной

                              Р к =((Ц- S)*Qотпгод)/Ккот*100,  %                                                      

                              Ц =5 руб/гДж;

                              Рк=((5-6189,95)* 173795,2) /93736389*100= -11,67 %;

32.Приведенные  затраты на  1 ГДж  отпущенной  теплоты

  капиталовложения                                                    

                              З =S + Eн*(Ккот/ Qотпгод)                                                                    

где  Ен – нормативный  коэффициент  эффективности, Ен=0,12;            

         З =6189,95 +0,12*(93736389/173795,2)=6253,53 руб/ГДж*год;

Таким  образом,   приведенные  затраты  на  производство  и  отпуск   1 гДж    тепловой  энергии  составляют  6253руб 53коп.

УНИРС

Деаэраторы  АВАКС

Решение  проблемы  удаления  агрессивных  газов  из  подпиточной  воды  в  системах  отопления  и  горячего  водоснабжения  на  сегодняшний  день  очень  актуально. Существующие  термические  установки  имеют  ряд  характеристик,  которые  не  позволяют  говорить  о  долгой  и  надежной  эксплуатации.

Революционный  прорыв  в  области  удаления  агрессивных  газов  обеспечивают  выкуумно-атмосферные  деаэраторы  АВАКС  производства  ОАО  «Кинешемский  машиностроительный  завод».

Деаэраторы  АВАКС  удаляют  из  воды  растворенные  в  ней  газы  и  могут  применяться   не  только  в  энергетической,  но  и  в  химической  и  других  отраслях  промышленности.

                Технические  характеристики  деаэраторов  АВАКС:

         - производительность  5-50 м3/ч;

         - содержание  кислорода  в  деаэрированной  воде – менее 20 мкг/кг;

         - содержание  углекислоты – отсутствует;

         - температура  деаэрированной  воды – более  60ºС;

         - рабочее  давление  воды, МПа;

                                  перед  эжектором – 0,25;

                                  перед  деаэратором – 0,35;

         - разряжение  в  эжекторе  ЭВ-3 – 0,095 МПа;

         - масса -  30-40кг.

Основные  особенности  вакуумно-атмосферных  деаэраторов  типа  АВАКС:

         - деаэрация  производится  без  подвода  греющего  пара;

         - давление  деаэрированной  воды  на  выходе  из  деаэратора  превышает  атмосферное  несмотря  на  то,  что  выпар  удаляется  эжектором;

кроме  термической  деаэрации,  использованы  процессы  дросселирования,

  кавитации,  турбулентной  диффузии,  центробежной  сепарации,  что  позволило  увеличить  скорость  деаэрации  ориентировочно  в  300 раз,  уменьшить  объем  деаэратора  в  250 раз,  рабочую  массу – в  50 раз  по  сравнению  с  вакуумными  деаэраторами  типа  ДВ;

малые  габариты  деаэратора  обуславливают  высокую  точность  его  изготовления  и  сборки  в  заводских  условиях, обеспечивают  возможность  полного  контроля  и  управления  деаэрацией,  гарантируют  получение  стабильно  высоких  (02-20 мкг/дм3)  результатов  деаэрации; затраты  на  монтаж  деаэратора  АВАКС  в  100 раз  меньше,  чем  других  вакуумных  деаэраторов,  так  как  монтаж  вышки  и  прокладка  внешних  коммуникаций  не  требуется;

        - запуск  и  вывод  на  рабочий  режим  осуществляется  в  течение  2 мин;

         - не  требуется  регистрации  в  органах  Госэнергонадзора  и  Госгортехнадзора;

         - конструкция  вакуумного  деаэратора  АВАКС  настолько  совершенна  и  проста,  что  его  эксплуатация  сведена  только  к  пуску  и  выключению.

Главными  отличительными  свойствами  деаэраторов  АВАКС  являются  не  только  низкая  стоимость  и  отличные  эксплуатационные  характеристики, сколько  способность  надежно  деаэрировать  воду. Производительность  выпускаемых   деаэраторов  АВАКС -  от  5  до  50  м3\ч  при  температуре  воды  от  60 С.

По  стоимости  вакуумно-атмосферные  деаэраторы  АВАКС  в  2-3  раза  дешевле  обычных  вакуумных  и  атмосферных.

  При  создании  высокотехнологичного  общества  необходимо  опираться  на  передовые  технические  разработки,  позволяющие  рачительно,  по-хозяйски  решать  проблемы  отопления  и  ГВС. Особенно  актуально  то,  что  деаэрация  воды  продлевает  срок  службы  теплоэнергетического  оборудования  в  несколько  раз.

Деаэрация  воды – это  уровень  культуры  теплоэнергетики.

Список  используемой  литературы

1.Аржаева Н.В. Теплогенерирующие  установки. Курсовое и дипломное       

проектирование ,учебное пособие.-Пенза:ПГУАС,2009          

2.Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник  по  котельным  установкам  малой  производительности, М.:Энергоатомиздат,1989.

3.Лебедев  В.И.,Пермяков Б.А.,Хаванов П.А. Расчет  и  проектирование  тепло-генерирующих  установок  систем  теплоснабжения, уч.пособие ,М.:1992.

4.СНиП  11-35-76 Котельные  установки. Нормы  проектирования, М.: Госстрой   СССР, 1977.

5.Васильев А.В. Деаэраторы  АВАКС.ЖКХ, №8,2007, с.73-74