О.М. АЛАБОВСЬКИЙ
М.ФБОЖЕНКО
Ю.В. ХОРЕНЖЕНКО
ПРОЕКТУВАННЯ
НОТТПЕНЬ
промислових
підприємств
на с '
СУШ
О.М АЛАБОВСЬКИЙ
М.Ч’БОЖЕНКО
ЮВ. ХОРЕНЖЕНКО
ПРОЕКТУВАННЯ
КОТЕЛЕНЬ
промислових
підприємств
Курсове проектування
з елементами САПР
Затверджено Міністерством
вищої освіти України
як навчальний посібник
для студентів вузів,
які навчаються із спеціальності
«Промислоьа теплоенергетика»
ЙШівн
2010
КИЇВ
«ВИЩА ШКОЛА»
1992	. А

ББК 31.38я73
А 46
УДК 621.182(07)
Рецензенти: проф-, д-р техн. наук Ю І. Розенгарт
(Дніпропетровський металургійний інститут); доц., канд.
техн. наук Г. Л. Станкевич (Харківський політехнічний ін-
сти гут)
Редакція літератури з інформатики і авю.іатики
Редактор В. Ф. Хміль
Алабовський О. М. та їн.
А45 Проектування котелень промислових підпри-
ємств: Курсове проектування з елементами САПР:
Навч. посібник / О, М. Алабовський, М. Ф. Божеп-
ко, Ю. В. Хореиженко.— К.: Вища шк., 1992.—
207 с.: іл.
I8ВN 5-11-003875-9
Наведено необхідні відомості про автоматизований роз-
рахунок теплових схем котелень, вибір їхнього основного та
допоміжного обладнання на ЕОМ у діалоговому режимі.
Висвітлено питання паливопостачання котелень, заходи що-
до економії палива і захисту навколишнього середовища,
включаючи розсіювання шкідливих викидів у атмосферу й
методи очистки стічних вод котелень. Подано методику роз-
рахунку техніко-економічнпх показників котелень.
Для студентів вузів, які навчаються із спеціальності
«Промислова теплоенергетика».
. 2705040000—018 _ _
АМ211(04)—92	87 92
ББК 31.38я73
!8ВИ 5-11-003875-9
© О. М. Алабовський,
М. Ф. Боженко,
Ю. В. Хореиженко, 1992
ПЕРЕДМОВА
Новим навчальним планом для студентів, що навча-
ються із спеціальності 10.07 «Промислова теплоенерге-
тика», передбачається вивчення дисципліни «Джерела та
системи теплопостачання промислових підприємств», за-
вершальним етапом якого є курсовий проект.
У навчальному посібнику вміщено матеріал, необхід-
ний для виконання курсових проектів за тематикою од-
ного з розділів зазначеної дисципліни — «Парові, водо-
грійні та пароводогрійні котельні систем теплопостачан-
ня». Цей матеріал може бути використаний і при вико-
нанні дипломних проектів щодо реконструкції й розши-
рення діючих або проектування нових котелень промисло-
вих підприємств. Відповідні методичні вказівки наве-
дено в дод. 1-
Широке впровадження систем автоматизованого про-
ектування (САГІР) при розробці джерел теплопостачання
потребує відповідної підготовки студентів. Діючі про-
грами автоматизованого розрахунку теплових схем ко-
телень, окремих їхніх вузлів чи обладнання реалізують-
ся в пакетному режимі з використанням спільної системи
ЕОЧ, що не дає змоги користувачеві оперативно вплива-
ти па результати розрахунку або здійснювані необхідне
коректування початкових даних.
Задачі такого типу краще розв’язувати як па мі-
ні-ЕОМ (від СМ-1-301 до СМ-1700), так і на персональ-
них комп’ютерах (ДВК-2М, «Искра-226», ЕС-1840,
«Злектроника-85»). З цією метою випускниками Київ-
ського політехнічного інституту за спеціальністю
«Промислова теплоенергетика» О. Я. Воскобойнпком,
Ю. В. Горбанєвнм, Т. Е. Лемешенко, А. О. Ткачепком
і О. 1. Щербаковим під керівництвом доцента кафедри
автоматизації проектування енергетичних процесів і сис-
тем того самого інституту ІО. М Камаєва виходячи з по-
становки задач п обчислювальних алгоритмів, запропо-
нованих авторами цього посібника, були розроблені про-
грами автоматизованого розрахунку теплових схем ко-
3
телень, теплообмінних апаратів, розсіювання шкідливих
викидів у атмосферу з реалізацією них програм у діало-
говому режимі па ЕОМСМ-1407. Методику користування
ними і обчислювальні алгоритми наведено в цьому нав-
чальному посібнику.
В посібнику п. 4.3, 4.6, 5.1, 5.3, 5.4, розд. 6 і п. 7.2
написано 0. М. А габовськіш: передмову, вступ, розл. 1,
З, п. 4.1, 4.2, 4.4, 4.5, розд. 8 і додатки — М. Ф. Божен-
ком; розд. 2 — 10. ІЗ. Хоренженко.ч; п. 4.7, 4.8, 5.2
і 7.1 —спільно 0. М. А пбовським і 10. В. Хоренжсн-
кач
Автори вдячні ст. викладачеві В- Е. Иіеиельиву за
участь у підготовці розд. 8.
ВСТУП
Основним напрямом розвитку енергетики в Україні є
централізоване вироблення теплоти і електричної енергії
для потреб народного господарства. Такий шлях її роз-
витку викликаний тим, що створення комбінованих теп-
лоенергетичних установок потребує менших витрат і
одержана енергія за вартістю нижча, ніж при викори-
станні окремих теплових і електричних установок.
На виробництво теплоти нині витрачається більш
як ЗО % всього палива, що добувається, а до 2000 р.
теплоспоживання збільшиться в 2...2,5 раза.
Комплекс пристроїв, за допомогою яких здійснюється
перетворення природних і штучних видів енергії на теп-
лову з потрібними для споживачів параметрами, нази-
вається джерелом теплопостачання.
До основних природних видів енергії належать орга-
нічне (викопне) паливо, ядерне паливо (уран і торій), тер-
моядерне паливо (дейтерій), геотермальна енергія, про-
мениста енергія Сонця, гідравлічна енергія річок, енер-
гія припливів та відпливів, енергія вітру.
Для цілей теплопостачання практичне значення на
найближчу перспективу матимуть органічне та ядерне
паливо, геотермальна і сонячна енергія.
До штучних видів енергії, що використовуються для
вироблення теплоти па теплопостачання, належить елек-
трична енергія.
Значна частина теплоспоживання покривається за
рахунок теплофікації від потул лих теплоелектро-
централей (ТЕІИ. З термодинаміки відомо, що при
комбінованому виробленні питома витрата теплоти на
вироблення електричної енергії значно менша, ніж тоді,
коли електрична енергія і теплота виробляються окремо.
Проте організацію теплопостачання від ТЕЦ не зав-
жди вдається здійснити. Промисловим об’єктам, напри-
клад, потрібна папа для технологічних процесів, а мак-
симальний економічно виправданий радіус її транспорту-
вання досить обмежений і становіть 8...Ю км. На тсрн-
5
торії, що описується цим радіусом, не завжди можна
сконцентрувати промислові об’єкти, сумарним теп юспо-
живаниям яких можна було б виправдати спорудження
ТЕЦ. Економічні розрахунки показують, що будівницт-
во ТЕЦ. як правило, виправдовується, коли теплова по-
тужність її в європейській частині колишньої о СРСР ста-
новить не менш як 466 МВт (400 Гкал/год), а в Сибіру —
не менш як 815 МВт (700 Гкал/год).
У противному разі економічно більш вигідною є
окрема схема енергопостачання споживачів: електричною
енергією — від електростанцій, а тепловою у вигляді
пари і гарячої води — від котелень. Тут можуть бути
два варіанти організації теплопостачання споживачів:
1. Від індивідуальних дрібних котелень тепловою
потужністю менш як 58 МВт (50 Гкал/год), що спору-
джуються на промислових підприємствах і служать для
забезпечення останніх парою та гарячою водою або бу-
дуються в житлово-комунальному секторі промислового
району для забезпечення опалювально-вентиляційних
навантажень і гарячого водопостачання.
2. Від великих центральних (районних) котелень змі-
шаного типу (паровочогрійшіх) або суто опалювальних
водогрійних котелень залежно від складу споживачів
теплоти. Теплова потужність трких котелень може до-
сягати 465 МВт (400 Гкал/год) і вище.
Приблизна стоуктура покриття теплового наванта-
ження різними джерелами теплопостачання за оцінками
на 2000 р. така: ТЕЦ — 34 %; котельнями тепловою по-
тужністю не менш як 60 ЛІВт—16; котельнями тепловою
потужністю меншою, ніж зазначена,—36; індивідуальними
теплопостачаючими установками — 14 %. Зауважимо,
що останні в ряді випадків (наприклад, при використан-
ні високоефективних автоматизованих котлоагрегатів)
можуть бути вигідніші при теплопостачанні, ніж ТЕЦ
або великі котельні, через відсутність витрат на теплові
мережі й зниження в них температури мережної води.
В останні роки в СРСР і за кордоном з успіхом прова-
дились роботи щодо використання для теплопостачання
ядерного палива і сонячної енергії. Джерелами теплопо-
стачання па ядерному паливі є атомні ТЕЦ (АТЕЦ) та
атомні станції теплопостачання (АСТ) — атомні котель-
ні. Вони особливо перспективні для застосування у вели-
ких централізованих системах теплопостачання, тому що
економічно доцільні при великих одиничних потужно-
стях.
6
Використання сонячної енергії для теплопостачання
можливе тільки в ряді районів, наприклад у Середній
Азії, Казахстані, на півдні України, і реалізується в
останні роки при децентралізованому теплопостачанні
окремих будівель.
Геотермальна енергія у вигляді гарячої води та пари
застосовується для теплопостачання і вироблення елект-
ричної енергії, наприклад на Камчатці, Північному Кав-
казі, у Середній Азії та інших районах. Її використання не
впливає на навколишнє середовище. Труднощі полягають
звичайно в обмеженості доступних для практичного за-
стосування запасів і неоднорідному складі різних геотер-
мальних джерел.
Електрична енергія широко використовується для
теплопостачання в ряді високорозвинених країн: США,
Канаді, Швеції та іп. Однак слід зазначити, що пряма її
трансформація на теплоту в електричних котлах і нагрів-
никах енергетично недоцільна. Можливість застосуван-
ня електричної енергії для теплопостачання може роз-
глядатись в особливих випадках, пов’язаних з трудністю
доставляння палива, прокладання трубопроводів та іп.
В СРСР у останній час електрична енергія для цілей теп-
лопостачання використовувалась в індивідуальних елек-
троопалювальних установках з акумуляцією теплоти,
що давало змогу застосовувати їх у період відсутності
максимуму електричних навантажень або в нічний
час.
На промислових підприємствах для вироблення теп-
лоти на теплопостачання використовуються вторинні
енергоресурси, які дістають другорядним шляхом —•
у процесі виробництва основних видів продукції. До
них належать фізична теплота, надлишковий тиск відхо-
дів і продукції, а також хімічна енергія підходів. Вироб-
лення теплоти і електричної енергії таким шляхом сприяє
економії палива на установках, що заміщуються, і підви-
щенню енергетичних показників промислових підпри-
ємств.
Крім зазначених основних видів енергії, для тепло-
постачання може використовуватись і низькотемпера-
турна теплота будь-якого середовища (повітря, води та
ін.). Підвищення низькотемпературного потенціалу се-
редовища до рівня, необхідного для теплопостачання,
здійснюється за допомогою теплових насосів.
Розділ 1
СИСТЕМИ ТЕПЛОПОСТАЧАННЯ
1.1.	Споживачі теплоти
Теплоспоживаючі процеси залежно від температур-
ного потенціалу класифікуються на І9|:
високотемпературні, що проходять при температурі
не нижче 400 °С (теплоносій — перегріта пара від ТЕЦ
або котелень) і мають технологічне призначення;
середньотемпературні, що відбуваються при темпе-
ратурі 150...400 °С (теплоносій — пара і гаряча вода)
і використовуються для промислових, а також комуналь-
но-побутових цілей;
низькотемпературні, що проходять при температурі
70...150 °С (теплоносій — пара і гаряча вода) і застосо-
вуються для опалення, вентиляції та кондиціонування
повітря, гарячого водопостачання і технологічних цілей.
Споживачами теплоти від систем централізованого
теплопостачання є об’єкти житлово-комунального госпо-
дарства і промислові підприємства. У перших теплота
використовується для опалення, побутового гарячого
водопостачання, вентиляції та кондиціонування повітря;
у других, крім того, вона застосовується для техноло-
гічних цілей.
Теплові навантаження систем теплопостачання, по-
в’язані з опаленням, вентиляцією та кондиціонуванням
повітря, мають сезонний характер і залежать від кліма-
тичних умов; технологічні навантаження можуть бути
як сезонними, так і цілорічними; побутове гаряче водо-
постачання — цілорічне навантаження систем теплопоста-
чання. При визначенні типу і потужності їхніх котелень,
а також режиму експлуатації останніх з урахуванням
споживачів, що знаходяться в зоні теплопостачання,
приймаються до уваги теплові навантаження, річні ви-
трати теплоти, режими теплоспоживання, теплоносій
і його параметри.
Витрати теплоти існуючими споживачами мають ви-
значатись за фактичною потребою їх у теплоті (при пра-
вильно відрегульованих системах опалення); споживача-
ми, що проектуються,— за витратами теплоти, підрахо-
8
ваними для типових або індивідуальних проектів споруд.
При відсутності проектів опалення, вентиляції та гаря-
чого водопостачання житлових, громадських і виробни-
чих об’єктів, а також технологічних проектів вироб-
ництв СНіїП 2.04.05-86 передбачено визначення витрат
теплоти на ні потреби таким чином:
для підприємств — за збільшеними відомчими нор-
мами витрат теплоти, затвердженими в прийнятому по-
рядку, або за проектами аналогічних підприємств, при-
в’язаних до району будівництва;
для житлових районів міст й інших населених пунк-
тів — за збільшеними показниками залежно від кілько-
сті населення і житлової плош,і.
Витрати теплоти на опалення і вентиляцію. Макси-
мальна (розрахункова) витрата теплоти у ватах на опа-
лення житлових і громадських будівель визначається за
формулою
(?о = (1 + £) (1.1)
де /г— коефіцієнт, яким ураховують витрату теплоти на
-опалення громадських будівель (при відсутності точних
даних к — 0,25); д — збільшений показник максималь-
ної витрати теплоти на опалення житлових будівель,
Вт/м2 житлової площі (табл. 1.1); Л — житлова площа
будівель, м2.
Таблиця 1.1. Значення збільшеного показника максимальної
витрати теплоти на опалення житлових будівель, Вт/м2
житлової плоті
Розрахункова температура зовніш- нього повітря для опалення *р. 0. °С	0	—10	—20	—зо	—40
Збільшений показник макси- мальної витрати на опалення житлових будівель д, Вт/м2	93	128	151	174,5	186
Максимальну витрату теплоти на опалення окремих
житлових, громадських і виробничих будівель можна
розрахувати за формулсЖ
<2о = (/оО^зовн (/ви /р.о)»	(1-2)
де — питома опалювальна характеристика будівель
при /р.о = —ЗО °С, Вт/(м3- К) (табл. 1.2 і 1.3) 1161: а —
поправковий коефіцієнт, яким ураховують відміну умов
9
віл розрахункових (табл. 1.4); І7™,,—зовнішній об’єм
будівель, м3; /В|^— розрахункова температура внутріш-
нього повітря, °С (табл. 1.2, 1.3).
Середня витрата теплоти у ватах на опалення обчис-
люється за формулою
&р.о=о, 'гіУ0.	(і.з)
*вн - р. о
де /ср.о — середня температура зовнішнього повітря за
опалювальний період, яка відповідає СНпП 2.01.01-82.
Таблиця 1.2. Значення питомих опалювальної та вентиляційної
характеристик житлових і громадських будівель
Призначення будівель	Розрахун- кова тем- пера тура внутріш- нього по- вітря 'вн- °С	Зовнішній обЧм бу- дівель ^ЗОНІР т,,с- м3	Питомі теплові характеристики будівель. Вт/(ма • К)	
			опалю- вальна ц0	ВЄНТИЛЯЦІ'ІН<? ев
Житлові б у-	18	<3	0,49	Припливної ген-
динки		5	0.44	тиляції нема
		10	0.41	
		15	0,38	
		20	0,36	
		25	0,35	
		зо	0,325	
		>30	0,30	
Адміністративні	16	<*5	0,50	0.10
будівлі та уста-		10	0,44	0.09
вовн		15	0,41	0,08
		> 15	0,37	0,19
Дитячі садки	20		0,14	0.13
та ясла		>5	0.395	0 12
Поліклініки,	20	<5	0.465	Припливної
амбулаторії				вентиляції нема
		10	0,42	0.29
		15	0,37	0,27
		>15	0,35	0,255
Лікарні	20	<5	0,465	0,34
		10	0,42	0,325
		15	0,37	0,30
		>15	0,35	0.29
Школи	20		0.45	0,105
		10	0,41	0.0)
		>10	0.38	0.08
Вищі навчальні	16	<10	0.41	Припливної
заклади і техні-				вентиляції нема
куми		15	0,38	0.12
		20	0,35	0.09
		>20	0,34	0.09
їдальні, рссто-	16	<5	0,41	0,81
рани		10	0.38	0.76
		>10	0,35	0.70
10
Таблипя 1.3. Значення питомих опалювальної та вентиляційної характеристик виробничих будівель
	Розрахункова		Питомі теплові .орактс не гики будівель.			
Призначення будіш ль	температура внутрішнього повітря *В!Г °С	Зовні піні" об’єм	Вт/(м	К;		Кількість
		У повір т,,с- м*	опалювальна	вентиляційна <7П	Вид вентиляції	людей їм одну .чунюпу сітку
Термічні цехи	14	<ю	0,465...0.35	1,51...1,40	Без обмеження	3
		10...30	0,35...0,29	1,40...1,16		
		30...75	0,29...0.23	1,16—070		
Ковальські цехи	14	<Ю	0,4 65...0.35	0,81—0,70	Те саме	3
		10...50	0.35—0,29	0,70—0,58		
		50... 100	0,29...0,17	0,58...0.35		
Мехаиоскладальн	16	5...10	0.64.-0,52	0,465.. 0.29	3 обмеженням	5-7
та механічні цехи.		10...50	0,52...0,465	0,29—0.17		
слюсарні майстерні		50... 100	0,465.-0,44	0,17-0.14		
		100.„100	0,14...0.11	0,14-0,09		
Деревообробні та	16	<3	0,70-.0,С4	0.70.-0,58	Без обмеження	7...15
модельні цехи		5... 10	0,64... 0.52	0,58—0,52		
		10...50	0.52...0.465	0.52—0,165		
Цехи металевих	16	50... 100	0,14.-0,41	0,< і2—0.52	Те саме	15
конструкцій		100... 150	0,41.-0,35	0,52—0,41	3 обмеженням	
Ремонтні цехи	16	5... 10	0,70-.0,.)8	0,23—0,17		5-7
		10...20	0,58...0,52	0,17—0,12		
Компресорні та	16	1	0,70	—	—	—
насосні примі-		3	0.64	—	—	—
шення		5	0.58	—	—	—
		10	0.41	—		—
Побутові та ад-	18, 16	0,5... 1	0,70...0,52	—	3 обмеженням	—
міністра півні при-		1...2	0,52.-0,465	—	—	—-
м.щения		2...5	0.165.-0.38	0.16...0,14	—	—
		5...10	0,38. „^.35	0 14-0,13		
		10...20	0,35...6,29	0,13...0,12		
Таблиця 1.4. Значення покравкового коефіцієнта а
Т емпера- тура зов- нішнього повітря, °С	— 10	—15	—20	—25	—ЗО	—35	—40	—45	—50
а	1,45	1,29	1.17	1,08	1	0,95	0.9	0,85	0,82
Річна витрата теплоти в джоулях на опалення жит-
лових і громадських будівель визначається за формулою
<2о = Сср.оЛо  24 . 3600,	(1.4)
де п, — тривалість опалювального періоду (кількість
діб) за числом днів із стійкою середньою добовою темпе-
ратурою зовнішнього повітря 8 СС і нижче (приймається
за СНиП 2.01.01-82).
Максимальна витрата теплоти у ватах на вентиляцію
громадських будівель при розрахунковій температурі на
вентиляцію /р.в (вентиляція з обмеженням) обчислюється
за формулою
0п = /гАГ,	(1.5)
яка	після	перетворення з урахуванням	(1.1)	набуває
вигляду
<?» = <?»тіри	(1-6)
де /?! —	коефіцієнт,	яким ураховують	витрату теплоти на
вентиляцію громадських будівель (при відсутності точ-
них даних = 0,4).
Максимальна витрата теплоти у ватах на вентиляцію
окремих громадських і виробничих будівель визначаєть-
ся за формулами:
при вентиляції без обмеження
<Й-’ = д.^м о);	(1.7)
при вентиляції з обмеженням
Св = ^в^зовн ви Ір. в),	( 1 - З)
де б/» — питома вентиляційна характеристика будівель,
Вт/(.м< К) (табл. 1.2, 1.3).
Вентиляція без обмеження застосовується у виробни-
чих будівлях із значними виділеннями шкідливих речо-
12
вин, де не допускається навіть короткочасне зменшення
вентиляції, а веніиляція з обмеженням — у тих будів-
лях, в яких за характером і кількістю цих речовин можна
допустити короткочасне (на кілька днів) послаблення
вентиляції при температурі нижче ?р.в.
Середня витрата теплоти у ватах за опалювальний
період на вентиляцію обчислюється за формулами:
при вентиляції без обмеження
р.С>. О х-)б. О ^ВН ^ср. о
Чср.в — Чв	7
*р. о
при вентиляції з обмеженням
<2Ср.в=Св-^-~/;р|
лвн *р. в
(1.9)
(1-Ю)
Річна витрата теплоти в джоулях на вентиляцію з об-
меженням і без обмеження визначається за формулою
= <?СР.	• 3000,	(1.11)
де 2 — усереднене за опалювальний період число годин
роботи системи вентиляції протягом доби (для гро-
м яськнх будівель при відсутності точних даних 2 =
1С год).
Значення /го, /р. о, /р /ср. о наведено в табл. 1.5.
Витрата теплоти на гаряче водопостачання. Середня
витрата теплоти у вагах за опалювальний період на га-
ряче водопостачання житлових і громадських будівель
обчислюється за формулою
ж	т (а _ + Ь) (55 — і. )
р. Г. в = 1,395-----,	(1.12)
або
Сер. Г. В - Цг. ,	(1.13)
де 1,395 — коефіцієнт, яким ураховують тепловіддачу
в приміщення від трVбопрово^ів систем гарячого водопо-
стачання (опалення ванних кімнат і приміщень для су-
шіння білизни); /п — кількість жителів району (міста);
ал — норма витрати води в кілограмах при температурі
55 °С для житлових будівель на одну людину за добу
згідно із СНиП 2.04.01-85 (табл. 1.6); Ь — те саме для
13
Таблиця 1.5. Кліматологічні дані деяких міст
за опалювальний період
Місто	Трива- лість опа- лювально- -о періоду п0. діб	Температура зовнішнього повітря в холодний період, °С			
		розрахункова для		середня	
		зпалення ^р. о	вентиля- ції *р и	ліл тональ- ною пері’ оду кр. о	найбільш холодного місяця ^ср. X. м
Баку	119	— 1	+ 1	+5,1	+3,4
Брянськ	203	—26	— 13	—2.6	—\5
Вільнюс	194	—23	—3	—0,9	—5,5
Волгоград	182		25	— 13	—3,4	-9.2
Воронеж	199	—?6	— н	—3’,4	—9,3
Єкатеринбург	228	—35	—20	—6,4	— 15,3
Іваново	217	—29	— 16	—4.4	—И,8
Казань	21 3	—3'2	-18	—5,7	— 13,5
Київ	187	—22	— 10	— 1 >1	—5,9
Кишинів	1:-6	— 16	—7	+0,6	—3,5
Луганськ	10	—‘25	-10	-1.6	—6,6
Львів	191	— 19	—9	-0.2	—5,0
Мінськ	203	—25	— 10	— 1.2	—6.9
Москва	213	—26	— 15	—3,6	— 10,2
Нижній Новгород	218	— 0	-16	—4,7	— 12,0
Одеса	165	— 14	—6	+ю	—2,5
Оренбург	201	— 1	— 20	—«.1	— 14,8
Перм	226	—ЗВ	-Л	-0.1	-15.1
Рига	199	—20	—8	—1.1	—4.5
Ростов-на-Допу	175		2.»	—8	-6.1	—5.7
Самара	205	— ’О	-18	-6.1	— 13.8
Смоленськ	210	—26	— 13	—2.7	—8,6
С.-Петербург	219	—	— 11	-2.2	—7.7
Таллінн	221		>2	—	—0,8	— 1.7
Тбілісі	152	—8	0	+4,2	+ 0,9
Твер	219	—29	— 1')	—3.7	-10,4
Харків	189	—23	—11	-2,1	—7,3
Челябінськ	218	—31	—21	—7,3	— 16,4
всіх громадських будівель району (міста) (при відсутно-
сті даних Ь = 25 кг/доба на одну людину); /х.в — темпе-
ратура холоіиої (водопровідної) води в опалювальний
псрюч, °С (при відсутності даних /х.„ = 5 °С);	—
збільшений показник середньої витрати теплоти у ватах
на гаряче і олопостачаппя в розрахунку на одну людину
Середня за опалювальний пе-
ріод норма витрати гарячої во-
ди в кілограмах при температу-
рі 55 °С па одну людину за добу
85
90
105
115
Збільшений показник середньої
витрат теплоти у затах на га-
ряче водопостачання Ог.н в роз-
рахунку на одну людину
320
331
378
407
14
Таблиця 1.6. Норми витрати гарячої води
Споживачі гарячої води	Одиниця	Витрата во *и, кг		
		серед- ня а а добу ал	в добу най- більшого водоспо- живання ал. Д	в годину найбільшо- го водо- СПОЖ ИВ ЛЇЇ- ня йл.г
Житлозі будники квар- тирного типу, обладнані:		85	100	7,9
умивальниками, мийка-	Один житель			
ми, душами сидячими ваннами і ду- шами	Те саме	90	110	9.2
ваннами завдовжки 1500... 1700 мм і душами	»	105	120	10
Житлові будинки квар-	х>	115	130	10.9
тирного тину при висоті будівель більш як 12 по- верхів і підвищених ви-				
могах до благоустрою Готелі, мотелі, пансіона-	Одні’ меш-	70	70	8.2
ти із загальними вапна-	капець			
ми та душами Готелі з душами в усіх окремих номерах	Те саме	140	140	1?
Будівлі та приміщення	Однії пра-	5	7	2
установ керування під- приємством (умивальня-	півник			
кн в санітарних вузлах) Водорозбірні точки і точ-	Одна водо-	—.			280
ки технологічного облад- нання або мийки їдалень, кафе, магазинів Цехи з надлишками яв- ної теплоти більш як 23.2 Вт на 1 м3 примішен-	розбірна точ- ка Один праців- ник у зміну	24	24	8,4
II я				
Решта цехів	Те саме	11	11	4,4
Максимальна (розрахункова) витрата теплоти у ва-
тах на гаряче водопостачання житлових і громадських
будівель визначається за формулою
(2г.втаХ = (2...2,4)(?сЖр.г.в,	(1.И)
а душових приміщень промислових підприємств — за
формулою
0" а тах - 1.163 -£•	(/г - /х.	(1.15)
' с 7 зар
де гп— кількість працівників, що користуються душом;
тс— кількість людей на душову сітку (див. табл. 1.3);
ал. г— норма виграти гарячої води в кілограмах на одного
15
працівника в годину найбільшого водоспоживання (див.
табл. 1.6); Гзар— число годин заряджання баків-аку-
муляторів.
Теплота СЛ. „шах витрачається протягом Тзар годин
у зміну, називається вона видатковою теплотою для
заряджання баків-акумулягорів і прн розрахунках прий-
мається середньою, тобто 0п — Оп
Баки-акумулятори мають встановлюватись при кіль-
кості душових сіток N = т/т^ > 10. Значення Т 1гр
залежить від кількості сіток: при N = 10...20 сіток
7\;ір = 2 год, при N = 21...ЗО сіток Гзар = 3 год, а при
N > 31 сітка 7\ар = 4 год.
Середня витрата теплоти у ватах на гаряче водо-
постачання споживачів у літній період обчислюється за
формулою
Чіср. г. в
55 — і п
— О _________іЯ
-^ср-г-в55-/х.п
(1.16)
де іх. л — температура холодної (водопроводної) води
у літній період, сС (при відсутності даних Іх.л = 15 сС);
[З — коефіцієнт, яким ураховують зниження середньої
витрати води на гаряче водопостачання у літній період
відносно опалювального (при відсутності даних р — 0,8,
а для підприємств курортних і південних міст
0=1).
Річна витрата теплоти в джоулях на гаряче водопо-
стачання житлових і громадських будівель визначаєть-
ся за формулою
(£. в = 24 [<2ср. г. п/?о + $р. г. в (350 — «о)] • 3600, (1.17)
де 350 — число робочих діб системи гарячого водопоста-
чання у році з урахуванням 15-денної перерви па реві-
зію та ремонт теплових мереж.
Витрата теплоти на технологічні потреби. Максималь-
на витрата теплоти у ватах на технологічні потреби, ко-
ли теплоносієм є пара з поверненням конденсату, обчис-
люється за формулою
Ст — Оу О п — Св/Х. в) — СКСВ (/к — ^х. в)»	(1.16)
де От — масова витрата пари па технологічні потреби,
кг/с; іп — питома ентальпія пари, Дж/кг; —питома
теплоємність води, Дж/(кг • К);	— масова витрата
конденсату, що повертається, кг с; /к — йою темпера-
тура, °С.
16
потреби
(1.20)
що по-
Гв — від-

При повному поверненій конденсату формула (1.18)
спрощується й набуває вигляду .
Рт(іп —С„/к).	(1.19)
Якщо як теплоносій використовується вода з її по-
верненням від споживача, то максимальна (розрахун-
кова) витрата теплоти у ватах па технологічні
визначається за формулою
== ^вСп ((в	(х. в) (Л»	^х. в)»
де Св і С'в — відповідно масові витрати води,
дається, і воли, яка повертається, кг/с; Ґи і
повідно температури води, що подається, і води, яка
повергається, сС.
У випадку повного використання води споживачем
(2т = 6\са(і'в — і^в).	(1-21)
Річна витрата теплоти в джоулях на технологічні
потреби обчислюється за формулою
(}гпт • 24 • 3600,	(1.22)
де пт— число діб використання в році теплової потуж-
>пості технологічними установками.
ч)	- „	.
4	1.2. Принципіальні схеми систем
і	теплопостачання
Систему теплопостачання утворює сукупність уста-
новок, призначених для підготовки, подавання і вико-
ристання теплоносія. Підготовка останнього провадить-
ся на ТЕЦ або в котельнях, подавання — тепловими ме-
режами, використання — у теплоприймачах.
За видом теплоносія системи теплопостачання поді-
ляються на водяні та парові.
Водяні системи теплопостачання. Ці системи застосо-
вуються двох типів: закриті (замкнені) та відкриті (ро-
зімкнеш). У перших вода, що циркулює в тепловій ме-
режі, використовується тільки як теплоносій, але з ме-
режі не відбирається; у других вода, яка циркулює, част-
ково або повністю забирається у споживачів для потреб
гарячого водопостачання.
Залежно від кількості ліній, що використовуються
для теплопостачання споживачів, водяні системи поді-
ляються на одно-, две-, три- і багатотрудні. Міпімаль-
па кількість лівій у відкритій водяній системі дорівнює
одній, а в закритій — двом.
О д н о т р у б н і р о з і м к н е п і водяні си-
стеми застосовуються в тому разі, коли середня еіі-

I М'І.*-
17
Рис. 1.1. Прічпшпіальпа теплова схема двотрубної закритої водя-
ної системи теплопостачання:
1 — джерело теплспосі ачання; 2 — подавальний тр] Сопровід теплової ме-
режі; 3 — калорифео вентиляції; 41 і 411 — підігрівники гарячого водопо-
стачання при змішаному їх підминанні; 5 — холодний водопровід; б — міс-
цева система гарячого водопостачання; 7 — вузол опалення з елеватором;
8— нагрівальний прилад; р — підігрівник гарячого водопостачання при па-
ралельному його відмиканні; 10—вузол опалення зі змішувальним насо-
сом; 11 — поворотний трубопровід теплової мережі
трата води па опалення та ветиляиію збігається із серед-
ньою витратою води для потреб гарячого водопостачання.
Оскільки у більшості районів країни розрахункові вт-
рати мережиої води па опалення та вентиляцію більші,
ніж витрати води на гаряче водопостачання, невикори-
стана вола відправляється в дренаж, що неекономічно.
Тому найбільшого поширення дістали двотрубні
водяні системи теплопостачання: закрита (рис.
1.1) і відкрита (рис. 1.2).
Рис. 1.2. Приішнпіальна теплова схема двотрубної відкритої водя-
ної системи теплопостачання:
1...3, 6...8. // — ті самі елементи, що й на рис. 1.1; 12 — вузол змішуванії»
для гарячо.о водопостачання; 13 — вузол счзлення з підігрівником 14 —
циркуляційний насос
18
У двотрубній закритій водяній системі для гарячого
водопостачання використовується водопровідна вода, яка
підігрівається в поверхневих теплообмінниках водою
з теплової мережі. При цьому, як показано на рис 1.1,
подавання теплоти у вузол опалення здійснюється змі-
шаним або паралельним абонентським вводом. Гіри змі-
шаному подаванні теплоти відбувається двоступінчасте
нагрівання водопровідної води у підігрівниках 41 і 411
з утилізацією теплоти поворотної води вузла опалення.
У підігрівнику 411 гріючим теплоносієм є вода з пода-
вального трубопроводу теплової мережі, а в підігрівни-
ку 41 — суміш води після підігрівника 411 і поворотно-
го трубопроводу теплової мережі за вузлом опалення.
При паралельному подаванні теплоти здійснюється
одвоступінчасте нагрівання водопровідної водії у піді-
грівнику гарячого водопостачання 9, який за ходом грі-
ючої мережпої води ввімкнений паралельно з вузлом опа-
лення. Порівняння паралельного і змішаного подавання
теплоти показує, що при однаковій поверхні нагрівання
підігрівників гарячого водопостачання змішане пода-
вання теплоти дає змогу зменшити сумарну розрахун-
кову витрату води на 4...6 %, а середню за опалю-
вальний період температуру води, яка повергається дже-
релу теплопостачання, па 2...З % [6]. Такі порівняно не-
великі переваги змішаного подавання теплоти перед па-
ралельним мають значення тільки в теплофікаційних
системах, де зниження температури води, що повертаєть-
ся на ТЕЦ, приводить до економії палива. В районних
системах теплопостачання від водогрійних котелень
зменшення температури води, яка повертається, на ви-
траті палива не відбивається, а тільки збільшує потуж-
ність циркуляцій нихпасосів. У таких системах змішане
подавання теплоти не має особливих переваг перед пара-
лельним внаслідок невеликого скорочення розрахунко-
вих витрат мережпої води і більш складної будови або-
нентських вводів.
У двотрубній відкритій водяній системі гарячого во-
допостачання вода надходить безпосередньо з теплової
мережі. Масові витрати води в подавальному і поворот-
ному трубопроводах цієї мережі встановлюються такими,
щоб після вузла змішування 12 (див. рис. 1.2) вода набу-
вала необхідної температури, максимальне значення якої
не повинно перевищувати 75 °С.
Місцеві системи опалення та вентиляції приєднують-
ся до теплових мереж або без зниження потенціалу теп-

Рис. 1.3. Принципіальпа теплова схема тритрубної закритої водя-
ної системи теплопостачання:
/...З, 5...9, // — ті самі елементи, що в на рис. 1.1; 15 — технологічний спо-
живач теплоти
лоти, або з його зниженням. Без зниження потенціалу
теплоти у водяних системах безпосередньо до теплової
мережі приєднуються калорифери систем вентиляції та
системи опалення виробничих приміщень, в яких за нор-
мами допускається підвищена температура води в нагрі-
вальних приладах. Із зниженням потенціалу теплоти до
теплової мережі вмикаються системи опалення більшості
теплоприймачів. Максимальна температура води в теп-
ловій мережі звичайно досягає 150 °С, а в місцевих си-
стемах опалення за санітарно-гігієнічними нормами вона
не повинна перевищувати 95 °С.
Для зниження потенціалу теплоти, що передається
в місцеві системи теплопостачання, застосовуються змі-
шувальні вузли з елеватором 7 і насосом 10, а також тепло-
обмінні апарати поверхневого типу 13 (див. рис. 1.1, 1.2).
Тритрубна водяна система теплопоста-
чання з постійною витратою води, що подається до техно-
логічного споживача теплоти (рис. 1.3), має два пода-
вальних трубопроводи. По одному з них вода з незмін-
ною температурою надходить до технологічного спожи-
вача теплоти 13 і підігрівника гарячого водопостачання
9; ио другому вода із змінною температурою, яка зміню-
ється за опалювальним режимом, подається на калори-
фер вентиляції 3 і на опалення (наприклад, вузол з еле-
ватором 7). Охолоджена вода від усіх місцевих систем
теплопостачання повертається до джерела одним пово-
ротним трубопроводом.
У чотиритрубній водяній системі
теплопостачання (рис. 1.4) вода для потреб гарячого во-
допостачання готується безпосередньо в котельні 1 трубо-
20
Рис. 1.4. Принци піал ьиа теплова схема чотиритрубпої водяної си-
стеми теплопостачання:
6...8, 11— ті самі елементи, то й на рис. 1.1; 16— подавальний тру-
бопровід гарячого водопостачання; 17 — рециркуляційпий трубопровід га-
рячого водопостачання
проводом /6 підводиться до споживачів 6. В цьому ви-
падку підігрівальних установок у абонентів немає і не-
використана вода повертається для підігрівання до дже-
рела тсплопосіачання рециркулянійним трубопроводом
17. Два інших трубопроводи системи призначені для міс-
цевого теплопостачання калорифера вентиляції 3 і вузла
опалення з елеватором 7. Такі системи застосовуються
при невеликому радіусі теплопостачання від котелень
з метою спростити абонентські вводи.
Парові системи теплопостачання. Ці системи бувають
одно-, Ово- і Скігатотрубни:.ні.^> парових системах без по-
вернення конденсату від споживачів до джерела тепло-
постачання конденсат використовується для гарячого во-
допостачання і технологічних потреб або скидається
в дренаж. Такі системи малоекономічні й застосовують-
ся при невеликих витратах пари.
Найбільш поширені парові системи з поверненням
конденсату джерелу теплопостачання (рис. 1.5). Повер-
нення конденсату в котельну потребує спорудження коп-
денсатозбірпої системи, що складається з конденсато-
збірної мережі, копденсатовідвідників і збірного бака
з насосами. Доцільність збирання й повернення конден-
сату джерелу теплопостачання визначається масовою
витратою чистого конденсату залежно від конструкції
апаратів, де використовується теплота.
Щоб зменшити внутрішню корозію конденсатозбірної
мережі, системи збирання й повернення конденсату роб-
лять закритими з иаднормальним тиском у баках для зби-
Ряс. 1.5. І Ірпііціііііальїіа теплова схема парової системи теплопо-
стачання з поверненням конденсату:
і—джерело теплопостачання; 2— паропровід; З—калорифер вентиляції;
4 — підігрівник місцевої системи опллення; 5 — циркуляційний насос: 6 —
нагрівальний прилад; 7 — підігрівник місцевої системи гарячого водопоста-
чання; 8 — холодний водопровід; У— місцева система гарячого водопоста-
чання: Ш— технологічний споживач; //— кондепсатовідвідник: 12 — бак
для збирання конденсату; ІЗ — конденсатний насос; /4 — поворотний кла-
пан: 15 — коидепсатопровід
рання конденсату не менш як 0,005 АЧ Іа. Відкриті си-
стеми допускаються до застосування при масовій витраті
конденсату, що повертається, менш як 10 т/гол і відстані
до джерела теплопостачання не більш як 0,5 км. У баках
для збирання конденсату за допомогою регулятора тиск
підтримується парова подушка; баки обладнують запу-
біжнимн пристроями. Контроль якості конденсату здійс-
нюється в конденсатних баках теплоприймачів і в ко-
тельній.
Багатотрубними паровими системами теплопостачання
устатковують промислові площадки при надходженні
пари віл ТКІІ і тоді, коли за технологією виробництва
треба мати пару з різними параметрами. В тритрубних
системах конденсат повертається джерелу теплопоста-
чання одним загальним конденсатопроводом. У ряді ви-
падків подвійні паропроводи прокладуються і при одна-
ковому тиску в них пари з метою надійного п безпере-
бійного постачання парою споживачів. Кількість паро-
проводів може бути і більше двох, наприклад при резер-
вуванні або доцільності подавання від ТЕЦ пари з різ-
ними параметрами.
На великих вузлах, що об’єднують кілька промисло-
вих підприємств, споруджуються комплексні водяні й па-
рові системи теплопостачання з подаванням води на опа-
лення та вентиляцію, а пари на технологічні потреби.
22
1.3.	^кбір теплоносія і його параметрів
Вище зазначалось, що споживачами теплоти від си-
стем централізованого теплопостачання є промислові
підприємства та об’єкти житлово-комунального госпо-
дарства. В загальному промисловому теплос пожинанні
біля 70 % теплоти витрачається на технологічні потреби,
решта її йде на опалення, вентиляцію та гаряче водопо-
стачання основних, а також допоміжних виробництв 117].
Для забезпечення різних технологічних процесів
у промисловості як теплоносії використовуються пара
і гаряча вода. Залежно від температурних умов техноло-
гічного процесу звичайно потрібна пара тиском 0,5...
1,5 МПя. Для тих технологічних процесів, які прохо-
дять при температурах до 150 С, як гріючий теплоносій
рекомендуєте я застосовувані гарячу волу.
Найбільш теплоємними галузями промисловості є хі-
мічна (споживає біля 20 % теплоти), машинобудівна
(ІЗ,5 %), нафтопереробна (10 %) і харчова (9 °«).
В системах централізованого теплопостачання для
опалення, вентиляції та гарячого водопостачання ви-
робничих будівель як теплоносій слід використовувати
гарячу воду. Вона рекомендується до застосування і в ко-
мунальних системах теплопостачання.
Якщо на промисловому підприємстві теплоспожи-
вання витрачається в основному на технологічні потреби,
для забезпечення яких необхідно використовувати пару,
а на опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання
потрібна невелика кількість теплоти, то як спільний теп-
лоносій допускається застосування пари.
Згідно із СНиП 2.04.05-86 при проектуванні котелень
в зв’язку з реконструкцією або розширенням підпри-
ємств, будівлі яких обла шані паровими системами опа-
лення, вентиляції та гарячого водопостачання, переві-
ряються економічна доцільність і технічна можливість
переведення існуючих систем з пари нз воду.
Температура води в подавальному трубопроводі дво-
трубних водяних систем теплопостачання при розрахун-
ковій температурі зовнішнього повітря для проектуван-
ня опалення приймається такою, що дорівнює !50°С (па
перспективу—!80°С), а в окремих обгрунтованих ви-
падках — 95 &С. Температура води, яка надходить в теп-
лові мережі гарячого водопостачання після центрального
теплового пункту, має становити 60 СС. Початкові пара-
метри пари в теплових мережах установлюються за па-
23
раметрами пари у споживачів з урахування втрат тиску
і спаду температури в мережах від джерела теплопоста-
чання до споживачів при розрахунковому режимі.
Застосування мережної води в системах централізова-
ного теплопостачання від котелень дає такі переваги по-
рівняно з використанням пари:
1)	можливість здійснення якісною центрального ре-
гулювання температури веди в тепловій мережі при зміні
температури зовнішнього повітря, що особливо важливо
для покриття сезонного теп.юспоживання, яке витрача-
ється па опалення та вентиляцію;
2)	можливість встановлення в котельнях водогрійних
котлоагрегатів, то забезпечує економію капітальних
витрат, скорочення експлуатаційних витрат і вартості
теплопостачання. Навіть в паровій котельні при вироб-
ленні гарячої води в парових підігрівниках мережної
води весь конденсат гріючої пари зберігається в циклі
виробництва теплоти, що знижує вартість приготування
хімічно очищеної води для заповнення втрат конден-
сату;
3)	значне зменшення капітальних витрат на спору-
дження теплопроводів з урахуванням питомих об’ємів
пари і воли;
4)	відсутність у споживачів неминучих при викори-
станні пари копденсатовідвідників і насосних установок
для повернення конденсату.
Недолік водяних систем теплопостачання полягає
в додаткових витратах електричної енергії на переміщен-
ня теплоносія, жорсткому гідравлічному7 зв’язку між
елементами систем, чутливості до витікань та ін.
При теплопостачанні від великих котелень з викори-
станням двотрубних теплових мереж вибирається за-
крита чи відкрита водяна система. Якість води відкритої
водяної системи має відповідати якості питної води. В та-
кій системі завдяки відсутності підігрівників гарячого
водопостачання зменшуються витрати па абонентські теп-
лові пункти, але збільшується продуктивність й усклад-
нюється схема водоп ід готовий в котельні. При м’якій
початковій воді витрати на водопідготовку знижуються
і переваги відкритої водяної системи стають помітними.
В експлуатації ці системи складніші від закритих через
змінний гідравлічний режим їхньої роботи та ускладнен-
ня контролю якості води. Визначальними при виборі
виду водяної системи теплопостачання є якість початко-
вої води і забезпеченість нею. У вузлах зосередження
24
промислових підприємств відкриті водяні системи тепло-
постачання звичайно не застосовуються, оскільки коте пе-
ні цих вузлів потребують великої кількості технічної
води [17].
Розділ 2
ОСНОВИ ПРОЕКТУВАННЯ КОТЕЛЕНЬ
1.4.	Технічні та економічні вимоги до котелень
Проектування котелень, що знову будуються, розши-
рення та реконструкція діючих котелень, призначених;
для централізованого теплопостачання міст й інших на-
селених пунктів, вузлів промислових і окремих великих
підприємств із загальною розрахунковою тепловою по-
тужністю 116 МВт (100 Гкал/год) і вище, виконуються-
на підставі затверджених схем теплопостачання [9].
При меншій розрахунковій тепловій потужності
районів теплопостачання, для яких схеми теплопоста-
чання не розроблені, до проектування джерел теплопо-
стачання рекомендується складати технологічні пропо-
зиції щодо централізації теплопостачання. При роз-
рахунковій тепловій потужності до 29 <\\Вт (25 Гкал/год)
і обмеженій площі району теплопостачання, коли вибір
котельної як джерела теплопостачання може бути ви-
значений однозначно, підставою для розроблення її про-
екту є завдання на проектування котельної, що визначає
коло споживачів теплоти і їхні потужності.
Схемою теплопостачання обгрунтовуються: очікуване
теплоспоживання; кількість І гип джерел теплопостачан-
ня, їхня теплова потужність; район будівництва і склад
основного енергетичного обладнання; технічна можли-
вість й економічна доцільність розширення або реконст-
рукції існуючих джерел теплопостачання; вид палива;,
вибір відкритої чи закритої системи теплопостачання:
вибір основних технологічних і будівельних рішень, що
стосуються джерел теплопостачання та теплових мереж;
основні техніко-економічпі показники системи теплопо-
стачання.
Схеми теплопостачання розробляються з урахуван-
ням розвитку районів і міст протягом 10...15 років з ви-
діленням першої черги будівництва об’єктів до п’яти ро-
ків, причому розроблення схем теплопостачання з об-
25
грунтуванням будівництва ТЕЦ ведеться відповідними
проектними організаціями, а без такого обгрунту-
вання вони можуть розроблятись спеціалізованими про-
ектними організаціями незалежно від їхньої відомчої
підпорядкованості.
Завдання на проектування котелень, будівництво
яких провадиться без урахування схем теплопостачання,
розглядаються й затверджуються територіальними про-
ектними організаціями, відповідними міністерствами
або відомствами і узгоджуються з виконавчими коміте-
тами місцевих Рад народних депутатів.
Проектування і спорудження котелень слід, як пра-
вило, здійснювати з розрахунком на їхню кінцеву теп-
лову потужність, без поділу на черги. При недостатній
забезпеченості котелень тепловими навантаженнями, а
також недостатній мірі готовності теплових мереж може
•бути доцільним спорудження котелень за чергами.
Проекти котелень розробляються за нормативно-
технічними документами, затвердженими Держбудом
України.
При проектуванні котелень необхідно використовува-
ти типові проекти і вузли їхніх основних та допоміжних
будівель, запозичувати економічні індивідуальні про-
екти, а також типові будівельні й технологічні конструк-
ції підвищеної заводської готовності.
Індивідуальні проекти котелень і їхніх окремих спо-
руд з необхідними характеристиками основного та до-
поміжного обладнання розробляються при відсутності
придатних типових, а також раніш розроблених еконо-
мічних індивідуальних проектів, при використанні нових
видів устаткування і технологічних схем, при доцільності
блокування будівель та у випадках, коли застосування
типових проектів призводить до невиправданою дорож-
чання будівництва.
Все обладнання (основне і допоміжне) й необхідна
апаратура при проектуванні котелень вибираються за
номенклатурою заводських виробів з урахуванням ре-
комендацій спеціалізованих науково-дослідних і проект-
них інститутів.
Котельні, шо проектуються, споруджуються та екс-
плуатуються, мають задовольняти вимогам надійності
теплопостачання, економічності будівництва, безпеки і зру-
чності експлуатації, а також вимогам санітарних норм.
Під • надійністю теплопостачання мається на увазі
безперебійне постачання теплотою споживачів відпо-
26
відію до заданих параметрів і графіка теплових наванта-
жень. При цьому, виходячи із заданої витрати мережпої
води, параметри теплоносіїв мають підтримуватись з та-
кими точностями: температура води в подавальному тру-
бопроводі водяних теплових мереж — з точністю ^2 °С,
її тиск — з точністю ^5%; тиск води в поворотному
трубопроводі — з точністю 0,1'2 МПа. Перевищення
середньодобової температури води в поворотному трубо-
проводі має бути не більш як 2 °С, її зниження не обме-
жується. Тиск і температура нари, іцо відпускається
споживачам, в парових теплових мережах мають не пе-
ревищувати Дг5 % заданих значень.
Надійність теплопостачання споживачів на ста-
дії проектування котельної визначається: вибором її ти-
пу, обладнання і схем комунікацій, які забезпечують
мінімальні значення коефіцієнта потужності, що вими-
кається, та недовипуску теплоти; установленням резерв-
ного обладнання; комплексною автоматизацією техноло-
гічних процесів.
Для створення резерву при відпуску теплоти великою
районною котельною рекомендується об’єднання тепло-
вих мереж району або промислового вузла у спільну си-
стему .
Економічність спорудження та експлуатації
котелень визначається мінімумом зведених витрат при
високій надійності теплопостачання споживачів. Під час
проектування котелень їхня економічність досягається:
збільшенням теплової потужності в цілому та одиничної
потужності котлоагрегатів; комплексною механізацією
трудомістких процесів; застосуванням автоматизованих
котлоагрегатів з к. к. д. не менш як 93 % (газоподібне
пачиво), 90% (мазут), 85% (кам’яне вугілля), 80% (бу-
ре вугілля та інші види палива).
Однією з економічних вимог є зниження капітальних
вкладень на спорудження котельної й скорочення строку
введення її в експлуатацію, що забезпечується індустрі-
алізацією будівництва. При цьому зводяться до мінімуму
обсяги робіт на будівельній площадці завдяки переда-
ванню їх па заводи, спеціалізовані підприємства та цент-
ра тізовапі будівельні бази. Проектуючи котельні, реко-
мендується застосовувати готові уніфіковані залізобе-
тонні й металеві конструкції, а також деталі з найменшим
числом їхніх типорозмірів для спорудження каркасів
будівель, полегшені матеріали для стінового заповнення,
комплектні транспортабельні агрегати і монтажні блоки
27
для складання обпалнзння на місці установлювання, бло-
ки грубо- та пилогазоповітропроводів заводською віно-
говлепня.
Безпека й зручність експлуатації
котелень досягаються дотриманням в проектах вимог
Правил упорядкування і безпеки експлуатації парових
та водогрійних котлів, Правил технічної експлуатації
електричних станцій і мереж, а також інших нормативно-
технічних документів.
Вимоги санітарних норм забезпечуються
в проектах котелень виділенням для обслуговуючого пер-
соналу службово-побутових приміщень з відповідним об-
ладнанням, додержанням норм освітленості, волого-тем-
пературного режиму і допустимих рівнів шуму від пра-
цюючого обладнання на робочих місцях, запобіганням
забрудненню навколишнього середовища (повітряного
басейну та водоймищ), зниженням рівня шуму від пра-
цюючого обладнання котелень на прилеглій до них те-
риторії.
2.2.	Визначення виду палива
Розрізняють чотири види палива для котелень [91:
1)	основне, що призначене для спалювання прогягом
усього або тривалого часу роботи котельної;
2)	резервне, яке використовується в періоди заплано-
ваних перерв у подаванні основного палива (напри-
клад, при перерві в подаванні природного газу взим-
ку);
3)	аварійне, що застосовується в короткочасні періоди
аварійної відсутності основного чи резервного палива
(передбачається для тих випадків, коли за умовами теп-
лопостачання споживачів перерва в роботі котельної
недопустима);
4)	розтоплювальне, яке подається для розпалювання
та «підсвічування» пиловугільних топок.
Основне паливо для котелень, що знову будуються,
діють й реконструюються, при річній витраті вугілля,
торфу, сланцю, дров до 10 тис. т в умовному обчисленні
та топкового мазуту до 500 т у натуральному обчисленні
встановтюються відповідними міністерствами і відом-
ствами.
Для котелепь з річними витратами палива, які пере-
вищують зячначе» і вінце норми, кого вид визначається
Міністерством економіки України.
28
У Міністерство економіки України подаються такі
матеріали:
1.	Клопотання міністерств, відомств про встанов-
лення їбо зміну виду палива.
2.	Документи про визначення джерел теплопостачан-
ня, для яких установлюється вид палива відповідно до
затверджених схем теплопостачання чи техніко-екопо-
мічних обгрунтувань.
3.	Висновки про можливість використання виду па-
лива, що рекомендуйться: при витраті вугілля більш як
100 тис. т умовного палива за рік — Мінвуглепрому
України; при витраті природного газу 10 мли. м3 за рік
і більше — Укргазпрому; при меншій витраті природ-
ного газу — місцевих організацій, які постачають газ.
4.	Техпіко-економічиі обгрунтування і розрахунки
вибору виду палива, що рекомендується, а також потреби
в ньому. При витраті більш як 100 тис. т умовного па-
лива за рік подається паливо-енергетичний баланс вироб-
ничого об’єднання або підприємства.
5.	Відомості про наявність вторинних паливо-енер-
гетнчпих ресурсів, їхні параметри, річний вихід і обсяг
використання, що намічається.
Крім того, по кожній котельні наводяться такі відо-
мості й розрахункові дані:
1) назва котельної та її місцезнаходження (респуб-
ліка, область, населений пункт);
2) тип котельної (промислова, опалювальна, промис-
лово-опалювальна);
<5) вартість будівництва котельної за схемою тепло-
постачання або техніко-економічними обгрунтуваннями;
4)	основне обладнання (тип, кількість і теплова по-
тужність котлоагрегатів, які існують та намічаються до
встановлення);
5)	характеристика виду палива, шо намічається (для
котелень, які розширяються, реконструюються і перево-
дяться на інший вид палива,— вид палива, використову-
ваного нині, та його річна витрата);
6)	гаданий постачальник палива (нафтопереробний
завод, газопровід, шахта, розріз, торфопідприємство;
при відсутності даних — родовище чи район розміщен-
ня підприємства, що виробляє паливо);
7)	наявність залізничних колій і газових комуніка-
цій, а при їх відсутності — відстань до залізничної стан-
ції та до магістральних газових мереж, до яких може бу-
ти приєднана котельна;
29
8)	копія узгодження па ввімкнення до газових ме-
реж (при клопотанні про виділення природного газу);
9)	теплові потужності споживачів за роками їх вве-
дення і розрахунок річної потреби в паливі згідно із=
введенням теплових потужностей.
Резервне, аварійне та розтоплювальне паливо зазна-
чається для котелень з урахуванням ось такого:
І)	при річній витраті природного газу до 10 млн. м3-
робота котелень на іншому виді палива не передба-
чається;
2)	у котельнях з річною витратою природного газу
10 мли м:‘ і більше як резервне паливо застосовується
мазут;
3)	у пиловугільних котельнях як розтоплювальне па-
ливо використовується топковий мазут;
4)	у котельнях, які переводяться з твердого палива
на спалювання природного газу чи мазуту, як інший вид
палива рекомендується застосовувати тверде паливо без
демонтажу встановленого обладнання.
Розрахунок річного споживання палива котельною. Як при-
клад наведемо розрахунок річної витрати природного газу промис-
лово-опалювальною паровою котельною при таких початкових
даних: річні витрати теплоти на опалення фрі4" = 20 • 10° МДж,
на вентиляцію фрІЧН = 70 • 106 МДж, на гаряче водопостачання
Г}Рі'іІ” = 40. 10» МДж, на технологічні потреби = 470 х
X 106МДж; к. к. д. котлоагрегатів типу ДЕ-10-14 ГМ і] = 92,15 %
нижча об’ємна теплота згоряння природного газу @^=33998 КДж/м3.
Визначаємо річну витрату теплоти споживачами
+ 'З?.'"" -І-= а + 70 + 40 + 170) X
X І П« = 600  10" МДж.
?їчне вироблення теплоти котельною
у ґ р1чн = о  к
2-і ' в ^ріЧІІ^’
де к— коефіцієнт, яким ураховують втрати теплоти в котельній
та теплових мережах, а також витрати теплоти на власні потреби
котельної. Приймаємо к = 1,08. Тоді
V Зрічп = 600 • 100 . і 08 = 648 • 106
Річна витрата природного газу котельною
<^ічн 648 • 10в • 103
В • , = -------= , ппй—п	л о*7 = 21 >323 • 106 мз#
річн /тзгпП 33 998 • 0,9245-0,97	’
Ч'іреж
ЗО
Тут т1реЖ = 0,97 — рсжнтііі коефіцієнт котельної; необхідність
його урахування обумовлена цім. що котлоагрегат не завжди
працюють при номінальному Нлвангажеш/і.
Річна витрата умовного палива котельною
ВРІЧ^Г
(С?1)У
^Нн =
21,323 • 10о . 33 9Р8
=	29309
= 24,734 • 10п кг,
де (£’’/ =• '-’9 кДж кг (7000 ккал/кг) — питома теплота згоряння
умовного палива.
Питома витрата умовного палива на стадії вироблення теплоти
котельною
Врічн 24,734 • 10е пп
—----------------= 0,0382 кг/МДж,
ЬУ ~ У ^рі,,н “ 648 • 10е
або 0,0382 • 4187 = 159,9 кг/Гкал.
2.3.	Стадії проектування
Проектування будівель і споруд котельної здійснює- *
ться на підставі техніко-економічних обгрунтувань або
іншої передпроектної документації, шо стверджують
економічну доцільність їх будівництва. Передпрсектним
документом, в якому обгрунтовуються проектування
і будівництво нових або розширення та реконструкція
діючих джерел теплопостачання і теплових мереж, е схе-
ма теплопостачання.
Схеми теплопостачання міст та інших населених пунк-
тів служать початковими документами для розроблення
проектів (робочих проектів) джерел теплопостачання
і теплових мереж, а по великим і складним джерелам
геплопостачання — для розроблення технік ©-економіч-
них обгрунтувань будівництва цих об’єктів. Схеми теп-
лопостачання груп підприємств із загальними джерелами
теплопостачання входять до складу схем генеральних
планів цих підприємств, а схеми теплопостачання окре-
мих промислових підприємств є складовою частиною
техніко-економічних обгрунтувань їх будівництва.
До позастадійних робіт (передпроектної документа-
ції) належать схема теплопостачання, техпіко-економічні
обгрунтування і технічні рішення, на підставі яких може
’ розроблятися експериментальний проект із застосуван-
ням нових видів обладнання та схем. Стадійні роботи
включають в себе проект, робочу документацію і робочий
проект.
Двостадійне проектування зводиться до складання
проекту і робочої документації, а одностадійне — робо-
31
чого проекту. Розроблення робочої документації при ДВО*
стадійному проектуванні здійснюється після затверджен-
ня проекту. При одностадійному проектуванні одночасно
з проектно-кошторисною документацією робочого про-
екту, яка передається на затвердження, розробляється
робоча документація.
Робочий проект розробляється для технічно несклад-
них об’єктів, будівництво яких намічається здійснити за
типовими проектами з використанням типових вузлів
і за перейнятими економічними індивідуальними про-
ектами.
Рішення про стадійність проектування котельної
приймається при затвердженні передпроектної докумен-
тації або визначається в завданні на проектування.
Завдання на проектування. Проект будівництва ко-
тельної розробляється на підставі завдання на проекту-
вання, складеного замовником проекту з участю автора
проекту і генерального проектувальника.
Завдання містить: теплові навантаження; пара-
метри теплоносія; дані про вид використовуваного пали-
ва і умови теплопостачання; схему приєднання котельної
до теплових мереж; дані про джерело водопостачання;
умови приєднання котельної до мереж енерго- та водопо-
стачання, каналізації і зв’язку; відомості про вибрану
площадку дчя будівництва; дані для складання проекту
будівництва котельної та кошторисів.
При розміщенні котелень на території міст і населе-
них пунктів виконавчим комітетом місцевої Ради народ-
них депутатів видається архітектурно-планувальне зав-
дання, що містить будівельний паспорт ділянки, технічні
умови приєднання до міських інженерних мереж і споруд,
відомості про існуючу забудову та підземні споруди, ді-
ючі та перспективні джерела теплопостачання.
Теплові навантаження наводяться в початкових да-
них для проектування котельної у вигляді зведеної таб-
лиці, складеної пооб'єктивно за такими групами спо-
живачів:
а)	технологічні споживачі;
б)	системи опалення та вентиляції;
в)	системи гарячого водопостачання;
г)	загальне споживання теплоти (окремо для пари
і гарячої води).
При цьому за п. б) і в) навантаження у вигляді ви-
робничих, житлових та загальних будівель задаються
окремо.
32
Теплові навантаження зазначаються для чотирьох ос-
новних режимів роботи котельної:
1)	максимального (зимового) при температурі зовніш-
нього повітря, розрахунковій для опалення;
2)	найбільш холодного місяця при середній темпера-
турі цього місяця;
3)	середнього опалювального періоду при середній тем-
пературі цього періоду;
4)	літнього.
Задаються: параметри теплоносія за спожива-
чами; параметри пари на виході з котельні з урахуван-
ням зниження тиску і температури у зовнішніх тепло-
вих мережах; масова витрата та спосіб повернення кон-
денсату в котельну; система гарячого водопостачання;
тривалість теплових навантажень протягом доби і року.
Для великих систем теплопостачання додаються гра-
фіки споживання теплоти: добові — технологічної пари
або гарячої води в різні періоди року (для робочих та ви-
хідних днів); річні — пари або гарячої води; суміщені —
технологічного навантаження за тривалістю. В цьому
самому обсязі подаються графіки комунально-побутових
навантажень.
Зазначаються вторинні енергоресурси для цілей теп-
лопостачання: м’ята пара від молотів і пресів, гаряча во-
да, димові гази і промислові відходи. Наводяться відомо-
сті про їхні масові витрати, режими виходу та параметри.
Теплові навантаження вазначаються без втрат у зов-
нішніх теплових мережах. При наявності об’єктів, що
кооперуються, теплові потужності кожного з них пода-
ються у вигляді окремих таблиць.
Оскільки відомості про теплові навантаження і пара-
метри теплоносія, одержувані від замовника, не завжди
відбивають специфіку проектування джерела теплопоста-
чання, рекомендується перед початком проектування ко-
тельної провести їх аналіз.
2.4.	Обсяг і зміст проектної документації
Проект. У проекті котельної обгрунтовується вибір
оптимальних технічних рішень, які забезпечують міні-
мальні зведені витрати і надійну експлуатацію котельної
при найменших експлуатаційних витратах. У ньому вис-
вітлюються питання, пов’язані з додержанням вимог без-
пеки, санітарних і протипожежних норм, а також умов
охооони повітряного та водяного басейнів. Розробляєть-
2 і-?|2
33
ся проект котельної з урахуванням сучасного рівня авто-
матизації та механізації технологічних процесів. У про-
екті складаються локальні, об’єктні та зведений кош-
ториси на будівництво котельної, визначаються її енер-
гетичні та техніко-економічиі показники.
Проект котельної містить такі частини 19]: загальну;
електротехнічну; частину, що стосується автоматизації
і використовуваних контрольно-вимірювальних прила-
дів; архітектурно-будівельну; санітарно-технічну; час-
тину, яка стосується генерального плану і транспорту;
проект організації будівництва; техніко-економічну час-
тину та кошториси; заходи щодо охорони водоймищ,
грунту і атмосферного повітря від забруднення стічними
водами та викидами з котельні.
Кожна частина проекту котельної складається в: по-
яснювальної записки, яка містить опис та обгрунтування
прийнятих рішень, а також результати розрахунків
у табличній формі; замовних специфікацій і заявочних
відомостей па обладнання н основні матеріали; креслень.
На стадії проекту котельної проробляються заходи щодо
антикорозійного захисту її обладнання і будівельних
конструкцій.
Робочий проект. Матеріали робочого проекту котель-
ної, які передаються на затвердження, складаються
з тих самих частин, що й матеріали її проекту.
Робоча документація. При виконанні робочої доку-
ментації, яка розробляється проектною організацією,
складаються:
1.	Робочі креслення всіх будівель та споруд котель-
ної в технологічній і будівельній частинах (крім креслень
обладнання), а також креслення генерального плану
і. впутрішньоплощадковпх комунікацій у межах 500-мет-
рової зони від будівлі котельної.
2.	Технічні завдання й опитні аркуші заводам-виго-
тівиикам на проектування, виготовлення, постачання
основного та допоміжного технологічного обладнання ко-
тельної.
3.	Технічні завдання спеціалізованій проектній або
монтажній організації на розроблення робочих креслень
котельно-допоміжного обладнання, технічні завдання за-
воду-впготі-’пику на постачання металоконструкцій.
4.	Робочі конструктивні креслення трубопроводів (за-
гальнокотельнпх, хімводоочищепня, газомазуто- та шла-
козолопроводів, пневмотранспорту), які вважаються крсс-
слсшіями обладнання.
34
5.	Креслення нестандартизованого обладнання.
6.	Креслення пристроїв, пов’язаних 8 охороною
праці та технікою безпеки.
7.	Креслення антикорозійного захисту конструкцій,
обладнання і трубопроводів.
8.	Переліки застосовуваних стандартів і нормалей,
а також креслення типових конструкцій вузлів і дета*
лей.
9.	Замовні специфікації обладнання, що не ввійшли
в специфікацію проекту, а також нестандартизованого
обладнання, приладів, арматури, труб, кабельних та
інших виробів.
10.	Уточнені відомості конструкцій, напівфабрика-
тів, деталей, виробів і матеріалів.
11.	Відомості обсягів будівельно-монтажних робіт,
які стосуються об’єктів будівництва і видів робіт.
До складу робочих креслень котельної входять також
креслення типових і запозичених економічних індиві-
дуальних проектів.
Використання типових проектів. Для об’єктів, будів-
ництво яких намічено вести за типовими проектами, про-
ектна організація видає замовнику повний комплект ти-
пових креслень, прив’язаних до конкретної площадки
будівництва (з внесенням змін, спричинених умовами за-
стосування проекту, і розробленням при необхідності
додаткових креслень).
При проектуванні слід використовувати типові про-
екти і вузли споруд, а також допоміжних будівель коте-
лень, що перебувають в числі діючих. Застосування ска-
сованих типових проектів допускається протягом пів-
року після публікації відомостей про їх скасування для
об’єктів, будівництво яких здійснюється наступного
року після року скасування проекту. Якщо в зазначе-
ному році будівництво об’єктів не розпочато, то вико-
ристовувані типові проекти заміняються новими, а при
їх відсутності — індивідуальними.
В разі прив’язування типових проектів допускається
вносити в них зміни з метою підвищити економічну ефек-
тивність й знизити вартість будівництва. В матеріалах
щДв’язування типового проекту наводяться обгрунту-
вннія внесених змін і порівняння техніко-економічних
показників затвердженого та відкоректованого проектів.
35
Розділ З
ТЕПЛОВІ СХЕМИ КОТЕЛЕНЬ 1 ЇХ РОЗРАХУНОК
3.1.	Класифікація котелень
Котельні систем централізованого теплопостачання
- Поділяються на районні, квартальні, групові та котельні
•підприємств І9]. Перші призначені для постачання теп-
лотою всіх споживачів району житлової забудови або
промислового вузла і входять до складу підприємств
об’єднаних котелень та теплових мереж; другі й треті —
для теплопостачання одного чи кількох кварталів, групи
житлових будинків або громадських будівель і проекту-
ються при незначній гусїирі теплових навантажень, вхо-
дячи до складу підприємств об’єднаних котелень та теп-
лових мереж. Котельні підприємства — не котельні, які
є на промислових підприємствах і служать для теплопо-
стачання цих підприємств, їхніх житлових фондів, а та-
кож інших промислових підприємств, передбачених схе-
мою теплопостачання в порядку кооперування.
Залежно від характеру теплових навантажень район-
ні котельні й котельні підприємств поділяються на:
промислові, то використовуються для технологічно-
го постачання парою або гарячою водою промислових
підприємств;
опалювальні, призначені для забезпечення опалення,
вентиляції та гарячого водопостачання;
промисліУво-опалювальні, які застосовуються для тех-
нологічного теплопостачання та постачання теплотою
систем опалення, вентиляції й гарячого водопостачання
промислових підприємств, житлових і громадських бу-
дівель.
Квартальні та групові котельні, як правило, є опалю-
вальними.
Котельні всіх типів класифікуються за такими озна-
ками:
1)	за типом використовуваних котлів (парові', водо-
грійні', пароводогрійні — з паровими і водогрійними або
пароводогрійпими котлами);
2)	за видом палива, що спалюється (котельні, яі.і
працюють па газоподібному, рідкому чи твердому паливі);
3)	за видом теплоносія і схеми відпуску теплоти (ко-
тельні, що відпускають пару з поверненням або без повер-
нення конденсату; котельні, які видають теплоту гарячої
води при закритій чи відкритій системі теплопостачап-

ня; котельні, що відпускають пару й теплоту гарячої во-
ди за названими схемами в їх різних сполученнях)}
4)	за способом розміщення на генеральному плані
{вбудовані, прибудовані, відокремлені)',
5)	за технологічною структурою {блочні, неблочні)-,
6)	за компоновкою обладнання {закриті, напіввідкри-
ті, відкриті)’,
7)	за режимом роботи {базові районні', пікові, які пра-
цюють сумісно з ТЕЦ).
3.2.	Загальні відомості про теплові схеми котелень
Теплова схема котельної — це умовне графічні зобра-
ження її основного та допоміжного обладнання, що об’єд-
нується лініями трубопроводів, для робочих середовищ.
Розрізняють принципіальну, розгорнуту га робочу (мон-
тажну) теплові схеми котельної.
На принципіальній тепловій схемі котельної зазна-
чають лише її головне обладнання (котлоагрегати, пі-
дігрівники, деаератори, насоси) і основні трубопроводи
без арматури, найрізноманітніших допоміжних пристро-
їв та другорядних трубопроводів, а також без уточнення
кількості й розташування обладнання.
Розгорнута теплова схема котельної містить все об-
ладнання, що в пій встановлюється, а також усі трубо-
проводи, які з’єднують обладнання, із запірною та ре-
гулювальною арматурою. Якщо об’єднати в розгорнутій
тепловій схемі всі елементи та обладнання котельної при
великій їх кількості важко, то цю схему поділяють на
частини відповідно до технологічного процесу. Напри-
клад, як самостійні виконують теплові схеми підготовки
води, продування парових котлів тощо.
Робочу (монтажну) теплову схему котельної звичайно
подають в ортогональному, а її окремі складні вузли —
іноді в аксонометричному зображенні із зазначенням
позначок розташування трубопроводів і їх нахилу, ар-
матури, кріплень, розмірів і т. д. Нагодяться всі необ-
хідні відомості про марку сталі чи матеріалу, з якого ви-
готовлено той або інший вузол, способи його з’єднання
із суміжними деталями, їхню масу чи масу всього блока,
тобто складається специфікація всіх елементів, які вхо-
дять в теплову схему котельної.
Розгорнута і робоча (монтажна) теплові схеми котель-
ної можуїь бути складені лише після розробки її прин-
ципіальної теплової схеми і виконання розрахунків, на
підставі яких вибирається обладнання котельної.
37
3.3.	ПринципІальнІ теплові схеми
парових котелень
Парові котельні з котлоагрегатами низького тиску
(1,4 або 2,4 МПа), які нині проектуються, найчастіше
призначені для одночасного відпуску пари та гарячої
води; тому в їхні теплові схеми вводяться водопідготовні
установки. Принципіальиу теплову схему парової про-
мислово-опалювальної котельної з відпуском теплоти
при закритій системі теплопостачання показано на
рис. 3.1.
Пара, що здобувається в котлах 7, проходить крізь
редукційну охолодну установку 2, де відбувається
зниження її параметрів, і надходить у паропровід,,
яким спрямовується на технологічні потреби, у водо-
підігрівальну установку 11 і мазутне господарство.
Частина пари витрачається на власні потреби котел ь-
Рис. 3.1. Припнипіальна теплова схема парової промислово-опа-
лювальної котельної з відпуском теплоти при закритій системі
теплопостачання:
1 — паровий кот^л; 2 — редукційна охолодна установка; З— деаератор жи-
вильної води: 4 — охолодник випару деаератора; 5 — сепаратор безперерв-
ного продування; 6 — насос для подавання живильної води; 7—охолодник
продувальної- води; 8—перший ступінь хімічної очистки води; 9 — піді-
грівник сирої води; 10—насос для подавання снрої води; // — водопіді-
грівальиа установка; 12— насос для подавання поворотної мережної водії;
13—подавальний насос води для підживлення; 14 — перепускний вентиль
38
ної (деаерацію хімічно очищеної води, підігрівання
сирої води). Конденсат водяної пари (чистий) подається
в деаератор живильної води 3 і далі в котлоагрегат. Якщо
конденсат забруднений, то він очищається.
Мережна вода, використовувана для опалення, вен-
тиляції та гарячого водопостачання споживачів, нагрі-
вається у водопідігрівальній установці 11. Поворотна
мережна вода насосом 12 подається у водопідігрівальну
установку, яка складається з двох послідовно з’єднаних
теплообмінників. У першому з них (за ходом мережної
води) гріючим теплоносієм є конденсат водяної пари, що
утворюється у другому теплообміннику — пароводяному
підігрівнику. Нагріта до необхідної температури мереж-
па вода надходить у подавальний трубопровід теплової
мережі.
Втрати конденсату й витікання води з мережі запов-
нюються водою для підживлення, що утворюється
так. Сира вода насосом 10 подається в пароводяний теп-
лообмінник 9, в якому підігрівається до температури
20...30 °С, і спря.мовується в перший ступінь хімічної
очистки 8, де відбувається її зм’якшення і зниження
лужності. Потім вода підігрівається в охолоднику про-
дувальної води 7, охолоднику випару деаератора 4 і над-
ходить в головку деаератора 3.
Деаерація живильної води і води для підживлення
(видалення а води О2, СО2 та інших газів з підвищенням
температури до кипіння) необхідна для зменшення коро-
зії поверхонь нагрівання, трубопроводів котельної та
теплової мережі, а також запобігання погіршуванню теп-
ловіддачі й вниження ефективності роботи теплообмінної
апаратури.
У п іровнх котельнях застоеову ються деаератори, що
працюють при тиску, близькому до атмосферного (рд =
= 0,12 МПа), і температурі ґ= 104 °С, для чого в деае-
ратор подається пара після редукційної охолодної уста-
новки 2 з тиском 1 або 0,7 МПа. Суміш газу й пари (ви-
пар) повинна безперервно відводитись від головки деа-
ератора в охолодник 4, де пара конденсується, а .гази
виходять в атмосферу. Теплота випару утилізується і ви-
користовує! ; ся для підігрівання хімічно очищеної води.
Конденсат випару у великих котельнях повертається
в цикл, а у дрібних скидається в дренаж.
Деаерована вода живильним насосом 6' спрямовується
у водяний економайзер парового котла і в охолодник ре-
дукційної охолодної установки (на схемі не показаний).
зо
У схемі передбачено також утилізацію теплоти без-
перервного продування котлоагрегату. Вода безперервно-
го продування після сепаратора 5 надходить в охолод-
ник 7, де охолоджується до 40 °С і скидається в дренаж.
(Якщо загальна твердість мережної води не перевищує
0,05 мг-екв'кг, то допускається використання продуваль-
ної води для підживлення теплової мережі закритої сис-
теми теплопостачання). Пара із сепаратора 5 безперерв-
ного продування, що утворюється завдяки зниженню
тиску продувальної води від 1,4 або 2,4 МПа після котла
до 0,17 МПа в сепараторі, подається в деаератор 3.
Особливістю роботи котелень в закритих системах
теплопостачання є те, що витрата води на підживлення
теплових мереж звичайно незначна. При цьому, як пока-
вано на рис. 3.1, підживлення теплової мережі здійсню-
ється насосом 13 від деаератора живильної води 5, тобто
окремий деаератор для підготовки води з метою піджив-
лення мережі не потрібний.
Принципіальну теплову схему парової промислово-
опалювальної котельної з відпуском теплоти при відкри-
тій системі теплопостачання зображено на рис. 3.2. Че-
рез те що в цій системі витрата води визначається її втра-
тами в тепловій мережі та в котельній (що було і в роз-
глянутій вище закритій системі теплопостачання), а та-
кож витратою води на гаряче водопостачання при її без-
посередньому розбиранні з теплової мережі, то тут вста-
новлюється додатковий деаератор води для піджив-
лення 17.
Особливістю цієї схеми теплопостачання є і те, що
витрата води в ній нерівномірна. Тому для вирівнюван-
ня добового графіка відпуску теплоти на гаряче водопо-
стачання й зменшення розрахункової продуктивності об-
ладнання водопідготовки в схему введено бак-акумуля-
тор для деаерованої води 21. Вода для підживлення з деа-
ератора 17 за допомогою перекачувального насоса 20
подається в цей бак, звідки насосом для підживлення 13
вона спрямовується в поворотну лінію теплової мережі.
У схемі є другий ступінь хімічної очистки води /6,
що живить паровий котел. Вода для підживлення після
першого ступеня хімічної очистки 8 підігрівається в охо-
лоднику деаерованої води 18, підігрівнику зм’якшеної
води 19, охолоднику випару деаератора 4 і надходить
в деаератор води для підживлення 17.
В охолоднику деаерованої води 18 вода для піджив-
лення охолоджується до температури 70 °С, що дає мож-
40
Рис. 3.2. При нципіальна теплова схема парової промислово-опалювальної котельної з відпуском теплоти при
відкритій системі теплопостачання:
І...Н— ті самі елементи, що й на рис. 3.1; 15— охолодник конденсату підігрівника сирої води; /б — другий ступінь хімічної
очистки води; 17— деаератор води для підживлення; іь— охолодник деаерованоґ води; 1!і — підігрівник хімічно очищеної
води; 20 — перекачувальний насос; 21 — бак-акумулятор
ливість спрямувати її безпосередньо в теплову мережу
для гарячого водопостачання в літній час і вимкнути
при цьому водопідігрівалг.иу установку 11.
В схемі здійснюється двоступінчасте нагрівання си-
рої води. В першому ступені (теплообмінник 15) за хо-
дом сирої води гріючим теплоносієм є конденсат пари,
то утворюється в другому ступені (пароводяний тепло-
обмінник 9). Конденсат у першому ступені нагрівання
сирої води охолоджується до температури 80 °С і надхо-
дить в деаератор живильної води 3.
На підставі розглянутих принципіальнпх теплових
схем парових промислово-опалювальних котелень мо-
жуть бути складені такі самі схеми парових опалюваль-
них котелень. Для цього в схемах на рис. 3.1 і 3.2 необ-
хідно виключити лінію подавання пари з котельні на
технологічні потреби та лінію надходження конденсату
від споживачів у деаератор живильної води.
Принципіальна теплова схема парової промислової
котельної може бути складена на підставі схеми, пока-
заної на рис. 3.1, з виключенням з неї водопідігрівальної
установки 11 і всіх зв’язаних з нею ліній.
3.4.	Принципіальні теплові схеми
водогрійних котелень
Водогрійні котельні, як правило, є опалювальними
і проектуються виходячи з кількості теплоти, що від-
пускає І ься на опалення, вентиляцію та гаряче водопо-
стачання я використанням як теплоносія гарячої води
з температурою 150/70 С (опалення й вентиляція) і 65...
75 °С (гаряче водопостачання). Нагрівання мережпої во-
ди здійснюється безпосередньо у водогрійних котлах.
Зазначимо, що водогрійні кегельні без парових котлів
можуть проектуватись в тому разі, коли єдиним паливом
для водогрійних котлів служить або газ, або мазут, що
надходить в котельну вже розігрітим. Якщо мазут, який
є навіть резервним паливом, полається в холодному ста-
ні, то для його розігрівання потрібно мати водяну пару.
Тому у водогрійних котельнях мають додатково встанов-
люватись службові парові котли для потреб мазутного
гсспоіарства.
На рис. 3.3 показано принципіальну теплову схему
водогрійної опалювальної котельної з відпуском теплоти
при закритій системі теплопостачання. Вода з поворот-
ної лінії теплової мережі з невеликим напором (0,2...
42
Рис, 3.3. Принципіальна теплова схема водогрійної опалювальної
котельної з відпуском теплоти при закритій системі теплопоста-
чання:
4, в... 10, 12, 13 — ті самі елементи, що й на рис. 3.1; 22— водогрійний ко-
тел; 23— рециркуляційниЛ насос; 24— вакуумний деаератор: 25- бак з
деаеровапою водою; 26— підігрівник хімічно очищеної води; 27 — ежектор;
28 — бак з робочою водою; 29 — насос для подавання робочої води; ЗО —
регулятор перепуску
0,4 МПа) підводиться до насоса 12. До нього ж насосом
13 для підживлення подається деаерована вода з бака 25.
До насоса 12 спрямовується і гріюча вода після теплооб-
мінників 9 та 26, призначених для підігрівання сирої
і хімічно очищеної води відповідно. Далі вся вода над-
ходить у водогрійний котел 22.
При роботі котлоагрегатів можлива корозія повер-
хонь нагрівання внаслідок конденсації ІДО і 8О3 з димо-
вих газів на зовнішніх поверхнях труб. Щоб уникнути
або зменшити її інтенсивність, температуру води на вході
в котли необхідно підтримувати вище температури точки
роси димових газів, причому мінімально допустима тем-
пература води на вході в котли має бути не нижче 60, 70
і ПО °С при спалюванні природного газу, мало- і високо-
сірчистого мазутів відповідно.
Оскільки температура води в поворотних лініях теп-
лових мереж майже завжди нижча від 60 °С, в схемі
передбачається подавання гарячої води на вхід котла (ре-
циркуляція) за допомогою рециркуляційного насоса 23.
43
Рис. 3.4. Варіант прннципіальної теплової схеми водогрійної опа-
лювальної котельної з відпуском теплоти при відкритій системі
теплопостачання (позиційні позначення елементів ті самі, що й на
рис. 3.1 і 3.3)
Для забезпечення розрахункової температури води
на вході в теплові мережі при всіх режимах роботи ко-
тельної, крім максимального зимового, частина води-
з поворотної лінії після насоса 12 спрямовується в пода-
вальну магістраль системи через регулятор перепуску
ЗО. Ця лінія називається п*г>еггіскн'чо.
Витікання води в теплових мережах заповнюються
водою для підживлення, що підготовляється так. Сира
вода насосом 10 подається в підігрівник 9, хімічно очи-
щається в першому ступені очистки <9, підігрівається
в теплообміннику 26, пароводяному охолоднику випару
4 і надходить в колонку вакуумного деаератора 24. Ва-
куум (М),СЗ МПа) в системі підтримується завдяки
відсмоктуванню пароповітряної суміші з колонки за
допомогою водоструминного ежектора 27, в контур яко-
го ввімкнено бак з робочою водою 28 і насос для її пода-
вання 29. Після деаератора 21 вола для підживлення сті-
кає в бак 25, звідки насосом для підживлення 13 вона
44
подається в поворотну лівію мережпої води перел насо-
сом 12.
Щоб дістати гарячу воду на потреби гарячого водопо-
стачання, у споживачів установлюються проміжні піді-
грівники, які вмикаються в теплову мережу за змішаною
чи паралельною схемою (див. рис. 1.1).
Принципіальна теплова схема водогрійної опалюваль-
ної котельної 8 відпуском теплоти при відкритій спсіемі
теплопостачання відрізняється від розглянутої в основ-
ному продуктивністю водопілготовки для підживлення
теплової мережі. Розроблено кілька варіантів цієї схе-
ми, що відрізняються між собою різними способами за-
ряджання та розряджання баків-акумуляторів з деае-
ровапою водою, які мають бути в цін системі теплопоста-
чання. На рис. 3.4 зображено варіант принципїальиої
теплової схеми водогрійної опалювальної котельної з від-
пуском теплоти при відкритій системі теплопостачання
і використанні перекачувального нассса 20 для подавання
деаерованої води та насоса для підживлення 13. В схему
можуть бути введені літній мережпнй насос для псда-
вання води з бака-акумулятора 21 лінією а в теплову
мережу гарячого водопостачання, а також літній насос
для підживлення, що дасть економію електричної енер-
гії. Надлишок води для підживлення при мінімальному
її споживанні для гарячого водопостачання (наприклад,
у нічний час доби) може знову спрямовуватись в бак-
акумулятор 21 лінією б.
3.5.	Принципіальні теплові схеми
лароводогрійних котелень
Пароводогрійні котельні є промислово-опалювальни-
ми і забезпечують технологічне навантаження парою,
а опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання —
гарячою водою. В таких котельнях додатково може
встановлюватись установка для підігрівання мережпої
води.
На рис. 3.5 показано пришшпіальпу теплову схему
пароводогрі йпої промислово-опалювальної котельної
в відпуском теплоти при закритій системі теплопостачан-
ня. Парова частина цієї схеми відповідає принципіальній
тепловій схемі парової промислово-опалювальної котель-
ної (див. рис. 3.1) з додаткеви.м установленням другого
ступеня хімічної очистки води 16, а водогрійна частина,
що містить контур поворотної мережпої води, насос 12,
45
Рис. 3.5. Принципіальна теплова схема пароводогрійної промислово-опалювальної котельної з відпуском теплоти при
закритій системі теплопостачання:
І. .14—т\ самі елементи, шо й на рнс. 3.1; 16...І8 — ті самі елементи, що й на рис. 3.2; 22, 23, 30 — ч\ самі елементи, що й на рис.
3.3; 31 — иерегульованнЛ перепуск

водогрійний котел 22, рециркуляційний насос 23 і регу-
лятор перепуску ЗО,— принципіальній тепловій схемі
водогрійної опалювальної котельної (див. рис. 3.?). На
відміну від останньої тут установлюється атмосферний
деаератор води для підживлення 17 замість вакуумною,
для нагрівання деаеровапої води в якому використову-
ється пара після редукційної охолодної установки 2.
Деаерована вода охолоджується до температури 70 °С
в теплообміннику 13 і насосом 13 подається на піджив-
лення теплової мережі.
У розглядуваній схемі водопідігрівальна установка
11 служить для забезпечення цілорічного гарячого водо-
постачання, тому що паровий котел працює весь рік, по-
стачаючи парою технологічних споживачів і водопіді-
грівальпу установку. Сезонне опалювально-вентиляцій-
не навантаження котельної в зимовий період покри-
вається водогрійним котлом, який в літній період не
працює.
Принципіальну теплову схему пароводогрійної про-
мислово-опалювальної котельної з відпуском теплоти
при відкритій системі теплопостачання зображено па
рис. 3.5. На відміну віл попередньої схеми (див. рис. 3.5)
тут відсутня водопідігрівальна установка, підігрівник
сирої води 9 є водо-водяним (гріючий теплоносій — га-
ряча вола, що надходить з водогрійного котла, після від-
давання теплоти в теплообміннику подається в поворотну
лінію теплової мережі), додатково встановлюються бак*
акумулятор для деаеровапої води 21 та водо-водяпий
підігрівник хімічно очищеної води 19 перед деаератором
17 (гріючим теплоносієм для теплообмінника 19 служить
гаряча вода, що подається з водогрійного котла, яка
після охолодження в ньому спрямовується в повороту
лінію теплової мережі).
При незначній витраті пари па технологічні потреби і
потреби в ній всередині котельної (мазутне господарство,
деаерація води та обдування поверхонь нагрівання котло-
агрегатів) установлення окремо парових і водогрійних
котлів нераціональне. В котельнях, основним тепловий
навантаженням яких є опалення, вентиляція та гаряче
водопостачання, краще використовувати комбіновані па-
роводогрійпі котли, що виробляють одночасно і пару, і га-
рячу воду. Оскільки в одному котлоагрегаті можна ді-
стати два теплоносія з різними параметрами (тиском і тем-
пературою), обладнання котельної з точки зору кілько-
сті її котлів і допоміжних апаратів може бути скорочене
47
Рис. 3.6. Прннципіальна теплова схема пароводогрійної промислово-опалювальної котельної з відпуском теплоти при
відкритій системі теплопостачання (позиційні позначення елементів ті самі, що й на рис. 3.1...3.3, 3.5)
3.4.	Загальні положення І початкові дані
для розрахунку теплових схем котелень
При вибраних теплоносію і системі відпуску теплоти
спочатку мають бути виконані теплові та гідравлічні
розрахунки системи споживання й передавання теплоти
споживачам.
Після складання розрахункової (прппцппіальпої) схе-
ми котельної виконується її тепловий розрахунок, основ-
ною метою якого є:
визначення всіх теплових навантажень (зовнішніх
і власних) та розподіл їх між водогрійною і паровою час-
тинами котельної для обгрунтування вибору основного
обладнання;
з’ясування всіх теплових і масових потоків, необхід-
них для вибору допоміжного обладнання та визначення
діаметрів трубопроводів і арматури;
встановлення початкових даних для наступних гех-
ніко-економічнпх розрахунків.
Розрахунок теплової схеми дає змогу визначити су-
марну теплсву потужність котельної для кількох режи-
мів її роботи. За відомими сумарними витратами пари
і гарячої воли вибираються тип, кількість та продуктив-
ність котлоагрегатів, після чого підбирається допоміжне
обладнання (теплообмінні апапатп, апаратура водопід-
готовки, насоси, баки та іп.).
Все вибране обладнання наноситься на розгорнуту
теплову схему котельної у вигляді умовних позначень
згідно із діючими стандартами. Умовними лініями зобра-
жуються також трубопроводи для різного виду рідин
і пари.
Розрахунок теплової схеми котельної ведеться мето-
дом послідовних наближень. Лля кожного з елементів
схеми складається рівняння теплового та матеріального
балансів, розв’язання якого дає змогу визначити неві-
домі витрати, теплові потоки і температури. Загальне
ув’язування цих рівнянь, число яких залежить від пара-
метрів теплоносіїв, системи гарячого водопостачання та
ряду інших умов, здійснюється складанням матеріали
ного та теплового балансів деаератора, куди спрямову-
ються основні потоки робочого тіла. Ряд величин, необ-
хідних для ув’язування рівнянь, дістають з розрахунку
елементів і пристроїв, пов’язаних з тепловою схемою.
При відсутності необхідних відомостей рядом величин
49
можна попередньо задатись, користуючись досвідом про-
ектування котелень.
Завдання початкових даних і наступні розрахунки
теплових схем котелень виконуються для таких харак-
терних режимів:
а)	у випадку промислово-опалювальної та опалюваль-
ної котелень це:
І — максимальний зимовий режим з розрахунковою
температурою зовнішнього повітря для проектування
опалення /р.о;
II — режим із середньою температурою найбільш
ХОЛОДНОГО МІСЯЦЯ /ср.х.мі
III	— режим із середньою температурою ЗОВНІШНЬОГО
повітря за опалювальний період /ср.о;
IV	— режим з температурою зовнішнього повітря
в точці злому температурної о графіка мережної води
^з.зл (при забезпеченні гарячого водопостачання; якщо
воно не потребується, то цей режим замінюється режи-
мом, який відповідає кінцю опалювального періоду
з ^зози = +8 °С);
V	— літній режим;
б)	у випадку опалювальної котельної при наявності
тільки опалювально-вентиляційного навантаження літ-
ній режим виключається, тому що котельна в цей період
не працює;
в)	у випадку промислової котельної це максимальний
зимовий режим і режим, що відповідає середній темпера-
турі найбільш холодного місяця, а також літній режим.
Дані, одержані для режиму І, використовуються при
виборі основного обладнання котельної.
За режимом II вибирається одинична потужність
котлоагрегатів, вирішується питання про встановлення
резервних котлів. Тут при рихоті з ладу одного котла
(найбільшого за продуктивністю) решта має. забезпечиш
необхідний відпуск теплоти па технологічні потреби,
опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання при
температурі зовнішнього повітря найбільш холодного
місяця.
Дані режиму III характеризують використання вста-
новленого обладнання і середню витрату теплоти на влас-
ні потреби котельної. Ці дані використовуються також
для розрахунку собівартості теплоти, що відпускається.
50
Таблиця 3.1 Початкові лані для розрахунку теплово? схеми котельної
Н я г м е в у в а нн я вел ич вн в	Позначення	Одиниця	
Температура зовнішнього повітря Температура повітря всередині опа- лювальних будівель Максимальний відпуск теплоти на опалення та вентиляцію будівель: житлових і громадських промислових Середній відпуск теплоти на гаряче водопостачання будівель: житлових і громадських промислових Максимальний відпуск теплоти на га- ряче водопостачання промислових під- приємств Відпуск пари виробничим спожива- чам * Повернення конденсату від виробни- чих споживачів ** Температура конденсату, шо повер- тається від виробничих споживачів ** Тиск пари, яка відпускається вироб- ничим споживачам (па виході з ко- тельної)** Вид палива Витрата пари на мазутне господар- ство Тиск пари пю витрачається на ма- вупте господарство (на виході з ко- тельної) Максимальна температура прямої ме- режної води Мінімальна температура прямої ме- режної води в точці злому її графіка Аіаксимальна температура поворотної мережної води Температура деаерованої води після деаераторів Питома ентальпія деаерованої води після деаераторів Температура сирої води: на вході в котельну перед хімічною очисткою Об’єм води в системі теплопостачан- ня відносно сумарного відпуску тепло- ти на опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання: міст і житлових районів промислових підприємств	'зони 'вн ^о. в тах ®о. I тах Г)СР. н г. в г п тах г. в ^спі °сп> 'к. СІ ^гп /) маз ^маз 'ітах 'ізл '2твх Т гл т\ г3 ж оСНСТ £снст	сс °С МВт МВт МВт МВт МВт кг/с кг/с °С МПа кг/с МПа °С °С °С °С кДж/кг °С °С кг/МВт 1 кг/МВт	»
52
3.7.	Розрахунок теплових схем котелень
Характеристику початкових даних і послідовність
ручного розрахунку теплових схем парових, водогрій-
них та пароводогрійних котелень подано в (4,15] для
таких їх видів:
а)	парової промислово-опалювальної з відпуском
теплоти при закритій і відкритій системах теплопоста-
чання;
б)	пароводогрійної промислово-опалювальної з від-
пуском теплоти при таких же системах теплопостачання;
в)	парової промислової;
г)	парової опалювальної з відпуском теплоти при
закритій і відкритій системах теплопостачання;
д)	водогрійної опалювальної при закритій системі
теплопостачання з приготуванням води для потреб гаря-
чого водопостачання у споживачів зі змішаним і пара-
лельним вмиканнями підігрівників, без забезпечення
гарячого водопостачання, з централізованим приготу-
ванням води для гарячого водопостачання всередині ко-
тельної;
е)	водогрійної опалювальної при відкритій системі
теплопостачання.
Рекомендації до розрахунку теплових схем котелень
на ЕОМ СМ-1407 і відповідні програми наведено в
[13, 14].
Як приклад розглянемо розрахунок теплової схеми
пароводогрійної промислово-опалювальної котельної з
відпуском теплоти при закритій системі теплопостачання
(див. рис. 3.5). Текст програми наведено в дод. 2.
Відповідно до завдання відомо: географічне положен-
ня котельної, що проектується, для якого за СНиП
2.01.01-82 знайдено температури зовнішнього повітря
в холодний період (розрахункові —для опалення /р.о та
вентиляції /р.в, середні —для опалювального періоду
/ср.о та найбільш холодного місяця /ср.х,м); типи паро-
вих і водогрійних котлів; вид використовуваного палива;
житлова площа чи зовнішній об’єм житлових будівель,
що опалюються; зовнішній об’єм промислових будівель,
які опалюються; число одиниць водоспоживання в жит-
лових приміщеннях і на промислових підприємствах;
тиск і витрата пари на технологічні потреби; тиск і вит-
рата пари на мазутне господарство (якщо паливом є ма-
зут); процентна частка повернення конденсату від тех-
нологічних споживачів і його температура.
51
Розг іхуикопі РЕЖИМИ					Примітка
1	п	НІ	IV	V	
—25	—6,6	—1.6	2,8*	-—	ЗаСНнІІ 2.01.01-82
18	18	18	18	—	Те саме
11,23	—	—	—	—	3 розрахунку теп- лових навантажень
5,5	—	—	—		1е саме
1,2	—	—					
0,02	—	—	—	—	
0,02	—	—	—	—	
12,5	12,5	12,5	12,5	12.5	За завданням
8,125	8,125	8,125	8,125	8.125	Іе саме
70	70	70	70	70	»
1	1	1	1	1	»
Мазут	Мазут	Мазут	Мазут	Мазут	»
1,75	1,75	1,73	1.75	1.75	>
1	1	1	1	1	»
150	—	—	—	—	»
—	—	—	70	—	»
70	—	—	—	—	>
104,2	104,2	104,2	101,2	104,2	3 таблиці [18] при р = 0,12 МПа
439,4	439,4	439,4	349,4	439,4	Те саме
5	5	5	5	15	ЗаСНиП 2.04.05-86
25	25	25	25	25	За вибором
43-103	43-10»	43-10’	43-ІСз	43- Юз	За |261
30,1-10»	30,1-10’	30,1-10’	30,1-Юз	30,1-103	Те саме
53
Найменування величини	Позначення	Одиниця	
Міра безперервного продування	П	%	
Питома втрата пари з випаром із деа- ератора Коефіцієнти:	^вип	кг/кг	
власних потреб хімічної водоочист- ки	лв. п в		
внутрішньокотельних втрат	^втр	—	
Тиск
Температура
Питома ентальпія
Параметри пари, вироблюваної
Рі	МПа
ті	°С
іі	кДж/кг
Параметри пари, що спрямовується споживачам
Тиск
Температура
Питома ентальпія
^ПІ	МПа
Тп1	°С
	кДж/кг
Параметри пари, яка спрямовується у водопідігрівальну		
	(після редукційної	
Тиск	Рі	МПа
Температура	та	°С
Питома ентальпія	*я	кДж/кг
Параметри пари, що утворюється		
Т иск	Рз	МПа
Температура	Т3	°С
Питома ентальпія	43	кДж/кг
Параметри пари, яка надходить
Тиск	Рі	МПа
Температура	т4	°С
Питома ентальпія	Ч	кДж/кг
	Параметри конденсату	
Тиск	Рз	МПа
Температура	Т5	°С
Питома ентальпія	Ч	кДж/кг
54
П подовження табл. 3.1
	Розрахункові режими					Примітка
	І	її	ПІ	IV	V	
	5	5	5	5	9	За вибором
	0,002	0,002	0,002	0,002	0,032	За даними ЦКТі
	1,2	1,2	1.2	1.2	1,2	За вибором
	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	І е саме
котлоагрегатом
1.4	1,4	1.4	1.4	1,1	
195	195	195	195	195	3 таблиць [18] при рі = 1,1 ЛІПа
2788,4	2788,4	2788,4	2788,4	2788,4	Те саме
(після редукційної охолодної установки)"'**
І І І
179,9	179,9	179,9
2777	2777	2777
1 1
179,9	179,9
2777	2777
З таблиць [18]
при р ( = 1 АІЯа
Те саме
установку мережної води, підігрівник сирої води і деаерап.ор
охолодної установки)
0.7	0,7	0.7	0,7	0,7	
161,96	164,96	164,96	164,96	164,96	3 таблиць [ 18] при р2 = 0,7 МПа
2762,9	2762,9	2762,9	2762,9	2762,9	Те саме
в сепараторі безперервного продування
0,17 115,2 2699,5	0,17 115,2 2699,5	0,17 115,2 2699,5	0,17 115,2 2699,5	0,17 115,2 2699,5	3 таблиць ] 18] при = 0,17 МПа Те саме
в охолод 0,12	ник випс 0,12	ру в деае 0,12	оатора 0,12	0,12	
104,2	104,2	104,2	101,2	104,2	3 таблиць [18]
2683,8	2683,8	2683,8	2683,8	2683,8	при р4 = 0,12 МПа Те саме
після ох 0,12	олодникс 0,12	і випару 0,12	0,12	0,12	
104,2	104,2	104,2	104,2	104,2	3 таблиць [18]
439,4	439,4	439,4	439,4	439,4	при р8 = 0,12 МПа Те саме
55
Найменування величини	Позначення	Одиниця	
Параметри продувальної ьоди на вході			
Тиск	Р1	МПа	
Температура	Ті	°С	
Питома ентальпія	Ч	кДж/кг	
Параметри продувальної води на виході			
Тиск	Рз	МПа	
Температура	Т3	°С	
Питома ентальпія	^8	кДж/кг	
Температура продувальної води після	^пр	°С	
її охолодника			
Температура конденсату, що надхо-	'к.в	°С	
дить від пароводяної установки гаря- чого водопостачання Температура конденсату після парово-	Т2	°С	
дяного підігрівника сирої води			
Питома ентальпія конденсату після	«я	кДж/м	
пароводяного підігрівника сирої води Температура води для підживлення	Т'	°С	
Коефіцієнт зниження витікання води в		—	
системі теплопостачання			
Розрахункова температура гарячої води в системі місцевого теплопоста-	'г.в	°С	
чання споживачів			
Температура поворотної мережпої во- ди від підігрівників гарячої води в		°С	
літній період Температура мережпої води:			
на виході з котла при спалюванні		V-/	
мазуту			
на вході в котел при спалюванні	/„ «о	сс	
газу			
Номінальна теплопродуктивність од-	£)НОМ	Г кал/год	
ного водогрійного котла (К.В-ГМ- 10) ****		(МВт )	
> Номінальна витрата води крізь водо-	6 лом	т/год	
трійний котел ****		(кг/с)	
Розрахункова паропродуктивність од- ного парового котла ДЕ-16-14ГМ (ДЕ-25-14ГМ) ****	ГаПІЛХ р	т/год	
* Значення встановлюється після його розрахунку.
♦* * *** **** При використанні споживачами пари різних параметрів відио
*** При споживанні пари з іншими параметрами раі, т„/та
**** Значення заносяться після визначення марки котлоагрегату.
5С
Продовження табл. 8.1
Розрахункові режими					Примітка
	П	111	IV	V	
в сепаратор безперервного продування
1.4 195 830,1	1,4 195 830,1	1,4 195 830,1	1,4 195 8<0,1	1,4 195 830,1	3 таблиць [18] при рі = 1,4 МП» Те саме
в сепаратора безперервного продування					
0,17	0,17	0.17	0,17	0,17	
115,2	115,2 483,2	115,2 483,2	115,2	115,2	3 таблиць [18] при ра = 0,17 МПа
483,2			483,2	483,2	Те саме
40	40	40	40	40	За вибором
—	—	—	—	80	Те саме
164,96	164.96	164,96 697,1	164,9 5	164,96	3 таблиць [18] при р, = 0,7 МПа
697,1	697,1		697,1	697,1	Те саме
70	70	70	70	70	За вибором
1	1	1	1	0,5	
(0	(0	60	60	60	
—	—	—	—	35	
150	150	150	150	150	
70	70	70	70	70	
10 <11,63)	10 (11.63)	10 (11,63)	10 (11,63)	10 (11,63)	За даними заводу- виготівиика
123,5	123,5	123,5	123,5	123,5	Те саме
(•14,4)	(3-1,4)	(34,4)	(34,4)	(34,4)	
16,56	16,56	16,56	16,56	16,56	>
(26,88)	(26 ,88)	(26,88)	(26,88)	(26,88)	
відно вводяться Осп/, 6СПІ., /к сґ,
та ііи визначаються окремо.
67
За формулами, наведеними в розд. ,1, визначено роз-
рахункові витрати теплоти на опалення житлових, гро-
мадських і промислових будівель, вентиляцію громад-
ських та промислових будівель, середню й максимальну
витрати теплоти па гаряче водопостачання житлових
громадських і промислових будівель.
Початкові дані для розрахунку теплової схеми ко-
тельної оформляємо у вигляді табл. 3.1.
Додатково до початкових даних приймаємо, що від-
пуск теплоти на опалення, вентиляцію та гаряче водопо-
стачання в зимовий період забезпечуватиметься водо-
грійними котлами, а на технологічні потреби і гаряче
водопостачання в літній періот— паровими, тобто водо-
грійні котли в літній період не працюють. І зряче водо-
постачання влітку забезпечується водонагрівальною
установкою, а підігрівники гарячого водопостачання у
споживачів вмикаються за паралельною схемою.
Розрахунок водогрійної частини теплової схеми ко-
тельної виконуємо для зазначених у початкових даних
п’яти режимів у такій послідовності:
1.	Температура зовнішнього повітря в точці влому
температурного графіка мережної води (режим IV), °С,
Із. зл =	— 0,354 (Дн — /р. о).	(3.1)
2.	Коефіцієнт зниження витрати теплоти на опален-
ня та вентиляцію залежно від температури зовнішнього
повітря (режими І....IV)
/,	__ ^вн Совн	/о О\
^о. в — "7
єн *р.О
причому для режиму І /го<Г) = 1.
3.	Розрахунковий відпуск теплоти на опалення та
вентиляцію (режими І...IV), МВт,
Со. в = (Оо. н шах + Оо. в шах) &о. в-	(3.3)
4.	Сумарний відпуск теплоти на гаряче водопостачан-
ня в зимовий період (режими І....IV), МВт,
Сг... = Сг.р-вж + С^р-вп.	(3.4)
5.	Сумарний відпуск теплоти на гаряче водопоста-
чання в літній період (режим V), МВт,
$г.в= 1Ж^}К4-ЗГГ.	(3.5)
6.	Температура мережної води на виході в котель-
ної, °С,
/х = 18+ 64,5/^4-67,5/?0.в,
(3.6)
58
причому для режиму І іі = 150 °С, а для режимів IV
і V /, = 70 °С.
7.	Температура поворотної мережної води після опа-
лення та вентиляції, °С,
#в = /і-80Ло.в,	(3.7)
причому для режиму І і^'в = 70 °С, а для режиму V
^•в = /2зл.
8.	Розрахункова витрата мережної води на опалення
за вентиляцію (режими [...IV), кг/с,
де св — питома теплоємність води, Дж/(кг • К).
9.	Витрата води на гаряче водопостачання у спожи-
вачів, кг/с,
<3’9>
Як зазначалось в розд. 1, підігрівники гарячого водо*
постачання у споживачів можуть вмикатись за змішаною
чи паралельною схемою. (Якщо 0,2 > ф™*/<?о.в > 1»
то вони приєднуються за паралельною схемою, в решті
випадків — за змішаною).
10.	При вмиканні підігрівників гарячого водопоста-
чання у споживачів за змішаною схемою:
а)	теплова потужність підігрівника першого ступеня
в зимовий період (режими І...IV), МВт,
<3*.. = 6Сг".с.[(ї “-(Л + 10)];	(3.10)
б)	температура поворотної мережної води на вході
в котельну (після місцевих підігрівників гарячого водо-
постачання), °С,
- с й. ./<«„. Л),	(з.п)
причому для режиму V /2 — 35 °С;
в)	теплова потужність підігрівника другого ступеня
в зимовий період (режими І...IV), МВт,
=	—<??..:	(3.12)
г)	додаткова витрата мережпої води на підігрівники
і іпячого водопостачання в зимовий період (режими
І..‘.IV, ), кг/с,
чг. в ,
6г. в
(3.13)
69
д)	витрата мережної води на підігрівники гарячого
водопостачання (режим V), кг/с*,
11.	При вмиканні підігрівників гарячого водопоста-
чання у споживачів за парелельпою схемою додаткова
витрата мережної води на ці підігрівники, кг/с,
о
(315)
12.	Розрахункова витрата мережної води на виході
з котельної, кг/с,
См = бо. в + 0г. в.	(3.16)
13.	Витрата води для підживлення на заповнення
витікань в тепловій мережі (постійна для режимів
{...IV), кг/с,
С0,75	,/упЖ	( /лср. ж\	І /Г»п	І
пні — |00 . 31’00 1'^°- “ гпах "* ^-г- 0 ' />-•• ’т ~г уЧіо. в шах г
+ <2гРв ) рекеті ^внт-	(3-17)
11	Витрата поворотної мережної води на вході в ко-
тельну, кг/с,
см. п = 6М - 0пит.	(3.18)
15.	Необхідна кількість водогрійнях котлів з округ-
ленням до найближчою більшого цілого числа (режими
І...IV), шт.,
/V»	(3.19)
к Л)иом	4	7
16.	Завантаження водогрійних котлів (режими І...
...IV), %,
= І0°- (3-20)
17.	Витрата води, що пропускається крізь один во-
догрійний котел (постійна для режимів І...IV), кг/с,
0., , =-------,	(3.21)
Св І^ітах ^2тах1 ІГежим 1)
* У літній період підігрівники гарячого водопостачання вми-
каються за послідовною схемою. Для спрощення розрахунку вва-
жаємо, що використовується підігрівник першого ступеня.
50
Одержане значення порівняємо з номінальною ви-
траюю води крізь котел 0”°“. Якщо 0и. к<Ок'Л то
далі покладаємо Св. к=0“ом.
18.	Витрата еоди, що пропускається крізь всі водо-
грійні котли (режими І...IV), кг/с,
О0.кї = дав.к.	(3.22)
19.	Температура мережної води на вході у водогрій-
ні котли (режими І...IV), °С:
при спалюванні мазуту
=	(3.23)
спив. кЕ
при спалюванні газу /в.ко = 70 °С для всіх режимів.
20.	Температура мережної води на виході з водогрій-
них котлів (режими І... IV), °С:
при спалюванні газу
о 4-0
/в. КІ = /В.К2+ °; -с- г-п,	(3.24)
свУв. к.Е
причому для режиму І /в>к1 = 150 °С;
при спалюванні мазуту /в.к1 = 150 °С для всіх ре-
жимів.
21.	Температура повороіної мережної води перед на-
сосами, °С:
а)	при вмиканні підігрівників гарячого водопоста-
чання у споживачів за змішаною схемою
і3 =	"Л7 °,шт-	(3.25)
< м
6)	при вмиканні підігрівників гарячого водопоста-
чання у споживачів за паралельною схемою
, С’Ч.п + гЧи,	,,„г,
‘з = —-----7:-------.	(3.26)
'м
причому для режиму І /3 = 70 °С.
22.	Витрата води на рециркуляцію, кг/с:
для режиму І
ОрЄц = 6В. кЕ —	(3.27)
для режимів І1...1У
Орец = о„.>г	(З-28)
*в. Кі ~ ‘з
61
23. Витрата води крізь перепуск, що
(режими П...ІУ), кг/с,
регуЛЮЄІ ЬСЯ
р ____ р 1*. НІ
'Лпер —	7~
'в. кі —
причому для режиму І Опер = 0.
24. Матеріальний баланс водогрійної частини котель-
ної за виробленою і відпущеною теплотою споживачам
(режими І...IV), кг/с,
Ом = (ОВ. КІ - Орец) 4" Опер-
25. Непогодженість
(3.29)
(3.30)
6СМ =
балансу, %,
О,
розрахунок можна вважати за-
• 100.
(3.31)
Якщо бСм<3°о, то
кінченим; при д</м>3% необхідно скоректувати почат-
кові дані.
Розрахунок парової частини теплової схеми котельної
виконуємо для максимального (зимового) режиму І і літ-
нього режиму V в такій послідовності:
1. Витрата редукованої пари на деаератор води для
підживлення, кг/с,
0,9Яг7-'сп — 0,98Тясв + (1 — 0.982) Тс*
Одр — 0вит
2. Витрата редукованої пари на підігрівники гаря-
чого водопостачання (режим V), кг/с,
глЛ р	СВ^ІЗЛ ^Зл)	/п
°бР = М- Л (Ч-^к. в) 0,98 •
Витрата конденсату, що надходить від підігрів-
гарячого водопостачання (режим V), кг/с,
с; = оїр.	(3 34)
Випар з деаератора води для підживлення, кг/с,
(3.35)
надходить
(«2 - свГ3)  0,98
. (3.32)
3.
ників
4.
^вип — с/випОВІІТ.
Витрата хімічно очищеної води, що
5.
в деаератор води для підживлення, кг/с,
ОХ. В. О = 0В|ІТ £?ПНП --------------- Од-
6. Температура хімічно очищеної води за
ком деаероваиої води, СС,
Т\ = Т3 +	— (Т — Т') • 0,98.
П Гк
(3.30)
ОХСЛОДІІІІ-
(3.37)
62
7.	Температура хімічно очищеної води, що надхо-
дить в деаератор води для підживлення, °С,
7”6 = 7\ + Рви".°4 ~ -5- • 0,98.	(3.38)
°х. в. о Св
8.	Витрата сирої води, яка відповідає витраті СІ. в.о.
кг/с,
с;.в = ^:|оС'х.в.о.	(3.39)
9.	Витрата редукованої пари для підігрівання сирої
води, кг/с,
Р = Сс. вс0. в (/-г _\-в) . о>98 •	(3 40)
10.	Витрата свіжої пари для зниження параметрів
пари редукційних охолодних установок (якщо вони ви-
користовуються), кг/с:
на зовнішнє споживання
(3.41)
11 д
па мазутне господарство
^ = ^3-7^’	(3.42)
11 ‘д
на деаератор води для підживлення, підігрівники га-
рячого водопосгачання (режим V) та підігрівник сирої води
^д = £)др^>;	(3.43)
11 ‘д
^=ОбЛр^^;	(3.44)
** *д
^ = 1>с.р^^.	(3.45)
Дальший розрахунок, пов’язаний з визначенням су-
марного парового навантаження котельної, виконуємо
методом послідовних наближень. В першому наближенні
витрату пари котельною розраховуємо без урахування
її витрати на деаерацію живильної годи і підігрівання
сирої вош, хімічно оброблюваної лля живленій: котлів,
а також без урахування внутрішньокотельиих втрат*,кг/с,
О = 2 ДХ + о: + Ос + Ой + О"3.	(3.46)
«= 1
* Витрату пари котельною з урахуванням цих додаткових її
витрат на власні потреби і внітрішньокотелькі втрати позначимо
63
12.	Внутрініньокотельні втрати пари, кг/с,
Ввтр ~ кв-цЕ) (або ^в^р — ^втр^сум) •	(3.47)
13.	Витрати продувальної води, що надходить в се-
паратор безперервного продування*, кг/с,
^пр~їоо^ (а^° ^пр ~ Тоб М •	(3.48)
14.	Витрата пари на виході із сепаратора безперерв-
ного продування, кг/с,
Вир = 0лрр-”'1~<'.	(3.49)
‘З —
15.	Витрата продувальної води на виході із сепара-
тора безперервного продування, кг/с,
Спр = бїПр — Опр'	(3.50)
16.	Витрата води на живлення котлів (на виході із
деаератора живильної води), кг/с,
= 2? -}- СПр (або = Осум + Опр). (3.51)
17.	Випар із деаератора живильної води, кг/с,
2-^ВИП “ ^ВИЛ^Ж"	(3.52)
18.	Витрата хімічно очищеної води, що надходить
в деаератор живильної води, кг/с,
б?х. В. О = £ РсП, бїсш-) -}- Опр 4“ Овтр 4“ 2^ВИП 4“
4- Р’д 4- 1>маз.	(3.53)
19.	Витрата сирої води, яка відповідає витраті Ох.в.о,
кг/с,
Сс.в = ^^.оОх.в.0.	(3.54)
20.	Загальна витрата сирої води, що надходить на
хімічну очистку, кг/с,
Ссві = б?с. в 4- б?с. в-	(3.55)
21.	Витрата редукованої пари для підігрівання сирої
води, кг/с,
• Безперервне продування здійснюється при 6пр >0 1'/ кг/с,
а сепаратор безперервного продування встановлює і ься при
0пр>0,27 кг/с.
14
або витрата свіжої пари для цієї самої мети, кг/с,
В?, п — &ср ? •	(3.5/)
22.	Загальна витрата редукованої пари для підігрі-
вання сирої води, кг/с,
£)сї — /Л-р 4" /^ср-	(3.58)
23.	Витрата котеисату, що надходить від підігрів-
ників сирої води в деаератор живильної води, кг/с,
Ссх = Осх-
(3.59)
24.	Витрата конденсату, що надходить від підігрів-
ників мережної води (режим V) і від зовнішніх спожива-
чів пари, кг/с,
Ск = 6б + V 0СПІ._
і-=і
(3.60)
25.	Сумарна витрата потоків води і пари, які надхо-
дять в деаератор живильної води (крім гріючої пари),
кг с,
Сх = Ок 4" в. о 4* СсЕ "Ь	(3.61)
26.	Температура хімічно очищеної води на виході
з охолодника продувальної води, °С,
Т, = Т, + 	(і, -	• 0,98.	(3.62)
с в17х. в. о
27.	Температура хімічно очищеної води на виході
з охолодника випару, °С,
Т5 = Тл + 0-^- (/, - і5) • 0,98.	(3.63)
х. в. в
28.	Середньозважена температура потоків води і па-
ри, які надходять в деаератор живильної води (крім
гріючої пари), °С,
/срзв — [ X ^сгп/к.т 4“ Об/к. в 4" Сс^ік с Сх. в ОТ5) Сп 4“
і=і
4“ О,.р/3 —	(СвСх) •	(3.64)
З 1-312	65
Рис. 3.7. Структура програмного забезпечення для розрахунку теп-
лової схеми котельної
дій над відносно невеликим (біля 150) числом парамет-
рів. Задачі такого типу зручно розв'язували як на міні-
ЕОМ (від СМ-1301 до СМ-1700), так і на персональних
комп’ютерах (ДВК-2М, «Искра-226», ЕС-1840, «Злек-
троника-85») з використанням програмного забезпечен-
ні) на алгоритмічній мові 5ЕИСИК.
Пакет програм включає в себе окремі програми, кож-
на з яких призначена для розрахунку теплової схеми ко-
гечьної певного типу і складається з чотирьох модулів
(рис. 3.7):
1)	програми введення початкових даних (використо-
вується для початкового формування масиву початкових
даних);
2)	програми редагування початкових даних (служить
для зміни деяких початкових даних при розрахунку-ва- х
ріантів схеми);
3)	програми розрахунку сумарного парового наван-
таження і кількості парових котлів, а також сумарного
відпуску теплоти і кількості водогрійних котлів котель-
ної;
4)	програми виведення результатів розрахунку.
Пакет програм створено на ЕОМ СМ-1407 в операцій-
ному середовищі РАФОС-2 (Т8-монітор).
Ефективна й зручна робота користувача при роз-
рахунку парової частини теплової схеми котельної забез-
3*
67
29.	Витрата редукованої пари на деаератор живиль-
ної води, кг/с,
п г ^-'срзв-О-98)^
Одр — Ох 0,д8 _ Тс»	(З.бо)
або витрата свіжої пари для цієї самої мети, кг/с,
£>д = /?др . ____________________-д .	(3.66)
1 д
ЗО.	Витрата пари на деаерацію живильної води і пі-
дігрівання сирої води, що хімічно очищається для жив-
лення котлів, кг/с,
Рх =	+ ос.	(3.67)
31.	Витрата пари котельною без урахування виутріш-
ньокотельиих втрат, кг/с,
О' = О + (Од+Ос).	(3.68)
32.	Внутрішньокотельні втрати пари, кг/с,
&
^втр-^Г^Г--	<3-69>
квтр
33.	Сумарна витрата пари котельною, кг/с,
ОСум = Р* 4- Овтр.	(3.70)
34.	Необхідна кількість парових котлів з округлен-
ням до найближчого більшого цілого числа [визначаємо
для кількох варіантів, які відрізняються між собою
разрахунковою паропродуктивністю О™.™ (т/год) одного
котлоагрегату], шт.,
/V" = £єум • 3(3.71)
к	г>тах	4	7
к. р
35.	Завантаження парових котлів для прийнятих
у п. 34 варіантів, %,
• 3-6
• >00-	(3-72)
^к. ру*к
- Розрахунок теплової схеми котельної за наведеними
формулами погребує великої кількості арифметичних
6Є
від одного до чотирьм
змінюваних
параметрів
Номер елемента,
що редагуеть ся
Початок )
П'ять змінювань
параметрів
Паливо •
мазут
/7.4
П.13
п.є
П.8
П.9
П10
Вивір
котлоагрегатів
Розрахунок сумарного парового
навантаження в режимах й...Х
змінюваних парамет-
П.з
рів

номерирежи мів
елєментів,що
редагуються,
Паливо -
газ
витрата
конденсаті
мазутного^
'господарство
Друкування почасових
даних
Значення
параметрів різні
Зяа еннл всіх
параметрів
,одникові
Розрахунок сумарного парового
навантаження 8режимі І
Продовження розрахунку для
нових значень початкових
даних	І
1
П.12
П.11 \у—.—
ІЗакінчити
розрахунок
( Кінець )
1
Рис. 3.8. Приклад структури діалога при розрахунку парової ча-
стини теплової схеми котельної
печується в діалоговому режимі Приклав структури діа-
лога подано на рис. 3.8, а зміст його такий:
Номер	Зміст діалога
запитання
діалога
1	Для розрахунку теплової схеми котельної необхідно
ввести всі початкові дані або відредагувати величи-
ни, які вже є на носію
2	Введіть номер елемента, що редагується
З	Введіть кількість змінюваних параметрів
4	Введіть номери режимів, розділивши їх клавішею
<ВК>
5	Чисельні значення параметрів для всіх режимів одна-
кові? (0 — так, 1 — ні)
6	У цій тепловій схемі для нагрівання сирої води мож-
на використати теплоту конденсату мазутного госпо-
дарства або пару після редукційної охолодної уста-
новки.
7	Введення початкових даних закінчено; іцо б Ви ви-
знали за краще: розпочати розрахунок чи надрукува-
ти початкові дані для їх перевірки?
8	Друкування початкових даних закінчено; можна
розпочинати розрахунок чи необхідно'виправити де-
які елементи?
9	За обчисленим сумарним паровим навантаженням
котельної треба вибрати марку котлоагрегатів
10	Вас улаштовує завантаження працюючих котлоагре-
гатів?
11	Ви розглядатимете залежність кінцевих параметрів
від різних варіантів початкових даних? (0 — так,
1 — ні)
12	Є ще бажаючі попрацювати? (У/К)
4 13 Введіть чисельне значення параметра
14 Після закінчення редагування натисніть на клавішу
<ВКз>; для продовження редагування наберіть но-
мер елемента, а потім натисніть на клавішу <В1\.>
15 Ви розглядатимете к-й нарізні?
Аналіз ефективності автоматизації розрахунків по-
казав, що ручний розрахунок (із застосуванням мікро-
калькулятора БЗ-З’) одного з варіантів теплової схеми
котельної потребує не менш як 7 гол. праці кваліфікова-
ного проектувальника, а час автоматизованого розрахун-
ку становить не більш як 20 хв. Таким чином, застосу-
вання автоматизованого розрахунку теплових схем ко-
телень при їх курсовому та дипломному проектуванні
сприяє здійсненню багатоваріантного розрахунку і роз-
_ в’язанню оптимізаційпої задачі проектування.
Результати зразкового розрахунку теплової схеми
Е котельної, що стосуються вибору її допоміжного облад-
нання та трубопроводів, наведено в табл. 3.2 і 3.3.
70
Таблиця 3.2. Результати зразкового розрахунку парової
частини теплової схеми котельної
На.іменув іння величини	Позна- чення	Одиннцн	Розрахункові режими	
			І (ЗИМОВІЇ!.)	V (літній)
Витрата редукованої пари на:	^ДР		о.н	0.0'1
деаератор води для піджив* ЛЄНІІЯ		кг/с		
підігрівники гарячого водопо- стачання		кг/с	—	0,62
підігрівання сирої води		кг/с	0,44	0,41
деаератор живильної води Витрата хімічно очищеної води, що надходить в деаератор:	^ДР	кг/с	1,46	1,48
води для ПІІ4КМВЛЄННЯ	Сх. ... о	кг/с	1,36	0,68
живильної води Температура хімічно очищеної води:	Сх. в. о	кг/с	7,33	7,32
за охолодником деаерованої води	Л	°С	61,1	61,2
тої, що надходить в деаера- тор во їй для підживлення	Л	°С	62,2	62,4
на виході з охолодника про- дувальної води	т4	°С	32,4	32,6
на виході з охолодника ви- пару Витрата продувальної води:	ть	°С	34,9	35,2
тої, що надходить в сепара- тор безперервного продуван- ня	^лр	кг/с	0,83	0,86
на виході з сепаратора без- перервного продування	^пр	кг/с	0,73	0,76
Витрата пари на виході з сепа- ратора безперервною проду- вання	^ир	кг/с	0,1	0,1
Витрата води на живлення кот- лів (на виході з деаератора жи- вильної води)	Сж	кг/с	17,42	18
Загальна витрата сирої води, що надходить па хімічну очи- стку	Сс. вЕ	кг/с	10,42	9,6
Сумарне парове навантаження котельної	Ясум	кг/с	16,6	17,2
Кількість парових котлів, які працюють *	/V" к	шт.	4 3	4 3
Завантаження парових котлів, які працюють *	лп	/0	90 74	93 76,5
’В чисельнику — котли ДЕ-16-14ГМ (О™арх = 16,56
в знаменнику — котли ДЕ-25-14ГМ (£) ™рх = 26,88 т/год).
т/год),
71
Таблиця 3.3. Результати зразкового разрахунку водогрійної частини теплової схеми котельної
Найменування величний	Позначення	Одиниця	Розрахункові режими				
			І	II	111	IV	V
Відпуск теплоти на: опалення та вентиляцію	в	МВт	16,73	9,55	7,61	5,91	—
гаряче водопостачання	. в	МВт	1,22	1,22	1,22	1,22	1,58
Сумарний відпуск теплоти на спалення, вентиляцію та	в+Фг. в	МЕт	17,95	10,77	3,85	7,13	1,58
гаряче водопостачання Температура мережної води: прямої па виході з котельні	'і	°С	150	97,9	£3 2	70	70
поворотної на вході в котельну	11	°С	70	52,1	46,7	41,7	И,7
па вході у водогрійні котли	^в. к2	“С	87,7	7-1,5	89	1 іо,7	—
па виході з водогрійних котлів	1а. кі	°С	150	150	130	130	—
поворотної перед мережними насосами	^3	°С	70	32,6	47	! . 	42,4
Витрата воли:
для підживлення на заповнення витікань в тепловії*
мережі
поворотної мережної
па рециркуляцію
крізь регульований перепуск
крізь водогрійний котел (С?в. К = 6”ОМ)
крізь всі водогрійні котли
Кількість працюючих водогрійних котлів
Завантаження працюючих водогрійних котлів
Витрата мережної води на виході з котельні:
розрахункова
дійсна
Непогодженість матеріального балансу
СВ1І7	кг/с	1,46	1,46	1,46	1,45	0,73
°м.п	кг/с	52,04	54,76	56,4	58,7	12,57
срец	кг/с	15,3	7,75	13	18,7	—
^пер	кг/с	0	30,1	37,5	44,8	—
&В. к	кг/с	04,4	34,4	34,4	34,4	—
°в.к2	кг/с	68,8	34,4	34,4	34,4	—
	шт.	2	1	І	1	—
зав	%	77	92,5	75,9	61,1	—
С.М	кг/с	53,5	56,22	57,85	60,15	13,3
	кг/с	53,5	56,7	53,9	60,5	—
	%	0	0,8'5	1,8	0,6	—
Розділ 4
ВИБІР ОСНОВНОГО
! ДОПОМІЖНОГО ОБЛАДНАННЯ КОТЕЛЬНОЇ
4.1.	Вибір котлоагрегатів
В котельнях, які входять до складу систем централі-
зованого теплопостачання, застосовуються парові кот-
лоагрегати з природною циркуляцією й перегрівом або
без перегріву пари, прямоточні водогрійні котли та ком-
біновані пароводогрійні котлоагрегати.
Парові котлоагрегат за продуктивністю і тиском па-
ри умовно поділяються на:
котлоагрегати малої (до 25 т/год), середньої (35...
75 т/год) і великої (100; 160 т/год) паропродуктивності;
котлоагрегати низького (1,4; 2,4 ДІПа) і середнього
(4 МПа) тиску.
Водогрійні котли за теплопродуктивністю поділя-
ються па котли малої Ідо 10 Гкал/год (11,03 МВт)], се-
редньої 120; ЗО Гкал/год (23,26; 34,9 МВт)] і великої 150;
100; 180 Гкал/год (58,15; 116,3; 2б9,34 МВт)] теплопро-
дуктивності.
Парові котли малої продуктивності. Бійським котель-
ним заводом випускаються газомазутні типу ДЕ паро-
продуктивністю 4; 6,5; 10; 16 і 25 т/год парові котли,
а також котли типу КЕ паропродуктивністю 2,5; 4; 6,5;
10 і 25 т/год, іцо працюють па твердому паливі з шаро-
вими топками і тиском пари 1,4 та 2,4 МПа. Вони ви-
робляють насичену або перегріту пару з температурою
іп.п = 225 °С, яка спрямовується на технологічні потре-
би промислових підприємств. Характеристики цих кот-
лів наведено в табл. 4.1 і 4.2.
Парові котли середньої продуктивності. Виробничим
об’єднанням «Бєлгородський завод енергетичного ма-
шинобудування» випускаються: газомазутні типу БМ
паропродуктивністю 35 т/год з тиском 4 МПа і темпера-
турою перегрітої пари = 440 °С котли, які можуть
працювати при тисках 1,4 та 2,4 МПа й виробляти на-
сичену чи перегріту з температурою = 250 гС пяру;
газомазутні типі' ГМ паропродуктивністю 5') т'год з тис-
ком 1,4 МПа насиченої (ГМ-50-14) або перегрітої в тем-
пературою /п.п = 250 °С (ГМ-50 14/250) пари котли,
а також пиловугільні типу К паропродуктивністю
50 т/год з тиском пари 4 і 1,4 МПа котли, розраховані
74
Т Стіг п я 4.1. Характеристики газома.тутпих гарових котлів типу ДЕ
Найменування харзкіеристики	Марка котла				
	ДЕ-4-І4ГМ	ДЕ-6.5-1-ІГМ	ДЕ-10-14ГМ	ДЕ-16-! «ГМ	ДЕ-25-14ГМ
Паропродуктивність, т/год	^.11	6,73	10,35	16,56	26,88
Тиск на н, МПа	1.4	1.4	1.4	1.4	1,4
Температура пари,"С: насиченої	194	194	194	194	194
перегрітої	225	225	225	225	225
Площа поверхонь нагрівання, м2: ра аіаційної	22	28	39	49,2	64
конвекіявної	48	67	116	155	230
К к. д (%) при спалюванні: мазуту	8«,7	89,3	98.9	90.1	91,4
газу	<0.3	91	92.2	91.8	92,8
Тип пальників	ГМ-2,5	ГМ-4,5	ГМ-7	Г Хі 10	ГМ-16
Розрахункова витрата палива: мазут, кг год	286	461	698	1127	1736
газ, м3,'год Температура газів за котельними пуч Ками ('С) при спалюванні: мазуту	304	489	743	1194	1845
	377	362	306	361	378
газу	325	310	264	310	320
Температура газів за економайзером (°С) при спалюванні: мазуту	192	191	172	194	172
газу	156	155	143	157	140
Опір газоходів. Па	485,6	905,5	1540,2	1668.5	2701
Тип димососа	ВДН-9	ВДН-10	ВДН-10	ДН-11.2	ДН-12,5
Опір повітряного тракту, Па	922,1	11183	1216,4	1697.1	1824,7
Тип вентилятора	ВДН-8	ВДН-9	ВДН-10	ВДН-11,2	ВДН-11,2
абляця 4.2. Характеристики парових котлів типу КЕ, що працюють на твердому паливі
Найменування характеристики	Марка котла				
	КЕ-2.5-14С	КЕ-4-14С	КЕ-6.5-14С	КЕ-І0-14С	КЕ-25-І4С
П Ц'опродуктнвіїість, т/год	2,5	4	6,5	10	25
Тиск пари, МПа	1,4	1,4	1.4	1.4	1.4
Температура пари, °С: насиченої	194	194	194	194	194
слазкоперегрітої Площа поверхонь нагрівання, м2: радіаційно?	225	225	225	225	225
	19	20,5	24,8	30,3	92,1
коїівектнвної	62	94	149	214	418
К. к. д. при спалюванні кам’я НОГО ВУГІЛЛЯ, %	81...83	81...83	81...83	81...83 ТЛЗМ-2700/3000	87 ТЧЗМ-27 0/5600
Тип топкового пристрою	ЗП-РПК-2-ІЄ00/1525	ТЛЗ'4-1870/2400	ТЛЗМ-18 70/3000		
Р-ізріхіНкова витрата палива, кг тод	—	1120	1500	2270	55С0
Температура газів (°С) за: котельними пучками	—	290	310	310	395
економайзером	—	165	160	1(0	191
Опір газоходів, Па	—	1422,5	1414,3	1487,9	1542,8
Тип димососа	—	ДН-9	ДН-11,2	ДН-12,5	ДІ1-15
Опір повітряного тракту, Па	—	760.3	760,3	760,3	891,8
Тин вентилятора	—	ВД11-8	ВДН-8	ВДН-9	ВДН-Г>,5
Таблиця 4.3. Характеристики парових котлів серепньої продуктивності
	Марка котла		
Найменування характеристики	БМ-35	ГМ-50-14	К-50-40/Н
Паропродуктивність, т/год Тиск пари, МПа Температура, С: перегрітої пари живильної води повітря на виході з повітропі- дігрівіпіка газів, які відходять к. к. д брутто, % Площа поверхонь нагрівання, м2: радіаційної (топки) котельного пучка фестону пароперегрівника водяного економайзера повітропідігрівника Опір газоходів, Па	35 4 440 115 117 (газ) 156 (мазут) 158 (газ) 178 (мазут) 90,8 (газ) 89,7 (мазут) 131 39 1 271/209 (газ) 336/304 (мазут) 554 800 500	50 1.4 250 100 145 (газ) 181 (мазут) 126 (газ) 155 (мазут) 92 (газ) 91 (мазут) 158 344 32 165 1062 496 3080 (газ) 2855 (мазут)	50 1.4 250 100 335 (кам’яне вугілля) 375 (буре вугілля) 136 (кам’яне вугілля) 151 (буре вугілля) 91 (кам’яне вугілля) 89,8 (буре в\ гілля) х 224 180 22 50 602 (кам’яне вугілля) 678 (буре вугілля) 2473 1109 (кам’яне вугілля) 1825 (буре вугілля)
на камерне спалювання твердого палива. Характеристи-
ки цих коглів уміщено в табл. 4.3.
Водої рійні котли. Випускаються теплопродуктивні-
стю 4, 6,5; 10; 20; ЗО; 50; 100 і 180 Гкал/год для роботи
на газі, .мазуті й твердому паливі. Температура води на
виході з котлів теплопродуктивністю 20 Гкал/год і нижче
встановлюється до 150 иС, а па виході з котлів теплопро-
дуктивністю ЗО Гкал/год і вище може підвищуватись до
200 °С. Тому трубну частину перших розраховують на
тиск 1,6 МПа, а других — на тиск 2,5 ДІПа. Характери-
стики цих котлів наведено в табл. 4.4...4.6.
Вибір типу й кількості котлоагрегатів. Цей вибір за-
лежить від виду і способу спалювання використовува-
ного палива, виду теплоносія та його параметрів. Кіль-
кість і одинична продуктивність котлів визначаються
розрахунковими паропродуктивністю й тепловою потуж-
ністю котельної. Для зменшення капітальних і експлуа-
таційних витрат доцільно встановлювати в котельній
однотипові котли з однаковою паро- й теплопродук-
тивністю.
На кількість котлоагрегатів, які встановлюються,
впливають вимоги, що ставляться до надійності теплопо-
стачання споживачів. Останні поділяються на дві кате-
горії:
першу, до складу якої входять споживачі, порушення
теплопостачання яких пов’язане з небезпекою для життя
людей і значним збитком народному господарству (якщо
котельна є єдиним джерелом теплопостачання);
другу, до якої належить решта споживачів теплоти.
Для котелень будь-якого типу, що обслуговують спо-
живачів теплоти другої категорії, кількість парових і во-
догрійних котлоагрегатів вибирається за максимальним
відпуском теплоти у вигляді пари та гарячої води:
Д^к = ОсуЖом; Аг« = <2Т/Ском, (4.1)
де Е>сум — сумарне теплове навантаження котельної за
парою, одержане при розрахунку її теплової схеми для
максимального зимового режиму, т/год; Е>"ом — номі-
нальна продуктивність одного парового котла, т/год;
— сумарний відпуск теплоти водогрійними котлоагре-
гатами, одержаний при розрахунку теплової схеми ко-
тельної для максимального зимового режиму, АІВт
(Гкал/год); Ок 1 — номінальна теплопродуктивність од-
ного водогрійного котла, МВт (Гкал/год).
78
Т аблния 4.4. Характеристики газомазттнпх водогрійних котлів типу КВ-ГМ малої та середньої теплопродуктивності
Н.і.іменування характеристики	Марка котля				
	КВ-ГМ-4	КВ-ГМ-6,5	кв-гм-іо	КВ-ГМ-’О	кв-гм-зо
Теплопродуктивність, Гкал/год (МВт) Витрати:	4 (4,65)	6.5 (7,56)	10(11,63)	20 (23,26)	ЗО (34,9)
води, г/год	49,5	80	123.5	217	370
газ), ма/іод	515	830	12(0	2520	3680
мазуту, к г/год Площа поверхонь нагрівання, м2:	500	809	1220	2150	3490
радіаційної	38,6	48,9	53.6	105.6	126,9
конвективної Температура газів, які відходять (°С), при спалюванні:	88,7	150,4	221,5	40 і,5	592,6
газу	150	153	185	190	160
мазуту К. к. д. при номінальному навантаженні (%) ' спалюванні:	245	245	230	212	250
газу	90,5	91,1	91,9	91,9	91,2
мазуту Опір газоходів (Па) при спалюванні:	86,4	89	88,4	88	87,7
газу	216,8	224,6	451,3	588,6	657,3
мазуту	253,1	256	451,3	588,6	657,3
Гідравлічний опір, кПа	116,738	117,23	147.15	225,63	186,39
Опір повітряного тракту з пальниками, Па	—	—	1323	1764	2744
Таблиця 4.5. Хаг-актеппстіїкп водогрійних котлів типу КВ-ТС малої та середньої теплопродуктивності
з ша-юшім спалюванням твердого палива
НаПченувашія характеристики	Марка котла					
	КВ-ТС-4	КВ-ТС-6,5	КВ-ТС-10	КВ-ТС-20	кв-тсв-ю	КВ-ТСВ-20
Теплопродуктивність, Гкал/год (МВт) Витрата вугілля, кг/год:	4 (4,65)	6,5 (7,56)	10(11,63)	20 (23,26)	10(11,63)	20 (23,26)
ірша-бородинського	1280	2 ОГО	—	—	3140	6290
мінусинського К. к. д. брутто (°/о) при спалюванні вугілля:	875	1420	2160	4.120	—	—
ірша-бородинського	81,1	82,1	—	—	82,8	82,5
мінусинського	81,9	82,2	80,9	80,7	—	—
Температура газів, то відходять (°С) Плчща поверхонь нагрівання, м2:	225	225	220	230	205	218
радіаційної	38,66	48,9	55,9	82,8	55,9	82,8
конвективної (включаючи фестон)	88,7	150.4	229	417	229	417
повітропідігрівника	—	—	—	—	365	728
Температура гарячого повітря, °С Опір газоходів (Па) прн спалюванні вугіл- ля:				—	210	226
ірша-бородинського	411	426,7	657,3	853,5	981	1п39,9
мінусинського	367,9	387,5	—	—	—	—
Розрахунковий тиск води ЛІГЇа	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2.5
Мінімальний тиск води на виході, МПа	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Витрати води, т/год	49,5	80	123,5	247	123,5	247
Гідравлічний опір, кПа	101,8	10.5,4	117,7	206	107,9	186,4
Таблиця 4.6. Характеристики газомазутних водогрійних котліи
тилу КВ-ГЛЇ великої теплопродуктивності
ІІай.меиу в;піня характеристики	Марка котла	
	КВ-ГМ-50	КВ-ГМ-КЮ
Теплопродуктивність, Гкал/год (МВт)	50 (58,15)	100 (116,3)
Робочий тиск, МПа Витрата палива:	1...2.5	1...2,5
газу, м3/год	6260	125520
мазуту, кг/год Площа поверхонь нагрівання, м2:	5750	11 503
радіаційної	245	325
конвективпої Температура газів, що відходять (°С), при спалюванні:	1223	2385
газу	140	140
мазуту К. к. д. (7о) при спалюванні:	180	1с0
газу	92,5	92,5
мазуту Ви грати води (т/год) в режимах:	91.1	91,3
основному	618	1235
максимального навантаження Гідравлічний опір (кПа) в режимах:	12’0	2-1(0
основному	130,5	к 1,9
максимального навантаження	73,6	/7,5
Опір газоходів. Па	981	1189
Опір повітряного тракгу з пальника- ми, Па	2354	204 1
Одержані за формулою (4.1) значення /V" > за-
округлюються до найближчих більших цілих чисел.
У котельнях, які обслуговують споживачів теплоти
першої категорії, додатково встановлюється резервний
котел такого самого типу.
4.2.	Вибір насосів
В котельнях залежно від їх призначення встановлю-
ються такі насоси: мережні, рсциркуляційні, для під-
живлення, живильні, конденсатні, для подавання води до
ежекторів, для подавання сирої води, гіг соси-дозатори
та ін.
Вибираються насоси за таблицями їхніх технічних
характеристик з урахуванням необхідних подачі та на-
пору. Насоси бувають відцентрові з електричним приво-
дом і поршневі з паровим приводом.
Мережні насоси призначені для забезпечен-
ня циркуляції води в теплових мережах. їхню подачу
81
(м3/год) визначають ча максимальною масовою витратою
мсрожної води 6Г1І, одержаною при розрахунку теплової
схеми котельної:
^.„ = ^•3600.	(4.2)
Рм
Тут і далі р з відповідним індексом — густина води, що
перекачується (кг/м3), при її середній температурі.
Згідно з Правилами Держтехнагляду в котель-
ній має бути встановлено пе менше двох мережних насо-
сів. Сумарна подача їх має бути такою, щоб при виході
з ладу будь-якого з насосів решта забезпечувала пода-
вання максимальної масової витрати мережної води.
У котельнях з літнім режимом гарячого водопоста-
чання мережні насоси вибираються з урахуванням ре-
жиму роботи теплових мереж, тобто в таких котельнях
доцільно встановлювати спеціальні «літні» мережні на-
соси.
Вибираючи напір насоса, необхідно враховувати гід-
равлічний опір мережі (Дрм, МПа) при розрахунковій
максимальній вігі раті мережпої води, а також втрати
напору у вотогріпинх коїчоагрегатах (\р„. к, МПа) або
у водопідігрівальній установці мережпої води (Дрв.у.
МПа) і з’єднувальних трубопроводах (Артр, МПа) із
запасом 10...15% па иеідентпчпость характеристик на-
сосів і підвищення гідравлічного опору мережі (котла
та іншого обладнання) в процесі її експлуатації:
/7м.в=(1,1...1,15)(Арм +А/?в.к +Др..у+ ^/’тр)- (4.3)
Вибір насоса для заданих умов ного роботи здійсню-
ється шляхом графічного суміщення паспортної харак-
теристика насоса та розрахованої характеристики ме-
режі. Якщо точка перетину цих характеристик знахо-
диться на ділянці характеристики насоса, в межах яко'»
тавод-внготівпик гарантує його стійку роботу, то вибра-
ний насос задану подачу і необхідний напір забезпечує.
При виборі насосів для паралельної роботи па загаль-
ну теплову мережу спочатку будують умовну характери-
стику теплової мережі, яку дістають діленням витрат
води при довільно вибраних напорах на число паралель-
но працюючих насосів. Точка перетину цієї характери-
стики з паспортною характеристикою насоса дає змогу
визначити папір і витрату води крізь один насос.
Мережні насоси рекомендується встановлювати одно-
типовими, щоб поліпшити їх експлуатацію та виконання
ремонтних робіт.
62
Як мережні можна використовувати відцентрові на-
соси типів С.Л. (одностороннього всмоктування з підпором
0,6... 1 МПа), СЗ (горизонтальні спіральні з двостороннім
підведенням води і підпором 0,35...2,5 МПа для во-
ди з температурою 180 °С), Д (©двоступінчасті двосто-
роннього всмоктування для води з температурою до
100 °С і підпором до 0,2 МПа), К (консольні) та КМ (мо-
ноблочні)— ©двоступінчасті горизонтальні з односто-
роннім всмоктуванням призначені для води з темпера-
турою до 105 °С і підпором 0,2 МПа.
Р е и в р к у л я ц і й ні насоси застосовуються
в теплових схемах водогрійних котелень. Подачу цих
насосів (м3/год) визначають за масовою витратою води
на рециркуляцію 0Рец, одержаною при розрахунку теп-
лової схеми котельної:
17рєц=£е£ї . 3600.	(4.4)
!‘рец
Напір рециркуляційних насосів вибирається залеж-
но від гідравлічних опорів водогрійного котла (Д/?п к,
МПа) та трубопроводів, які з’єднують насоси з котлом
(Дрір, МПа)":
Дрец — к 4~ Ртр~	(4.5)
Як рецнркуляційні використовуються відцентрові
насоси типу ПКу, що працюють при температурах до
210...225 °С з напором 0,3...0,5 МПа і подачею 90...
250 м3/год.
Насоси для підживлення вводяться
з метою заповнення витікань води в закритих системах
теплопостачання, а також для покриття витрати води на
гаряче водопостачання і витікання у відкритих системах
теплопостачання.
Подача насосів для підживлення (м3/год) в закритих
системах теплопостачання визначається за подвоєною
масовою витратою води для покриття витікань з тепло-
вих мереж (2 Опш), чим забезпечується можливість їх
аварійного підживлення:
20
Ун. П = -^-Т • 3600.	(4.6)
І'піїт
Подача насосів для підживлення (м3/год) у відкритих
системах тетоіюстачания обчислюється за сумою масо-
вих витрат води для покриття її максимальної витрати
83
на гаряче водопостачання та подвоєної витрати для по-
криття витікань (Сг.с + 20Пцт):
+	3600.	(4.7)
V Г. В "вііТ /
Папір насосів для підживлення визначається за су-
мою тиску воли в поворотній магістралі (рпов, МПа) та
гідравлічного опору трубопроводів, а також арматури
лінії для підживлення:
Дн. п == Рпов Н- Артр-	(4.3)
Насосів для підживлення має бути не менше двох,
один з яких є резервним. Ці насоси можна використову-
вати як клітні» мережні, що зменшує капітальні витрати
на обладнання котельної.
Як насоси для підживлення застосовуються відцент-
рові насоси типів К і КМ, Д, П.П (багатоступінчасті го-
ризонтальні спіральні з одностороннім підведенням води
при температурі до 100 °С і підпором до 0,25 МПа), ЦНС
(багатоступінчасті секційні, що працюють при темпера-
турі води до 60...80 °С з підпором до 0,3 МПа), ЦІ1СГ
(допускають підвищення температури води, яка перека-
чується , до 105 °С).
Ж и в и л ь н і насос и встановлюються в парових
котельнях і можуть бути як відцентровими, так і порш-
невими. Таких насосів з незалежним приводом має бути
не менше двох. Один чи більше живильних насосів мають
бути з паровим приводом. Допускається, щоб усі живиль-
ні насоси мали паровий привод, а при наявності двох не-
залежних джерел живлення котельної електричною
енергією — електропривод.
Сумарна подача живильних насосів (м3/год) визна-
чається за розрахунковою паропродуктивністю котло-
агрегатів Осум 8 урахуванням витрат води на безперервне
продування котлів (Спр) і редукційні охолодні установи
(Ср.о.у) при запасі в 10%:
Уж =1,1	у . 2600.	(4.9)
•Ж
При цьому кількість живильних насосів вибирається
такою, щоб у разі виходу з ладу найпотужнішого з них
решта забезпечувала зазначене подавання живильної
води.
Напір живильних насосів обчислюється за формулою
Я« = 1,15 (Рб — рд)+ Дрсум + Дг, (4.10)
84
де р\— максимальний надлишковий тиск у барабані кот-
ла, МПа; рд — надлишковий тиск у деаераторі, МПа;
Лрсум — сумарний гідравлічний опір всмоктувальною
й напірного трактів живильної води, МПа; Нг — опір,
спричинений різницею рівнів води в барабані котла та
деаератора, МПа.
Як живильні використовуються насоси типів ЦНСГ.
ПЗ (відцентрові з електричним приводом), ЦВ (відцент-
рові вихрові)—для котлів малої паропродуктивності;
ПНП-1 (поршневі з паровим приводом).
Кон де нсатп і насоси призначені для пере-
качування конденсату з баків або водопідігрівальних
установок у деаератори. Подача цих насосів (м3/год) виз-
начається за максимальною масовою витратою кондеп-
са ту Оконд-
УІОІІЛ=£™. ЗС00.	(4.11)
• К<>ИД
Конденсатних насосів має бути не менше двох. Для
визначення їхнього напору (МПа) розраховують гідрав-
лічні опори коиденсатопроводів (А/?тр, МПа), які підсумо-
вують з тиском у деаераторі (дд, МПа) та гідростатичним
напором через різні місця встановлення насоса і деаера-
тора (Дг, МПа):
Н конд — Дртр+Рд + Яг.	(4.12)
Конденсати і насоси слід установлювати таким чином,
щоб конденсат з бака надходив до них самопливом з до-
статнім підпором. Якщо ж бак і насос розміщені на од-
ному чи близьких рівнях, то темпсргітура конденсату має
бути не вище вії 80 °С, інакше він може закипіти у всмок-
тувальному патрубці.
Як кондепсатні застосовуюті ся насоси типів КС і КД
(горизонтальні односторонньою всмоктування) при тем-
пературах конденсату до 120 "С з підпором не менш як
0,0° МПа.
Насоси для подавання води до ежек-
торів вводяться в теплові схеми котелень з вакуум-
ною деаерацією й призначені дня подавання воїн ю
ежекторів, які відсмоктують випар з деаератора. Подача
і напір цих насосів визначаються з розрахунку ежекто-
рів. Для вакуумних деаераторів різних типів значення
цих величин наведено в табл. 4.7.
Насосів типу К для подавання води до ежекторів має
бути не менше двох.
85
Таблиця 4.7. До визначення характеристик насосів
для подавання годи до ежекторів при температурі । оґочої води
«на їхньому вході не вище від ЗО °С
Тип вакуумного дг аерито рн	Витрата г«зів, які ВІДСМОКТУ- ЮТЬСЯ. кг/год	Витрата робочої води (подача насоса), т год	Тиск робочої води (папір насоса), МПп
ДВ-'х -13	1,2	10	0,28
ДР-25; -50	1,35... 3,8	зо	0,25
.ДВ-75; -100	3,5... 10	00	0.31
ДВ-150; -200	6,8... 15	100	0,22
. ДВ-.'00; -400	17...45	220	0,32
ДВ-Ч00; -1200	85	340	0,23
ДВ-1600	110	600	0,25
Насоси для подавання сирої води
вмикаються між джерелом водопостачання та системою
волопідготовки котельної. Подача цих насосів (м8/год)
визначається за масовою витратою сирої води 0с.в, одер-
жаною при розрахунку теплової схеми котельної:
6
І/С.в = —• 3600.	(4.13)
Рс. в
їхній напір залежить від тиску в деаераторі (рд,
МПа), гідравлічного опору трубопроводів (ДрТр. МПа),
апаратури хімічної очистки води (Дрх.в.о, МПа), тепло-
обмінних апаратів для її підігрівання (Дрт. в, МПа) та
гідростатичного напору води (Нг, МПа):
Лс. В = Рд + Арір + Лрх. в. О + а + Лг. (4.14)
Як насоси для подавання сирої води використовують-
•ся насоси типів К і Л. У випадку, коли тиск води, то
подається, становить 0,4...0,6 МПа, ці насоси можна не
встановлювати.
Насос п-д о з а т о р и застосовуються для пода-
вання розчину фос'| ату у водяний об’єм барабана паро-
вих котлів продуктивністю не менш як 20 т/год, щоб за-
безпечити безнакипний режим їх роботи. На кожний ко-
те ч установлюється один насос-дозатор типу НД. Подача
цих насосів коливається в межах 50... 100 л/год.
Характеристики насосів, які використовуються в ко-
тельнях, подано в табл. 4.8.
За даними ЦІН ГІхімнаФтомашу 151, у 19с,0 п. заво-
дами освоєно випуск нових консольних відцентрових
насосів типів К і КМ з осьовим входом води: К 50-32-125;
• 86
Таблиця 4.8. Характеристики насосів, які використовуються
в котельнях
Марка насоса	Подача, м3/год	Напір, МПа	К.к.д., %	Потуж- ність е«п<*ктро» двигуна, кВт	Ч я.-тота обертання електро- двигуна, хн-'
1.5К-8/19	6	0,203	44	1,5	2800
1.5КМ-8/19	11	0,174	55,5	1,5	280-0
	14	0,14	53	1,5	2860
2К-20/18	11	0,21	56	2,2	2860
2КМ-20/18	20	0,185	68	2,2	2860
	22	0,175	66	2,2	28С0
2К-20/30	10	0.345	50,6	4	2880
2КМ-20/30	20	0,308	64	4	2880
	ЗО	0,24	63,5	4	2880
ЗК-45/30	ЗО	0.348	62	7,5	2910
	45	0.31	71	7.5	2910
	54	0,27	71.5	7,5	2910
зк-с	30,6	0.58	52	13	2100
ЗКМ-6	45	0.54	63	13	2100
	61	0.45	57	17	2900
4К-9О/2О	60	0.257	76	7,5	2910
	60	0.228	79,5	7,5	2910
	100	0.1*9	77	7.5	2910
4К-12	65	0,38	69	5,5	2960
4КМ 12	90	0,34	77	5,5	2гО0
	112	0,275	67	5,5	20і 0
4К-8	65	0,61	62	22	2900
	90	0,55	73	22	2940
	112	0.45	66	22	2900
4К-6	65	0.98	57	55	2100
	90	0.87	65	55	2920
	117	0.72	60	55	29'0
6К-1?	126	0.225	75	13	1450
6КМ-12	162	0.2	81	17	1450
	187	0,175	76	13	1450
6К-8	122	0,355	69	ЗО	1455
	162	0.325	78	ЗО	1455
	192	0,28	70	ЗО	1160
8К-І8	210	0.207	77	22	1455
	2? 8	0.175	83	22	1455
	330	0.15	75	22	14(0
8К-12	220	0,33	76	40	14-'О
	288	0,29	яр	40	1160
	330	0.25	75	40	1ГО
Д200-36	200	0,36	72	40	1460
Д200 95	260	0.95	70	75	294И
ДЗіО . 0	320	0,5	76	75	1470
ДЗ',0-,0	320	0.7	78	100	2340
Д500-36	500	0.38	0	1 10	985
Д 5 00-65	500	0.65	7!:	132	1170
ДК30- 0	6'30	0.9	80	230	1185
Д‘ 100-28	860	0,28	86	ї 10	985
Д80О-57	800	0.57	82	200	1470
87
Продов 'кення тсГі л /./?
Марка насоса	Подача, М3/ГОД	Папір, МПа	К-к.д., %	Потуж- нії, іь елекі ро двигуна, кВт	Ч го і а обертання електро- дппгуна» XI!”1
Д1000-Ю	1000	0,4	87	160	985
0500-70	500	0,7	82	160	2965
С3800-55	800	0,55	81	2С0	1470
0800-1С0	100	1	40	320	1480
01250-70	1250	0,7	60	320	1480
01250-М 0	1250	1,4	82	630	1485
02500-00	2-ґ 00	0,6	86	500	1180
02500-іго	2500	1,8	84	1600	2975
10СД-6	486	0,74	—	160	1475
12СД-9	ЮО	0,55	—	200	1475
12СД-І0Х2	800	1	—	3?п	14.0
14СД-9	1200	0,67	—	320	1480
14СД-9Х2	1260	1,23	—	630	1485
18СД-13	2500	1,89	—	1609	2980
ЦН 4 0(1-105	400	1.05	78	200	1 170
ЦН400-210	400	2.1	78	400	І4Ю
ЦН 1000-180	1000	1.8	80	630	1.09
П365-40	65	3,9	65	108	
П365-53	65	5,2	65	143		
113250-40	250	3,9	75	370		
ЦНС38-154	38	1,54	—	;о	29С0
ЦНСІ38-154	38	1.54	—	.0	2940
ЦНС38-1 76	38	1,76	—	’О	2900
11НГМ8-176	38	1,76	—	; о	уолО
ЦНСГ60-165	60	1,65	—	55	2900
ЦНС60-198	60	1,98	—	55	29- 0
ЦНСГ60-198	(0	1,98	—	55	2900
ЦНС60-264	(0	2,64			75	2< 00
ЦНСГСО-264	60	2,64	—	75	2900
ЦВ-4/85	5	1,88				17		
ЦВ-5/140	10	2,05	—	22	
ЦВ-5/105	15	1.9			зо	
ЦВ-6,3/160	20	1,88	—	40	
НКу-90	90	0,98	64	22	1455
НКу-1>	140	0,19	65	40	1460
-НКу-150	150	0,35	66	ЗО	1455
НКу-250	250	0,32	66	40	1460
КС-10-55/2	10	0,55	—	5,5	29/0
КС-Ю-ІЮ/4	10	1 1			13	29'0
КС-20-110/4	20	1.1	—	17	2900
КС-30-150	зо	1,5	—	22	29'0
КС-50-110	50	1,1	—	зо	1455
КС-80-155	80	1,55			55	2920
КСД-120-55/3	85... 135	0,62...О,5	—	40	1485
КСД-14 0-110'3	80... 140	1,5.. 1,4	—	100	1460
КСД-230-55/3	230	0,55	-—	75	980
88
К 65-50-160; К 80-50-200; К 80-65-160; К 100-65-200;
К ! 00-65-250; І< 100-80-160; К150-125-250; К150-125-315;
К 200-150-250; КМ 50-32-125; КМ 65-50-160;
КМ 80-50-200; КМ 100-65-200; КМ 100-80-160. У зв’яз-
ку з цим знімаються з виробництва насоси: К-8/18;
К-29/Н; К-20/30; К-45/30; ЗК-6; 4К-6; 4К-8; 4К-12;
КМ-8/18; КМ-20/18; ЗКМ-6; 4КМ-8; 4КМ-12.
4.3.	Вибір водоп’дготовної установки
Загальні відомості. Вода, що застосовується в систе-
мах теплопостачання на різних етапах її використання,
має різну нац. Природна вода із джерела водопостачан-
ня називається початковою, або сирою, а та, яка подаєть-
ся в паровий котел,— живильною. Остання складається
я конденсату й додаткової води. Та вода, що знаходиться
всередині парового котла, називається внутрішцьокот-
ловою, а вода, яка надходить у теплові мережі для запов-
нення її втрат або розбирання а теплопроводе,— во^ою
для п ід жив /іенн я.
Природна вода містить мінеральні та органічні Доміні-
ки: грубодисперсві речовини з розмірами частинок більш
як 0,5 мкм, колоїдні домішки з частинками розміром
0,001...0,5 мкм і дійсно розчинені речовини у вигляді мо-
л- кул та іонів з частинками розміром менш як 0,001 мкм,
до яких належать гази, солі й різні органічні сполуки.
Наявність домішок у воді призводить до внутрішньої ко-
розії поверхонь нагрівання котлів, обладнання та тепло-
проводів, а також утворення накипу і шламу. Внаслідок
цього прохідний перепіа труб зменшується, процес теп-
лопередавання погіршується й відбуваються локальні
перепали труб у котлах.
Прозорість води визначається вмістом в ній з.му-
лених частинок, які легко виводяться при фі льтрації води.
Солевміст води характеризується загальною
кількістю розчинених в ній речовин, яка визначається
за масою осаду після випарювання профільтрованої води.
Твердість води ви шачається загальним вмістом
у пій розчинених солей кальцію та магнію, наявність
яких сприяє утворенню накипу в котлах і трубопро-
водах. Розрізняють карбонатну твердість Т,, обумов-
лену наявністю у воді бікарбонатів кальцію Са (НСО3)2
та магнію Мд (НСО3)2, а також некарбонатну твердість
Т , спричинену наявністю у воді решти солей кальцію
й магнію (сульфатів, хлоридів, нітратів та іи.). Загальна
8й
тзердість воли дорівнює сумі її карбонатної та некарбо-
натпої твердості: 7\;іГ =	+ Та.
Солі карбонатної твердості розкладаються при нагрі-
ванні до 40...50 °С й упарюванні води в котлах, утворю-
ючи низькотемпературні накипи, що складаються в ос-
новному з СаСОг. При більш високих температурах мож-
ливе утворення гіпсового накипу Са8ОР Вміст солей
твердості у воді виражається в міліграм-еквівалентах на
. І кг води (мг-екв/кг). За загальною твердістю всі при-
родні води поділяються на м'які (7\аг < 4 мг-екв/кг),
середньої твердості (7\аг = 4...7 мг-екв/кг) та тверді
(7\аг> 7 МГ-ЄКВ/КГ).
Лужність характеризується вмістом у воді гідро-
ксильних іонів ОН~ й іонів слабких кислот НСОд, С()з—,
РО4~, 8іОз~ га інших, зв’язаних з катіонами В.а+, Ка+,
Са2\ Мц2+, які при дисоціації утворюють більш сильні
луги і надають розчину лужного характеру. Лужність
більшості природних вод обумовлюється наявністю бікар-
бонатів кальцію та магнію, тобто карбонатною твер-
дістю. Лужність виражається в тих самих одиницях,
що й твердість (мг-екв/кг). Вважається, що природна
вода має карбонатну твердість. Лужність води в допусти-
мих межах корисна, оскільки вона нейтралізує шкід-
ливу корозійну дію на метал розчинених у воді агресив-
них газів. Однак надмірна лужність призводить до спіню-
вання води в котлах і викидання її разом з парою, а та-
кож спричинює лужну крихкість металу (міжкрпста-
літну корозію). Важливе значення має показник кон-
центрації іонів водню у волі рН. Для чистої ьоди рН =
= 7; при рН < 7 реакція води буче кислою, а при
рН >> 7 — л ужною.
Здатність до оксидації є побічним по-
казником наявності у воді органічних сполук. Вона виз-
начається кількістю кисню, витраченого на їх оксида-
цію, і виражається в міліграмах кисню на 1 кг годи.
Сполуки залізз зустрічаються у природній воді у виг-
ляді двовалентного (закисного) та тривалентного (оксид-
ного) заліза. Вміст їх у воді виражається в міліграмах
заліза на І кг води.
Загальні вимоги до якості води, що використовується
в системах теплопостачання, п вибору технології її об-
роблення викладено в СНиП 11-35-76. Вода для піджив-
лення теплових мереж має містити не більш як 0,05...
0,1 мг/кг кисню і 5 мг/кг змулених частинок, її карбо-
натна твердість не повинна перевищувати 0,7 мг-екв/кг.
90
Впта для підживлення відкритих систем теплопостачанню
має відповідати вимогам ГОСТ 2874—82. Якість живиль-
ної води парових котлів залежить від типу котла і виду
палива [19]. Так, показники якості живильної води водо-
трубних котлів не повинні перевищувати середньодобо-
вих значень, наведених у табл. 4.9.
Таблиця. 4.9. Середньою5ові значення показників якості
живильної води водотрубних котлів
Найменування показника	Тиск пари, АЧ 1а, не більш як	
	1,4	2.4
Загальна твердість, мг-екв/кг	0.01	0.0075
Вміст домішок, мг/кг: змулених частинок	0,0075 5	0,005 5
сполук заліза	Не нормується	0.2
кисню	0,05	0.1 0,05
	0,03	0.02
Водневий показник рН	8,5...9,5	8,5...9,5
Примітка. В чисельнику зазначено норми для котлів, які'
працюють на твердому паливі, з поверхневою густиною теплового»
потоку до 350 кВт/.м2, а в знаменнику—для котлів, що працюють
на газі, рідкому та твердому наливі, з поверхневою густиною-
теплового потоку більш як 350 кВт/лг.
Технологія оброблення води. Технологією передба-
чаються: виведення з води змулених домішок (просвіт-
лення), зниження твердості (зм’якшення), підтримка пев-
ної лужності, зменшення загального солевмісту, виве-
дення розчинених агресивних газів.
Підземні води практично не містять змулених домі-
шок. При вмісті заліза у воді більш як 0,3 мг/кг воно-
видаляється з неї шляхом аерації та пропускання води
крізь фільтри, завантажені сульфову гіллям. Аерація во-
ди здійснюється стиснутим повітрям або за допомогою
ежектора, встановленого на трубопроводі оброблювано?
води. Витрата повітря має регулюватись голчастим вен-
тилем.
Вода з поверхневих водоймищ для виведення змуле-
пих у ній частинок піддається попередній обробці, яка
полягає в коагуляції, просвітленні води в освітлювачі
з наступним пропусканням її крізь освітлювальні фільт-
ри, заповнені пористим матеріалом (кварцевий пісок,
91
Рис. 4 1. Схема коагуляпій-
ноі уеіаповки з освітлюва-
чем води:
/— підведення початкозоГ води;
2 — спускання промивальної во-
ди; з — бак реагенту; 4 — доза-
тор коагулянту; 5 — дозатор ре-
агенту; 6 — підігрівник; 7 — ос-
вітлювач; 8 — проміжний б >к;
9 — дренажна лінія; 10 — насос;
’І — освітлювальний фільтр; 12 —
бак промивальної води; 1-і — ос-
вітлена вода
подрібнений антрацит та іп.). Суть коагуляції зводиться
до збільшення колоїдних частинок доданням у воду спе-
ціальних реагентів — коазцрянтін, найбільш елективни-
ми з яких є сірчанокислотні солі алюмінію чи заліза.
Для прискорення коагуляції рекомендуються підігрі-
вання води до температури 25...30°С, а також інтенсивне її
перемішування. В деяких випадках для інтенсифікації утво-
рення пластівців у воду вводяться добавки поліакриламіду.
Схему коагуляцінної установки з освітлювачем воли
показано па рис. 4.1. Освітлювач являє собою заповнену
водою ємкість, в якій вода, шо освітлюється, пропускає-
ться знизу вгору крізь шар завислого шламу. І.ііоб уник-
нути виносу значної кількості домішок, швидкість підні-
мання води в освітлювачі не повинна перевищувати
1 мм/с в освітленій зоні та 2 мм/с в зоні завислого шла-
му. Початкова вода надходить в нижню частину освітлю-
вача крізь тангенціально розташовані сопла. Трохи ри-
те останніх подається розчин коагулянту, а ще више —
розчин поліакриламіду. При необхідності підлужування
води в освітлювач вволиться розчин лугу. Як дозатори коа-
гулянту й розчину лугу .застосовуються насоси-дозаторн.
Завислий осадок, який утворюється в освітлювачі, пе-
ріодично скидається в каналізацію, а освітлена вола
спрямовується в освітлювальні фільтри для повного ви-
ведення з неї змулених частинок. При невеликому почат-
ковому вмісті зависі ще більш як 50 мг/кг) коагуляція
та освітлення води провадяться безпосередньо в освітлю-
вальних фільтрах. У цьому разі реагенти вводяться без-
посередньо в трубопровід початкової води перед філь-
тром. Промивання фільтра здійснюється освітленою і о-
дою в напрямку, протилежному її фільтруванню. При
цьому відбуваються розпушування маси шламу, шо вляг-
лась, й звільнення зерен фільтруючого матеріалу від грязі.
92
Рис. 4.2. Схема горизонтального
освітлювального фільтра насип-
ного типу:
1	— підведення оброблюваної води;
2	— спускання промнв-ільнгИ водн;
З — підведення промивальної води;
4— вихід обробленої водн. 5 — під-
ведення стиснутого повітря
Щоб ПОЛІПШИТИ ефект проминання ВОДИ, В деякі! К
конструкціях фільтрів передбачається також продування
фільтруючого шару стиснутим повітрям. Схему горизон-
тального освітлювального фільтра насипного типу зобра-
жено на рис. 4.2. Для полегшення й прискорення про-
цесу вивантажування фільтруючих матеріалів, які ви-
користовуються, передбачається їх гідравлічне виван-
таження.
При лужності початкової води більш як 1,5 мг-екв/кг
її попереднє оброблення полягає у вапнуванні з коагу-
ляцією в освітлювачах і наступному пропусканні крізь
освітлювальні фільтри. Приготування розчину вапна
вдійснюєгься за схемою: вапногасителі — перекачуваль-
ні насоси — циркуляційний змішувач — насоси-дозато-
ри. Вапняне молоко для вапнування готується 3...5 %-
ної концентрації. Добавка у воду вапна дає змогу пере-
вести в осадок солі кальцію карбонатної твердості й усі
солі магнію, тобто з м ’я к ш и т и воду. Крім тою, вапно
осаджує валізо, частково — кремнієвV кислоту й зв’я-
зує СО2. В результаті такої обробки зменшуються луж-
ність, твердість та солевмієт водн, а також вміст у ній
сполук заліза й органічних частинок. Вапнування дає
змогу вменшити твердість води до 0,3 мг-екв/кг (при її
підігріванні до 70...80 °С).
Для зм’якшення воли методом осаджування поряд
в вапнуванням застосовується содовапнувапня з викори-
станням як реагенту вапна Са (ОН)2 та кальцинованої
соди \а2СО3. Дози реагентів при попередній обробці
води визначаються будівельними нормами і правилами
проектування зовнішніх мереж та споруд водопоста-
чання.
При використанні господарсько-питної води, освіт-
леної води в поверхневих джерел, а також води з під-
земних і поверхневих джерел із вмістом змулених части-
нок у водах не більш як 8 мг/кг усі вони піддаються даль-
шому обробленню методами іонного обміну, при якому
вода фільтрується крізь спеціальний вбирач —іоніт.
93
Для вочопідготовки найчастіше застосовуються катіо-
нним, що містять катіони 1Ма + або Н+, та аніоніти, які
містять аніони ОН", С1‘' чи СОз .
У катіонітних фільтрах відбуваються реакції іонного
обміну, в ході яких катіони кальцію й магнію, що є
у вон, заміщуються катіонами натрію (натрій-катіону-
вання) або водню (водень-кшпіонупання). В апіонітнпх
фільтрах, заповнених слабкоосновннм аніонітом, замі-
щуються аніони сильних кислот Н._,8О, і НС1; при запов-
ненні таких самих фільтрів сильпоосновним аніонітом
можливий обмін аніонами слабких кислот, наприклад
кремнієвої. Нині основними промисловими катіонітами
є сульфовугілля та катіоніт КУ-2, аніонітами —сильно-
основний аніоніт АВ-17 і слабкоосновний АН-31.
У процесі роботи іоніт насичується ввібраними з води
іонами. Важливою характеристикою іоніту £ його обмін-
на ємність, тобто кількість іонів у грам-еквівалентах,
яка може бути сорбована з води 1 м3 іоніту. Розрізняють
повну обмінну ємність, що характеризує кількість іонів,
добутих з води до повного виснаження іоніту, та робочу
обмінну ємність, яка становить частину іонної. Вона ха-
рактеризує кількість іонів, добутих з води до того момен-
ту, коли залишковий вміст іонів в обробленій воді дося-
гає допустимого значення, що називається префекті.
Для відновлення обмінної здатності іоніту прова-
диться ного регенерація — процес, зворотний
основному. Регенерація натрій-катіоніту здійснюється
7...Я %-ннм рснчпном №аСІ, водень-катіоніту— 1,5 %-
ним розчином ІІ5О4, ОН-аніоніту — 4 °. -ним розчином
їдкого натру ХаОН.
Цикл роботи іонігною фільтра (рис. 4.3) включає
в себе фільтр1 ваиня води крізь шар іоніту, розпутуван-
ня та регенерацію іоніту, а також відмивання. Відповід-
но до цього циклу іоиітиі установки складаються з
напорннх фільтрів, пристроїв для приготування й по-
давання регенераційних розчинів, баків для розпушх-
вання та відмивання іоніту. Розпушування має на
меті усунення перед регенерацією злежування іоніту
й виведення з нього дрібнозернистих завпсів. Розпушу-
вання іоніту провадиться зворотним струмом освітленої
вочи з інтенсивністю З...5л/(м2- с) протягом 15...20 хв.
Призначення відмивання — вивести з фільт а надлишок
регенераційного розчину і продукти регенерації іоніту.
Відмивання іоніту триває 45...]?0хв при швидкості во-
ди 4...5мгод. Регенераційний розчин Н28О4 крізь
94
Рис. 4.3. Схема іопітпого фільтра:
І — підведення оброблюваної водн; 2 —
штуцер для гідравлічного вивантаження
іоніту: 3, 6 — дренажні лінії; 4 — підведен-
ня розпушувальної води; 5 — вихід оброб-
леної води; 7 — підведення регенераційного
розчину
фільтр N а« пропускатись ІЗ ШВИД-
КІСТЮ 10 м/год, решта розчинів —
із швидкістю 4...5 м/год.
Найбільш універсальним й
економічним методом зм’якшен-
ня водн, який частіше інших
передбачається в проектах паро-
вих котелень з тиском до 3,9 ЛІПа
та водогрійних котелень з нагрі-
ванням води до 150 СС, є нсгп-
рій-катіонування. При цьому методі солі кальцію та маг-
нію заміщуються у роді добре розчинними і такими соля-
ми натрію, що не утворюють накипу. Метод натрій-катіо-
нування рекомендується для обробки живильної во-
ди з невеликою карбонатною твердістю (менш як
3,5 мг-екв/кг) і вмістом заліза не більш як 0,3 мг/кг.
Одноступінчасте натрій-катіонування дає змогу зни-
зити загальну твердість води до 0,1 мг-екв/кг. Дальше
зменшення твердості води досягається застосуванням
двоступінчастого натрій-катіонування, при якому вода
послідовно ппоходпть крізь фільтр першого, а потім дру-
гого ступеня.
При пагрій-катіонуванні трохи збільшується соле-
вміст води через заміну одного катіону Са2+ або М<г+
двома катіонами І\а+. Лужність зм’якшеної води при
цьому не міняється, однак водневий показник рН зро-
стає, оскільки вся карбонатна твердість перетворюється
в карбонат натрію, розчин якого у воді має лужний харак-
тер. Після натрій-катіонування вода може оброблятись із
застосуванням колекційних методів. Зокрема, живильна
вола для парових котлів з тиском більш як 1,4 МПа, щоб
запобігти утворенню кальцієвого накипу, піддається
фосфатуванню.
При водень-катіонуванні всі катіони кальцію й магнію
заміщуються катіонами водню. В цьому разі повністю
усувається карбонатна твердість, що приводить до змен-
шення солевмісту води. Замість солей некарбонатної
твердості утворюється еквівалентна кількість кислот:
сірчаної, соляної, вугільної та кремнієвої. Тому реак-
95
Рис. 4.4. Схема волень-
натрій-катіоиуванпя води
з «голодною» регенера-
цією водень-катіонітових
фільтрів:
1	— водень-катіонітог.пй
фільтр; 2— декарбопізатор;
З — натрій катіонітоьі;й
фільтр першого ступеня: 4 —
натріП-катіонітовий фільтр
другого ступеня
ція води стає кислою і така вода може застосовуватись
лише в суміші з натрій-катіонованою водою.
В ході водень-катіонуванпя відбувається утворення
вільної вуглекислоти, що має видалятись в декарбоніза-
торах, які являють собою апарати скруберного типу. Во-
день-катіопувлпня звичайно поєднується з натрій-катіо-
нуванням і застосовується для оброблення води з вели-
ким солевмістом.
У котельнях промислових підприємств вода з підви-
щеною карбонатною твердістю звичайно обробляється за
схемою послідовного в^ден>.-натрій-катіонивання з «го-
лодною» регенерацією водень-катіоновнх фільтрів (рве.
4.4). Сугь останньої полягає в пропусканні крізь фільтр
такої кількості кислоти, якої для іонної регенерації
фільтра недостатньо. При цьому верхні шари відреге-
неровавого катіоніту міститимуть обмінний катіон водню,
а в нижніх його шарах залишаться раніш затримані
катіони кальцію, магнію й натрію. Вода, що пройшла
крізь такий фільтр, не містить сильних кислот і має пе-
< 'значну твердість. Ця вода після декарбонізатора спря-
мовується на натрій-катіонування. Залишкова твердість
обробленої води лежить в межах 0,7... 1,5 мг-екв/кг.
У невеликих водопідготовних установках (продуктив-
ністю 5...50 м3/год) оброблення водн рекомендується
провадити не за схемою, зображеною на рис. 4.4, а за ме-
тодом натрій-хлор-існування, що здійснюється шляхом
пропускання оброблюваної води крізь патрій-катіоніт-
пий фільтр першого ступеня й суміщений з ним натрій-
хлор-іопітний фільтр другого ступеня. Останній знизу
завантажується катіон ітом, а зверху — смльноосновним
аніонітом. При регенерації фільтра кухонною сіллю ка-
тіопіт насичується №а+, а аніоніт—СІ".
У процесі фільтрування оброблюваної води в шарі
аніоніту відбувається обмін аніонів кислот, які містять-
ся 5' воді, на аніони хлору, а в шарі катіоніту катіони
твердості, що «проскочили», обмінюються на катіони
96
Рис. 4.5. Схема установки з магнітною
сГ.робкою води:
/ — підігрівник; 2 — шламовіддільник; З —
мережннЛ насос; 4—протинакипний маг-
нітний пристрій для підживлення води;
б — початкова вода; б — мережна вода, що
повертається; 7 — мережна вода, яка по-
дається; і —протинакипний магнітний при-
стрій для мережної водн
натрію. Оброблення води за такою схемою дає змогу зни-
зити твердість фільтрату до 0,01 мг-екв/кг, а лужність —
до 0,2 мг-екв/кг. Застосування методу обмежується ви-
могами до якості початкової водн, зокрема відсутністю
органічних сполук і заліза.
Зменшення лужності, твердості й солевмісту живи чь-
ної води, а також вмісту вуглекислоти у водяній парі до-
сягається амоній-натрій-катіонуванням. Метод амопій-
катіонування полягає в заміні катіонів кальцію й маг-
нію амонієм МНд. В котлах під дією високої темпера-
тури сполуки амонію розкладаються, причому бікарбо-
нати} солі утворюють аміак і вуглекислоту, а карбо-
натні — аміак і мінеральні кислоти. Щоб уникнути кис-
лої реакції внутрішньокотлової води, амоній-катіонувап-
ня поєднується з натрій-катіонуванням. Амоній-натрій-
катіонуванпя води і пари застосовується, коли допуска-
ється наявність аміаку в парі.
Вода для підживлення теплових мереж обробляється
одноступінчатім натрій-катіонуванням або водень-ка-
тіонуванням з «голодною» регенерацією іоніту. Якщо
допускає якість початкової води, то здійснюється
найбільш простий метод оброблення води — магнітним.
Він придатний для початкової води з карбонатною твер-
дістю до 9 мг-екв^єг, вмістом заліза до 0,3 мг/кг і при
підігріванні води не вище 95 °С. Вода з такою темпера-
турою використовується тільки в невеликих системах
теплопостачання та для гарячого водопостачання. Схему
установки з магнітною обробкою води показано на рис. 4.5.
Вода для підживлення пропускається крізь силове
по ’е, створюване в протинакипному магнітному пристрої
постійними чи електромагнітами, і надходить в теплову
мережу. При цьому розчинені у воді солі змінюють свою
стрмктуру й утворюють дрібнодисперсну завись, яка не
дає накипу, може бути виділена у вигляді осадку і виве-
дена крізь шламовіддільник. У зв’язку в тим що магніт-
4 1-342
97
ні властивості води з часом можуть змінюватись (це яви*
ще називається релаксацією), в схемі передбачається
антирелаксаційннй контур, крізь який пропускається
до 25 % циркулюючої води. Цей контур включає в себе
шламовіддільник 4 і протинакипний магнітний при-
стрій 6.
Основною складовою живильної води парових котлів
є конденсат, який повертається в котельну від спожива-
чів пари. Якщо конденсат з часом забруднюється доміш-
ками в кількості, виведення якої потребує більших ви-
трат, ніж підготовка води для підживлення, то використо-
вувати такий конденсат економічно недоцільно. В котельні
застосовуються такі методи очищення конденсату: зне-
маслювания, очищення від мазуту, знезалізнювання та
зм’якшення.
Розрахунок водо підготовної установки. Приступа-
ючи до проектування водопідготовної установки, необ-
хідно знати:
1)	для якої мети і в якій кількості використовувати-
меться хімічно очищена вода (додаткова вода для жив-
лення парових котлів, підживлення теплових мереж,
технологічних потреб промислових підприємств);
2)	показники якості початкової води;
3)	вимоги, що ставляться до якості хімічно очищеної
води;
4)	продуктивність котельної і технічні характеристи-
ки котлів;
5)	витрату пари споживачами і повернення конден-
сату.
На підставі цих даних визначається продуктивність
установки, вибирається метод оброблення води, підби-
рається основне обладнання (фільтри, відстійники, де-
карбопізатори), обчислюється витрата реагентів, з’ясо-
вується й вибирається допоміжне обладнання (насоси,
мішалки, дозатори, баки та ін.), підбираються засоби
автоматизації та контролю установки.
Продуктивність водопідготовної установки (т/год) па-
рових промислових котелень визначається за формулою
С = Ї^О (аі + а2 +	(4.15)
де/с = 1,2 — коефіцієнт запасу; а1— внутрішньо котельні
втрати пари, %; а2 — максимально можливі втрати кон-
денсату у споживачів, %; // — міра продування кот-
лів, %; .0 — витрата пари, т/год.
98
Внутрішньокотельні втрати пари звичайно не пере-
вищують 2 %. Максимально можливі втрати конденсату
у споживачів можуть змінюватись в широких межах.
Так, для цукрових заводів їх приймають такими, що до-
рівнюють 48 %. В закритих системах теплопостачання
розрахункова витрата зм’якшеної деаерованої води для
підживлення приймається такою, що дорівнює 1 %
об’єму води в трубопроводах теплових мереж і приєдна-
них до них місцевих систем. Орієнтовне значення міри
продування котлів становить 10 %.
Продуктивність водопідготовпої установки задається
без урахування витрати води па власні потреби. Тому
технологічний розрахунок установки викопується в по-
рядку, протилежному послідовним стадіям оброблен-
ня води. Останніми розраховують установки коагуляції
та вапнування на пропускання повної кількості оброб-
леної водн з урахуванням її витрати на власні потреби
в усіх наступних стадіях оброблення.
Методи оброблення годи вибираються на підставі
норм якості живильної води, води для підживлення та
початкової води. Вода з поверхневих водоймищ піддаєть-
ся освітленню. Вибір методів просвітлення початкової
води залежить від характеру й міри її забруднення.
Артезіанська і питна водопровідна вода подається без-
посередньо на іоніти і фільтри.
Вибір методу зм’якшення води слід починати з пере-
вірки можливості застосування натрій-катіонуванпя,
маючи на увазі таке.
Міра продування котлів, %
П = —-----------ЮО,	(4.16)
•\. п - 5о. в*	7
де 5О. в — сухий залишок обробленої водн, мг/кг; ос-
настка додаткової води; 5К. в — сухий залишок внутріш-
пьокотлової води, який залежить від типу котла, мг/кг
(приймається за паспортними даними котла; для котлів
типу ДЕ 5К. в ~ 3000 мг/кг).
При оброблюванні води за методом натрій-катіону-
ванпя сухий залишок 5О. в через обмін катіонів Са2к
і М§2+ на збільшується й обчислюється за формулою
5О. в = 5п. в + 2,967са 4- Ю,847мй,	(4.17)
де Тса, ТМе— кальцієва і магнієва твердість початко-
вої води, мг-екв/кг; 5п,в—сухий залишок початкової
води, мг/кг.
4*
99
Розрахункова міра продування не повинна перевищу-
вані 10% продуктивності парових котлів з тиском до
1,4 МПа, 7 %—з тиском 1,4...2 МПа, 5 % — з тиском
2...3,9 МПа.
Відносна лужність впуїрішньокотлової води, %,
ЛиідІІ=^-в- 100,	(4.18)
°о. в
де Ло. в—лужність обробленої ВОДИ, мг-екв/кг; 5О. в —
сухий залишок обробленої води, мг/кг.
Лужність води, обробленої за методом патрій-катіо-
нування, дорівнює лужності початкової воли. Лхжність
води після її вапнування становить біля 1 мг-еьькг,
а лужність води, обробленої за методом водень-кзт існу-
вання з «голодною» регенерацією іоніту, — 0,7...
1 мг-скв/кг.
Відносна лужність живильної води парових котлів не
повинна перевищувати 20 %. При більш високому її зна-
ченні передбачається нітрування обробленої води. При-
садка азотнокислого натрію МаІ\Оч захищає метал від
міжкриста літної корозії. Розчин і\’аі\03 подається
в трубопровід живильної води. Живильна вода котлів із
зварними барабанами і приварними трубами може мати
будь-яку відносну лужність.
Вміст вуглекислоти в парі при деаерації живильної
води в деаераторах, мг/кг,
СО., = 22-7о.па(1—о),	(4 19)
де о — міра розкладання карбонату нагрія Па2СО3 в кот-
лах, яка залежить від тиску пари:
Тиск пари, \\.Ла	1	1,5	2	3	3,5	4
о	0,6	0,72	о,4	0,9	0,93	0,95
Вміст вуглекислоти у парі допускається не більш як
20 мг/кг.
Вибравши мето! зм’якшення води, приступаємо до
розрахунку іопітнпх фільтрів. Площа фільтрування (м2)
визначається за формулою
7' = (7\>,	(4.20)
де 6 — витрата води крізь фільтр без урахування ви-
трати води на власні потреби фільтра, м3/год; ь? — швид-
кість фільтрування води, м/год (для фільтрів першого
ступеня -о; =15...ЗО м/год, а другого — со = 40...
60 м/год).
100
Кількість іонітних фільтрів, шт.,
п == /7/,	(4.21)
де / — площа перерізу стандартного фільтра, м2.
Основні характеристики стандартних іонітних фільт-
рів наведено в і 10].
Кількість одночасно працюючих іонітних фільтрів
має бути не менше двох і, крім того, один такий фільтр
повинен перебувати в резерві. Швидкість фільтрування
м’якої води (7\аг < 2 мг-екв/кг) є вирішальним факто-
ром при підборі діаметра й числа іонітних фільтрів.
Число регенерацій іоніту за добу визначається так:
24Т О
/п = -7.	,	(4.22)
/Л^р»	'	7
де Тза? — загальна твердість годи, що надходить у
фільтр, г-екв/кг (для натрій-катіонітних фільтрів
другого ступеня Тзаг = 0,1 г-екв/кг); Н — висота шару
іоніту у фільтрі, м (для фільтрів першого ступеня /ї =
= 2,5 м, а другого— Ь = 1,5 м); /:, — робоча обмінна
ємність іоніту (г-екв'м3), яка залежить від його типу, за-
гальної твердості води га інших факторів [10]. Для
натрій-катіоніпіих фільтрів Ер = 250...350 г-екв/м3.
Число регенерацій іоніту за добу не повинно переви-
щувати трьох. Якщо воно виходить більшим, то слід змі-
нити кількість фільтрів п й уточнити розрахунок. Ре-
генерація іоніту фільтрів другого ступеня має здійсню-
ватись два рази на місяць.
Міжрегендраційний період роботи іонітного фільтра,
год,
Т = 24/т — /р,	(4.23)
тривалість фільтрації води, год; і? —
іоніту, год (для катіонітних фільтрів
де Т — корисна
час регенерації
іР » 2 год).
Витрата реагенту на одну регенерацію іоніту, кг,
Во = Ер/Л6с/1000,	(4.24)
де Ьс — питома витрата реагенту, г/г-екв обмінної здат-
ності іоніту [101 (для натрій-катіонітних фільтрів
Ьс ~ 350 г/г-екв).
Витрата води на одну регенерацію іонітного фільтра
складається з:
а)	витрати води на приготування регенераційного
розчину, м3,
вс  100
У**1* ІОООЬр 1
(4.25)
101
де Ь—концентрація регенераційного розчину, %; р —
його густина, т/м3 (для натрій-катіопітових фільтрів
Ь = 7 %, р = 1,04 т/м3);
б)	витрати води иа розпушувальне відмивання іоніту,
м3,
розп == і/ • 60/в/1000,	(4.26)
де і — інтенсивність відмивання, л/(м2- с) (/ = 3...4 л/с
на 1 м2 площі перерізу фільтра); ів — тривалість відми-
вання, хв (/в « 15...ЗО хв);
в)	витрати води на відмивання іоніту, м3,
Уп = 6В/А,	(4.27)
де Ьв — витрата води на відмивання іоніту, м3/м3 (зале-
жить від марки іоніту, типу фільтра й лежить в межах
4... 10 м3/м3).
Витрата води на власні потреби іонітної водопідго-
товної установки, м3/год,
рег "Ь розп + Ув) /пп/24,	(4.28)
де т — число регенерацій іоніту за добу; п — кількість
іонітних фільтрів, шт.
Сумарна витрата води па іонітну водопідготовну уста-
новку, м3/год,
Сбрутто = С ~г Св. п-	(4.29-
Виходячи з експлуатаційної надійності, освітлюваль-
них фільтрів у водопідготовній установці має бути не
менше трьох. У розрахунку передбачається два режи-
ми їх роботи: нормальний (з періодичним вимкненням
очного з фільтрів на відмивання) та форсований (коли
один з фільтрів перебуває в ремонті, другий вимкнений
на відмивання, а третій працює). Загальна площа пере-
різу всіх фільтрів, м2,
/? = Са/пуІІ,	(4.30)
де Сі — продуктивність освітлювальних фільтрів без
урахування витрати води на їхні власні потреби, м3/год;
а — коефіцієнт, яким ураховують витрату води на по-
треби освітлювальних фільтрів (залежно від числа їх
промивок а = 1,03...1,1);	— швидкість фільтруван-
ня води при нормальному режимі роботи фільтрів (Ш'н =
= 5 м/год).
Необхідна площа перерізу кожного фільтра, м2,
	(4.31)
де п — кількість фільтрів, шт. (п > 3).
102
За значенням /' підбирається стандартний фільтр
З площею перерізу / Тоді швидкість фільтрування
водн при нормальному режимі роботи фільтра, м/год,
С -І- а
“« = 7^).	(4.32)
де д — середньогодинна витрата води на власні потреби
фільтра (м3/год), яка визначається так:
д = б/гл/24.	(4.33)
Тут (1 — витрата води па одне промивання фільтра, л/3;
г — число промивок фільтра за добу (г = 1 або 2), при-
чому
а = і • 60///1000,	(4.34)
де і — інтенсивність промивання, яка дорівнює 10...
12 л/(м2- с); і — тривалість промивання, що забирає
біля 20 хв.
Швидкість фільтрування води при форсованому ре-
жимі роботи фільтра, м/год,
(4-35)
Допустимою швидкістю фільтрування води вважаєть-
ся &Уф= 7,5 м/год. Якщо за розрахунком Шф> 7,5 м/год.
то слід збільшити діаметр фільтра чи додати необхідну
кількість фільтрів.
Методику розрахунку освітлювачів, дехарбопізаюрів
і допоміжного обладнання водопідготовних установок
викладено в [101.
Деаерація води. Обов’язковою стадією водопілготов-
ки є деаерація (дегазація) живильної води та води для
підживлення з метою зниження до допустимих меж вмісту
в них агресивних газів — кисню й вуглекислоти. Широ-
ке розповсюдження дістала термічна деаерація води,
яка грунтується на зменшенні розчинності газів у воді
в підвищенням її температури. В термічних деаераторах
вода підігрівається до температури насичення. Ефектив-
ність деаерації в значній мірі визначається площею по-
верхні поділу фаз між водою та парою. Збільшення цієї
площі досягається розпилюванням і розбризкуванням
води, барботуванням крізь воду гріючої пари.
У парових котельнях застосовуються атмосферні деа-
ератори типів ДА (робочий тиск 0,12 МПа) і ДП (робочий
тиск 4 МПа й вище), у водогрійних — вакуумні деаера-
тори типу ДВ (робочий тиск 0,03 МПа).
103
Рис. 4.6. Схема двоступінчастого атмосферного деаератора
типу ДА
На рис. 4.6 зображено схему двоступінчастого атмо-
сферного деаератора типу ДА продуктивністю 5...
300 т/год, який складається з малогабаритної деаерацій-
ної колонки 2 і бака-акумулятора 6 з вмонтованим бар-
ботажним пристроєм та перегородками 10, 11, що утво-
рюють спеціальні відсіки. В колонці розміщено дві та-
рілки 4, 5 з отворами. Зм’якшена вода подається на верх-
ню тарілку крізь змішувальний пристрій, який забезпе-
чує перемішування хімічно очищеної води, що підводить-
ся крізь штуцер 14, та конденсату, який надходить
крізь штуцер 3. З колонки 2 вода, що деаерується, по-
трапляє в бак-акумулятор 6. На його дні, протилежному
відносно деаераційної колонки, встановлено барботаж-
ний пристрій, за допомогою якого вода піддається вто-
ринному нагріванню. Барботажна пара трубою 13 по-
дається в парову коробку 7 і крізь отвори дірчастого
листа 8 барботує крізь шар води, що знаходиться над
листом.
Вода, яка виходить з барботажного пристрою, підні-
мається в шахті, утвореній перегородками 10 та 11, і за-
кипає. Відбувається це через деяке перегрівання її від-
носно температури насичення, що відповідає тиску пари
в баці-акумуляторі. Деаеровапа вода виходить з бака
крізь штуцер 9. Пара, яка проходить крізь барботажпий
пристрій і шар води, потрапляє в паровий простір й ру-
хається в бік колонки.
В атмосферних деаераторах продуктивністю більш як
25 т/год, крім пари, шо барботує, в паровий простір
104
Таблиця 4.10. Основні
характеристики атмосферних
деаераторів типу ДА
Парка деаератора	Про- ДУК- тив- ність, т/год	Корисна місткість бака-аку мулято- ра» м3
ДА-5/2	5	9
ДА-15/4	15	4
ДЛ-25/8	25	8
ДЛ-50/15	50	15
Д\-103/25	1С0	25
ДА-200	200	50
ДА-200'75	300	/0
Рис. 4.7. Схема вакуумного деаера-
тора типу ДВ
крізь штуцер 12 додатково подається гріюча пара. Па-
рогазова суміш (випар) виводиться крізь штуцер 1. Тем-
пература нагрітої води на виході з деаератора дорівнює
102...104 °С.
Витрата необхідної для деаерації пари визначається
тепловим балансом деаератора. Як правило, атмосферні
деаератори комплектуються охолодниками випару —
кожухотрубчастими теплообмінниками, призначеними
для конденсації пари, що міститься у випарі. Основні
характеристики атмосферних деаераторів типу ДА на-
ведено в табл. 4.10.
Щоб забезпечити надійність роботи насосів для під-
живлення, висота встановлення атмосферних деаераторів
відносно осі живильних насосів має бути не менш як
6...8 м. При цьому допускається розмішувати деаератор
на відкритій площадці поблизу котельної.
У водогрійних котельних або в теплових пунктах, де
пари немає, застосовуються вакуумні деаератори, які
працюють при тиску нижче від атмосферного. Ці деаера-
тори можуть видавати воду при температурі нижче
100 °С, що дає змогу використовувати її безпосередньо
для гарячого водопостачання споживачів.
На рис. 4.7 показано схему вакуумного деаератора
продуктивністю більш як 300 т'год, що являє собою набір
циліндричних секцій діаметром З м і завдовжки 2 м,
у кожній з яких розміщено всі елементи для деаерації
води та охолодник змішувального типу. Хімічно очищена
вода крізь штуцер / надходить в розподільний колектор
2, звідки вона стікає на першу тарілку 3, а потім на дру-
гу тарілку 15. При збільшенні витрати води понад міві-
І3о
пальну її надлишок з першої тарілки перепускається
коробом 5 на третю тарілку 6, звідки вся вола спрямову-
ється на четверту тарілку 7, призначену для збирання
й перепуску води на барботажний лист 11. Перші дві та-
рілки розраховано на мінімальну витрату води і забезпе-
чення повної конденсації необхідної кількості випару,
тобто вони утворюють охолодник випару. Третя тарілка
забезпечує роботу деаератора при повному його наван-
таженні.
Після обробки на барботажному листі 11 деаерована
вода відводиться з деаератора крізь штуцер 9. Гріюча
вода з температурою 70... 150 °С крізь штуцер 14 подаєть-
ся в сепараційний відсік 12, при вході в який вона за-
кипає. Жалюзі 13 сприяють відокремленню води і пари.
Пара, що утворилась, спрямовується під барботажний
лист 11, а вода, яка залишилась, каналом 10відводиться
разом з деаерованою водою з деаератора.
Пара барботує крізь щілини барботажного листа, під-
даючи воду інтенсивному нагріванню. Коли висота паро-
вої подушки стане більш як 200 мм, надлишки пари
крізь короб 8 перепускаються в струминний відсік між
третьою та четвертою тарілками. В цьому відсіку й відбу-
вається основне підігрівання води до температури,
близької до температури насичення. Далі пара прохо-
дить крізь струминні відсіки, утворені другою та першою
тарілками, і повністю конденсується. Охолоджена паро-
водяна суміш крізь трубу 4 надходить до ежектора, що
створює розрідження в деаераторі.
У парових котельнях слід застосовувати паростру-
минні ежектори, у водогрійних котельнях і на теплових
пунктах — водоструминні. При розрахунку газовід-
смоктувальних пристроїв вакуумних деаераторів витрата
газів, які не конденсуються, приймається такою, що до-
рівнює 60 г газів на 1 т деаерованої води.
Основні характеристики вакуумних деаераторів типу
ДВ наведено в табл. 4.11.
В парових котельнях з відпуском теплоти у відкриті
системи теплопостачання, як правило, встановлюються
окремі деаератори живильної води та води для піджив-
лення (по одному деаератору кожного призначення),
а в закриті системи — один загальний деаератор.
Вибір кількості деаераторів регламентується СНиІІ
11-35-76. Марка деаераторів вибирається за табл. 4.10
і 4.11, виходячи з витрати деаерованої води (6Д, т7год),
одержаної при розрахунку теплової схеми котельної.
106
Таблиця 4.11. Сонорні характеристики вакуумних
деаераторів типу ДВ
Марка			Продуктив- ність, т/год
деаератора	охолодника випару	водоструминного ежектора	
ДВ-5	ОВВ-2	ЗВ-І )	5
ДВ-15	Те саме	Те саме	15
ДВ-25		ЗВ-ЗО	25
ДВ-50	ОВВ-8	Те саме	50
ДВ-75	Те саме	ЗВ-10	75
ДВ-ЮО	»	Те саме	1С0
ДВ-150	ОВВ-16	ЗВ-ЮО	150
ДВ-200	Те саме	Те саме	200
ДВ-ЗСО	ОВВ-24	ЗВ-220	ЗСО
Д В-400	Вмонтований	Те саме	400
ДВ-800	Те саме	315-310	800
ДВ-1200	»	Те саме	1200
ДВ-1600	»	ЗВ-600	1600
(2 X ДВ-800)			
Примітка. Цифрами в марці охолодників випару зазначено
площу їхніх поверхонь (м2), а в марці водоструминних ежекто-
рів— витрату робочої водн (т/год).
4.4. Вибір теплообмінників
Загальні відомості. Теплообмінники, що застосову-
ються в котельнях, є в основному кожухотрубчастими
апаратами поверхневого типу й використовуються для
підігрівання мережної, сирої та хімічно очищеної води,
а також для охолодження води і конденсату.
Підігрівники за видом гріючого теплоносія поділяю-
ться на пароводяні (теплоносій — пара) її водо-водяні (теп-
лоносій — вода). Охолодники воли і конденсату нале-
жать до водо-водяних теплообмінників.
За розташуванням трубних систем теплообмінники
поділяються на вертикальні та сориаонтсльні. Перші
застосовуються в основному у великих парових опалю-
вальних котельнях для підігрівання мережпої води.
Перевагою встановлення вертикальних теплообмінників
є зменшення площі котельної порівняно з установленням
горизонтальних теплообмінників, однак висота примі-
щення котельної при цьому має забезпечувати можли-
вість демонтажу трубної системи теплообмінника вгору.
Більшість же водо- та пароводяних теплообмінників
для котелень усіх типів, а також пароводяних підігрів-
ників мережпої води для невеликих і середніх парових
котелень, як правило, є горизонтальними.
107
Таблиця 4.12. Основні характеристики шзигк'сних пароводяних
підігрівників
Марка підігрівника	Діаметр корпусу, мм	Площа поверхні нагрівання гд, м2	Трубки		Площа живого перерічу •*	
			Довжина /, мм	Кількість п, піт.		
					трубок одного ходу ^тр	міжгрубпого простору І'-ггр
Двоходові з плоскими днища чи
ПП2-9-7-П	325/309	9,5	3000	68	0,0052	0,061
ПІ12-17-7-1І	426/412	17,2	3000	124	0,0096	0,108
ПП2-24-7-П	480/466	24.4	3000	176	0,0136	0,135
ПП2-6-2-П	325/309	6,3	20С0	68	0,0052	0,061
ПП2-ІІ-2-П	426/412	И,4	2000	124	0,0096	0,108
ПП2-16-2-11	480/466	16	2000	176	0,0136	0,135
Двоходові з еліптичними днищами
ППІ-9-7-11	325/309	9,5	3000	68	0.0052	0.061
ПП 1-17-7-11	426/419	17,2	3000	124	0.0096	0,108
ПП 1-24-7-11	480/166	24,4	3000	176	0,0136	0.135
ПП 1-32-7-11	530/516	32	3000	232	0.018	0,162
ПП 1-53-7-11	630/616	53,9	3000	392	0 0302	0,219
11111-76-7-11	720/704	76.8	зоно	5С0	0,0432	0,277
ПП 1-10 3-7-11	820/804	108	3000	792	0,0604	0,349
11ПІ-6-2-ІІ	325/309	6,3	2000	68	0,0052	0.061
ПП1-11-2-11	426 '412	Н.4	2000	124	0,0096	0,108
ПП 1-16-2-11	480/466	16	2000	176	0,0136	0,135
ПП 1-21-2-11	530/516	21,2	2000	232	0,018	0,162
ПП 1-35-2-11	630/616	35,3	2000	392	0,0302	0,219
ПП 1-50-2-11	720/704	50,5	2000	5(0	0,0432	0,277
П1П-71-2-ІІ	820/804	71	2000	792	0,0604	0,349
Чотириходові з плоскими днища чи
ПП2-9-7-ІУ	325/309	9,5	3000	68	0.0026	0,051
ПН2-17-7-1V	426/412	17,2	3000	124	0.0018	0.108
ПП2-24-7-ІУ	480/466	24,4	оСОї ‘	176	0,0068	0,135
Чотириходові з еліптичними				днища.	чи	
ПП1 -9-7-1V	325/309	9,5	зоно	68	0,0026	0,061
ПП 1-17-7-1V	426/412	17,2	3000	124	0,0048	0,108
ПП1-24-7-1V	480 466	24.4	3000	176	0.0068	0,135
Пі 11-32-7-IV	530/516	32	3000	232	0,009	0,162
ПП 1-53-7-1V	630/616	53,9	3000	392	0.0151	0,219
ПІІІ-76-7-іУ	720/704	76,8	300 )	5С0	0,0216	0,277
ПП1-108-7-1У	820/804	108	3000	792	0,0302	0,349
108
Промисловістю за ОСТ 108.271.105—76 для опалення
й гарячого водопостачання випускаються швидкісні дво-
й чотириходові пароводяні підігрівники, трубну систему
яких виконано з латунних трубок 16 X 1 мм завдовжки
2 і 3 м. Гріюча пара подається в міжтрубний простір,
а вода, що нагрівається,— в грубки підігрівника.
Основні характеристики швидкісних пароводяних пі-
дігрівників наведено в табл. 4.12. Конструктивні розміри
підігрівників визначено для теплопостачання з графі-
ками температур води 150/70 і 130/70 °С при тиску води
1 МПа й пари 0,7 МПа, а також з графіком температур
95/70 °С при тиску води 0,4 МПа й пари 0,2 МПа. До-
пускається застосування підігрівників і при більших
тисках пари та водн, однак за умовами міцності гранич-
ним тиском водн є 1,6 МПа, а пари — 1 МПа. В усіх ви-
падках тиск пари у підігрівнику має бути на 0,1...
0,2 МПа нижчий від тиску води, щоб уникнути проход-
ження пари в трубки підігрівника при порушенні їх-
ньої цілісності й закипання мережної води в трубках
при регулюванні відпуску теплоти шляхом перепуску
частини води повз підігрівник. Температура пари на
вході в підігрівник не повинна перевищувати 300 °С,
а температура нагрітої води— 180 °С.
При графіку температур 150/70 °С використовуються
чотириходові підігрівники з плоскими та еліптичними
дніншми, при графіку температур 130/70 °С—двоходові
з такими самими днищами і довжині трубок 3 м, а при
графіку температур 95'70 СС — теж двоходові підігрів-
ники, але з довжиною трубок 2 м.
Швидкісні водо-водяпі підігрівники за ТУ 78 УРСР
125—78 випускаються рознімнпмп, що дає змогу скла-
дати їх на місці з різною кількістю однотипових секцій.
Основним елементом цих підігрівників є стальний кор-
пус з латунними трубками 16 X 1 мм завдовжки 2 і 4 м,
розрахованими па тиск 1 та 1,6 МПа при граничній тем-
пературі воли 200 С. Водопідігрівальиа (охолодна) уста-
новка може складатись як з одного, так і з кількох сек-
цій таких підігрівників з послідовним або паралельно-
послідовним їх з'єднанням за гріючою (охолодною) во-
дою й водою, що нагрівається.
Основні характеристики швидкісних секційних водо-
водянпх підігрівників наведено в табл. 4 13
Тепловий і гідравлічний розрахунки теплообмінників.
Метою теплового розрахунку є визначення необхідної
площі поверхні нагрівання (м2) при заданій тепловій по-
103
3 =	“3	23	м 23	да	аз	□ □		н— м	1-і 1-м	32	32	3333		І—» —ч	32	32		
а ст	ста	ст ст	ста	СТСТ	СТСТ	СТ ст	чч<	ст ст	ст ст	СТ СТ	СТ СТ	СТ ст	СТСТ	ст ст	СТ ст	СТСТ		
М N	N N	К< N	N N	N N	N N	N N	N ГЧ	А| ^Ч	*> N	N N	N	К» N	N N	N N			.Марка теплообмінника	
Ф» —	фь —		С —	сс —	со —	СС —	со —	00 о	СО о	0- о	СО О	с^<5	ГО 6	N О		ьо о		
N5		О сл	СС Ф*	00 чаЗ	*ч ьо	о —	Ч*г|ч?		ОО со	ГО		О сл	СО	оо оо		ст —		
СО	СО	сл	N3	№	ІО	ю												Внутрішнії) діаметр корпусу £>вн, мм	
сл СО	о СО	о	сл со	сл СО	р		со	СЛ оо	С 3 сл	о	00 ІО	00 ю	<о	&	сл о	о		
——А	N3	—		мм	►—													
Ю	00	со	о	о	(О	сл		_СО	00	•“	N0	—	мм	о	о	о	Площа поверхні нагрівай-	
00		о	со			00 о	X		сл	ех	го м-		—	о сл	сл		ня одної секції Г. №	
№	тГ4-	ьо	гЬ_	гс	.и.	г т»	ф.		ф»	N3	„Ту		_ *			1.3		
о	о о	о о	о о	о о	о о	о	В	О О	о	о о	о о	о	о о	о о	о	о	Довжина £, мм	5і
о			о	о	^3	о	о	о	о	о	о	о	о	м-	о	о		С\
																		X
	СЛ	сл	о	£*"}	Сл	(*Т)	оо	03	мм	1-м	м	мм					Кількість п, ПІТ.	
о			'43	со	4-А	•**	м	^1	<о	со	ю	к>		'І	фь	4^		
о	о	о	о	о	о	о	о		о	о	о	о	о	о	о	о		
*о	*ст	о ю	о	о	о	р	о о	о о	о	Я	о о	о	о о	о о	8	Є5	живого перерізу	
сс ЇО		03 го		м	сс	СО 'П		сл	го X	ІО СО	00	оо	о	о	а С )	О Сз	трубок /Тр, ма	
сл	сл	сл	со	СО	СЛ	сл			СО	о	сл	сл	00	СО	го	к		Із о
о	о	о	о	о	О	о	о	о	о	о	о	о	о	о	о	•*"}		1
о сл	о	'о	о	о о	о о	§	о		о о СІ	о д	р	о о	о р	о о	о о	о	міжтрубного простору /мтр* м	
00	ст	ст			О	2	ІЗ	Іо			00	00		СО С0	сз	ст		
воіо-водяних теплообмінників
г ' N0 Ю	N0	"
З СЛ СЛ О О СЛ С< К> Ю ҐП 00 СТ о СЛ Сл со м
СЛ СЛ 00	00 СЛ СЛ Ю Ю СО О О О О СС
Внутрішнії! діаметр патруб-
ка для підведення води в
міжтрубннЛ простір і ви-
ходу З НЬОГО і!п, мм
Продовження табл. 4.13
Марка теплообмінника	Внутрішній діаметр корпусу ОВц, мм	Площа поверхні нагріван- ня одної секції Р, м-	Трубки		Площа		Внутрішній діаметр патруб- ка для підведенню водн в міжтрубннй простір і ви- ходу з нього ^п. мм
			Довжина мм	Кількість п, шт.	живого перерізу трубок /тр, м*	чіжтрубного простору /итр, м*	
ПВ-г-18, ПВ-г-43	359	40,1	4000	216	0,03325	0,05781	509
ПВ-г-19, ПВ-г-44	408	25,8	2000	283	0,04356	0,07191	359
ПВ-г-20, ПВ-2-45	408	52,5	4000	283	0,04356	0,07191	359
ПВ-г-21, ПВ-г-46	512	41	2000	450	0,06927	0,11544	406
ПВ-г-22, ПВ-г-47	512	83,4	4000	450	0,06927	0,22544	406
Прим і т к и:
1. г—кількість секцій, якими комплектують теплообмінник;
після г і номера теплообмінника (01 ...22, 26... 47) записується:
ТУ 78 УРСР 125 — 78.
2. Теплообмінники з номерами 01 ...22 розраховано на тиск
до 1 МПа, а з номерами 26 ... 47 — на тиск до 1,6 МПа.
тужності, вибраній конструкції та відомих температурах
теплоносіїв па вході в теплообмінник і на виході з нього,
виходячи з рівняння теплопередачі
де — теплова потужність теплообмінника, Вт; /<—
коефіцієнт теплопередачі, Вт/(м2 • К); Д/ — середній
температурний напір у теплообміннику, К.
Теплові потужності теплообмінників:
пароводяного
$ = 0^ = 6^"-1.&	(4.37)
ЕОДО-ВОДЯПОГО
(2 = О1СР1 (/; — і") = С2сР, (1"2 — Л),	(4.38)
де Лі — витрата гріючої пари, кг/с; г, — питома теплота
фазового переходу, Дж/кг; Оп С2 — масові витрати грі-
111
ючої води і води, що нагрівається, кг/с; сРі, сР,—
питомі теплоємності гріючої води і води, яка нагрівається,
Дж/(кг • К); і\, і'у—температури гріючої води на вході
в теплообмінник і виході з нього, °С; /'2, і"2—темпе-
ратури води, що нагрівається, на вході в теплообмін-
ник і виході з нього, сС.
Середній температурний напір у теплообміннику, К,
де Д/с — більша різниця температур гріючого теплоно-
сія та теплоносія, що нагрівається, К; Д/м — менша різ-
ниця цих температур, К.
У вото-водяних теплообмінниках рекомендується про-
титечінннй рух теплоносіїв. Коефіцієнт теплопередачі,
Вт/(м2  К),
ф
/< = 1/а, + 6СТ/ЛСТ -ь 1/а2 »	(4-40)
де ф — коефіцієнт використання поверхні нагрівання,
яким ураховують термічний оиір шару накипу на стінці
трубки, а також неповноту обмивання її поверхні (<р =
= 0,5...0,6 для підігрівників гарячого водопостачання
в теплових пунктах і підігрівників сирої води в котель-
нях; ф = 0,75...0,85 для решти теплообмінників); ос, —
коефіцієнт тепловіддачі від гріючого теплоносія до стін-
ки трубки, Вт/(м2- К); 6СТ — товщина стінки трубки, м;
Хст— теплопровідність матеріалу' стінки трубки,
Вт/(м-К); сс2— коефіцієнт тепловіддачі від стінки труб-
ки до води, що нагрівається, Вт/(м2- К).
Коефіцієнт тепловіддачі ах у випадку пароводяних
підігрівників визначається з урахуванням формул, одер-
жаних для водяної пари, що конденсується па горизон-
тальній трубці при ламінарному режимі течії плівки
конденсату, коли число Рейнольдса
Ке = 0,72820’75 (Хст/Х) (іі/иСт),/8,	(4.41)
де 2 = Са'/3/(КфРг), а Са=^,ОШІ/у2 — критерій Галілея
(£— прискорення вільного падіння, м/с2, с/юш,— зовніш-
ній діаметр трубки, м; V — коефіцієнт кінематичної
в’язкості конденсату, м2/с); Кф = г/[ср (/„ — /Ст)] —
критерій фазового переходу [г — питома теплота фазо-
вого переходу при температурі насичення, Дж/кг; сР—
питома теплоємність конденсату, Дж/(кг • К); —тем-
пература насичення, °С; /Ст— температура стінки трубки,
112
°С; Рг —критерій Прапдтля при температурі насичен-
ня; Аст і Рст—відповідно коефіцієнт теплопровідності
Вт/(м • К) та коефіцієнт динамічної в’язкості (Па • с)
конд нсату при температурі стінки трубки/ст; X і р,—
відповідно коефіцієнт теплопровідності [Вт/(м • К)] та
коефіцієнт динамічної в’язкості (Па • с) конденсату при
температурі насичення
При цьому коефіцієнт тепловіддачі
_____________________ Не Г(УУ
1	^ст) ^ЗОВІІ
(4.42)
де р — густина конденсату, кг/м3.
Коефіцієнт тепловіддачі а2 у випадку пароводяних
підігрівників визначається з урахуванням виразів, що
описують течію води в трубці залежно від режиму руху
води, який характеризується числом Рейнольдса Ке =
= ьлївиЛ’, де ь? — швидкість води, м/с; б/ШІ— внутріш-
ній діаметр трубки, м; V—коефіцієнт кінематичної
в’язкості (м2/с) води при її середній температурі /Ср, °С.
Число Нусельта при ламінарному режимі течії води
(Ке < 2300)
Ии = 0,15 Ке0-3 Сі' •,Рґ0-’3 (Рг/Ргст)0-23,	(1.43)
де критерій Грасгофа
Сг = ^/3ВІір(/Ст-/Ср)Л"	(4.44
[тут Р — коефіцієнт об’ємного розширення води (1/К)
при її середній температурі /ср, °С1, а Рг — критерій
Прапдтля при середній температурі води /ср, °С.
При турбулентному режимі течії води (Ке > 10 ОСО*
число Нусельта
N41 = 0,021 Ке°-8Рг0-’3 (Рг/Ргст)0-25,	(4.45)
а при перехідному режимі (2300<Ке<г 10 000)
Ки 0,008 Ке°’9Рг0-’3 (Рг/Рґст)0’25,	(4.46)
де Ргст — критерій Прапдтля для води при температурі
стінки трубки /ст, °С.
Тоді
а2 = Мц/(АапІІ),	(4.47)
де X — коефіцієнт теплопровідності [Вт/(м • К)1 ЕОДИ
при її середній температурі /ср, СС.
Коефіцієнти тепловіддачі а, і а« у випадку водо-во-
дяних теплообмінників також визначаються за формула-
113
ми (4.43)...(-1.47), але для теплоносія, піп рухається
в міжтрубпому просторі, замість с!мі слід підставити
еквівалентний діаметр каналу при поздовжньому обми-
ванні пучка труб:
^екв
= в +„Г 	<4-48)
ви і зови
де Ов|1 — внутрішній діаметр корпусу теплообмінника,
м; п — кількість трубок, шт.
Гідравлічний розрахунок теплообмін-
ників зводиться до визначення втрат напору води на тер-
тя Дрт і місцеві опори Дрм.о в трубках (пароводяні піді-
грівники), в трубках і міжтрубпому просторі (водо-во-
дяпі теплообмінники), а потім до підсумовування цих
втрат:
Др == Дрт 4-Дрм. о.	(4.49)
У випадку пароводяних підігрівників втрати напору
води на тертя, Па,
Д/,, = М^Д-,	(4.50)
авн
де р — густина води, кг7м3; І — довжина трубок одного
ходу підігрівника, м; г— число ходів води в підігрів-
нику; с1пп — внутрішній діаметр трубок, м; Хт— коефі-
цієнт опору тертя, що залежить від режиму руху води:
при ламінарному режимі (Ге < 2300)
Хт = 64/Ре;	(4.51)
при турбулентному режимі (Пе > 2300)
?'т = (1,82Ке — 1,61)2 •	<4-52)
Втрати напору води на місцеві опори, Па,
Др„.о = ^^3,	(4.53)
де У} £.—сума коефіцієнтів місцевих опорів.
Ураховуючи, що коефіцієнти місцевих опорів швид-
кісних багатоходових пароводяних підігрівників мають
такі значення [6І:	= 1,5 на вході в камери і виході
з них під кутом 90 0 до трубок, £2 — 1 на вході в трубки
з камер і виході з трубок у камери, = 2,5 при пово-
роті потоку води на 180° в камерах, дістаємо
Е| = 2 - 1,5 4-2- 1 + 2,5 (г—1)== 5 4-2,5(г—1)-
114
У випадку секційних г.одо родяпкх теплообмінників
втрати напору води на тертя в трубках і міжтрубному
просторі визначаються за формулою (4.50), в яку мають
підставлятись: / — довжина трубок одної секції, ?—
кількість послідовно з’єднаних секцій теплообмінника,
г/вн—внутрішній діаметр трубок і б/скг,—еквівалентний
діаметр каналу (для міжтрубиого простору).
Втрати напору води на місцеві опори обчислюються
за формулою (4.53) з урахуванням того, що коефіцієнти
місцевих опорів мають такі значення [61: В] = 0,36 на
вході в трубки, £2 = 0,54 на виході з них і £.. = 1,1
у місці повороту потоку воїн на 180° при переході з од-
ної секції теплообмінника в іншу. Тоді
£М = 0.9г+ 1,1(г—{1),
Особливостями руху потоку води по міжтрубному
просторі секційних водо-водяних теплообмінників є:
раптове розширення потоку при вході води з патрубка
в міжтрубний простір під кутом 99° до трубок; подолан-
ня опору трубного пучка; обгинання перегородок —
опор для труб; раптове звуження потоку при виході
води з міжтрубиого простору в патрубок. Сума коефі-
цієнтів місцевих опорів міжтрубиого простору при цьому
визначається виразом [6]
УЧ= 13,5^2-г,
де /мтр— площа перерізу міжтрубиого простору, не
заповненого трубками, м2; /п— площа перерізу патруб-
ка, м2. Остання обчислюється за відомим з табл. 4.13
внутрішнім діаметром патрубка для підведення во-
ди в міжтрубний простір і виходу з нього, тобто
= лт/п/4.
Методика розрахунку швидкісних пароводяних піді-
грівників. Ці підігрівники використовуються для на-
грівання як мережної, так і сирої води в парових та паро-
водогрійпих котельнях.
Спочатку, виходячи з графіка температур для тепло-
вої мережі, визначають тип підігрівника: дво- чи чотири-
ходовий, з плоскими чи з еліптичними днищами.
З розрахунку теплової схеми котельної відомо: Л,
і б?! — масові витрати гріючої пари і води, що нагріва-
ється; ін— температура насичення гріючої пари;
і /2—температури води, яка нагрівається, на вході
в підігрівник і виході з нього.
115
Відомо також, що трубна система підігрівника вико-
нується з латунних трубок 16 X 1 мм, тобто їхній зов
нішній діаметр г/ЮШІ == 16 мм, а внутрішній гіВІІ = 14 мм.
При ручному розрахунку підігрівника за температу-
рою насичення гріючої пари іп визначають фізичні вла-
стивості водяної пари та конденсату (г1г хх, сР1, рь Ргп
14. ^і)*
Обчислюють середню температуру води, що нагрі-
вається,
?2=(/'2+г;)/2,
за якою з таблиць фізичних властивостей водяної пари
і конденсату [18] знаходять м2, [>2, А., Рг2, р2, сР..
І іотім, задавшись швидкістю води в трубках щ2 —
= 1...2м/с, визначають орієнтовну площу живого пере-
різу трубок одного ходу підігрівника (м2), виходячи
з рівняння суцільності та нерозривності;
ëР_ С2
/тр “ ’
Після цього за технічними характеристиками піді-
грівників (див. табл. 4.12) вибирають номер підігрівника
з площею живого перерізу трубок одного ходу /тр,
близькою до орієнтовної /^р, і визначають решту ха-
рактеристик підігрівника (Гд, /, л, /мтр, число ходів
г, кількість трубок одного ходу ло).
Якщо значенню Г? жодне із значень /тр у табл. 4.12
не відіїовідає, то для встановлення в котельній можуть
бути прийняті кілька підігрівників, з’єднуваних пара-
лельно (при цьому да іьший розрахунок слід вести
для одного підігрівника, але в котельній має бути
не менше двох підігрівників мережної води, тобто
/У>2).
Надалі ручний розрахунок зводиться до визначення
теоретично необхідної площі поверхні нагрівання Гт,
порівняння її з дійсною площею /7Д й обчислення
Еірат напору води в трубках. Якщо /•д</?т або
набагато перевищує 1‘\, то необхідно вибрати інший
номер підігрівника і розрахунок повторити
При розрахунку пароводяного підігрівника на ЕОМ
оптимальну швидкість воли в його трубках «2 поклада-
ють такою, що дорівнює 1,5 м/с, і складають таблицю
початкових даних (табл. 4.14).
116
Рис. 4.8. Схема алгоритму розрахунку пароводяного підігрівника
на ЕОМ
Таблиця 4.14. Початкові дані для розрахунку пароводяного
підії рівнина на ЕОМ
Найменування величини	Позна- чсння	Оди- ниця	Значен- ня велич 11- ІІІІ
Масова витрата:			
гріючої пари	£>і	кг/с	
води, що нагрівається	6,	кг/с	
Тиск гріючої пари Температура:	Рі	МПа	
насичення гріючої пари	‘н	°С	
води, яка нагрівається, на вході	Є2	°С	
—»— па виході Діаметр трубок:	і 2	°С	
зовнішній	^ЗОВІІ	м	
внутрішній		м	
Коефіцієнт використання поверхні нагрі- вання	Ф	—	
Оптимальна швидкість води в трубках	ш2	м/с	1,5
Схему алгоритму розрахунку пароводяного підігрів-
ника на ЕОМ зображено на рис. 4.8 (текст програми об-
числень наведено в 112]). Функціональне призначення
символів схеми розкривається нижче.
Символ 1. Введення початкових даних згідно
з табл. 4.14.
Символ 2. Звернення до інтерполяційної підпро-
грами: за температурою насичення гріючої пари виз-
начити фізичні властивості водяної пари і конденсату
Он Ч. Сри Рі. Ргі. Ні* М-
Символ 3. Обчислення середньої температури во-
ди, іцо нагрівається, /2 = (і'2 + Ц)/2. Звернення до ін-
терполяційної підпрограми: за цією температурою виз-
начити параметри, які характеризують фізичні власти-
вості води, що нагрівається (>2, £2, Х21 Рг2, р2, ср2).
С и м в о л 4. Прийняти номер варіанта і = 1 вибра-
ного типу підігрівника з групи стандартних.
Символ 5. Прийняти значення незалежних змінних
для варіанта і — 1 (Гд = ЕДІ-, 2 = 2,-, І = п = л,,
/тр = /три /мтр = /мтрі» =
Символ 6. Кількість параллельноввімкненихнідіг-
V/о	*
ріпників N — ш р ~. Заокруглити N до
більшого цілого числа. Дійсна швидкість
ках підігрівника =
найближчого
води в труб-
О.
Ра/тр-М '
118
Символ 7. Перевірка умови N > 2 для підігрів-
ників мережної води.
Символ 8. Перевірка обмеження швидкості води
в трубках підігрівника: 1 с < 2.
Сим вол 9. Теплова потужність підігрівника =
. Середній температурний напір у підігрівнику
І" ____і
2 г2
А/= і'о . Температура стінки трубки підігрівника
В; _
*н *2
(перше наближення)/Ст = (/н + /г)/2.
Сим в о л 10. Звернення до інтерполяційної підпрогра-
ми: за /Ст визначити Ргст. Аст, рст.
Символі 1. Прийняти визначальний розмір Івкзв у фор-
мулах для розрахунку коефіцієнта тепловіддачі при кон-
денсації водяної пари: у випадку горизонтального піді-
грівника /визн = ^зовн» а вертикального—/визн = І. Крите-
рій Галілея Са = 9,81/пи3ЗІІ/у2. Критерій фазового перехо-
ду Кф = гі/ІСр, (/н — /ет)]. Параметр 2 = Са,/3/(КфРг1).
Символ 12. Число Рейнольдса для пари, що конден-
сується на горизонтальній трубці при ламінарному ре-
жимі течії плівки конденсату, Рєі = 0,728 20,75 (^-стіАі)378
Символ 13. Перевірка умови 2 < 2300 (при кон-
денсації водяної пари на вертикальній трубці).
Символ 14. Число Рейнольдса при турбулентно-
му режимі течії плівки конденсату = [89 -}- 0,024 Рг°і5
(Рч/Рґст)0-25 (2 — 2300)],/3.
Символ 15. Число Рейнольдса при ламінарному
режимі течії плівки конденсату Кег = 0,95 20,78(Хст/
'АіГ/8 (14/Мст)1/8-
Символ 16. Коефіцієнт тепловіддачі при конденса-
ції водяної пари на зовнішній поверхні трубки а, =
= КЄіГіРР^/К/н — /ст) /ввзії]. Число Рейнольдса при змуше-
ній течії води в трубках І?е2 = а$</пнЛ’2.
Символ 17. Перевірка умови Ке2 с 2300.
Символ 18. Перевірка умови І?е2 > 10000.
Символ 19. Число Нусельта при перехідному ре-
жимі течії води Ми2 = 0,008 І?е°й9 Рг°23 (Рг2/Ргст)0,25.
Символ 20. Критерій Грасгофа при ламінарному
режимі течії водн Сг2 = 9,81 гівн [32 (/С1 — /2)/^. Число
Нусельта при цьому самому режимі ІЧи2 =0,15 Ре°23 X
X Сг? Рг°'23 (Рг2/Рґст)0*25.
119
Символ 21. Число Нусельта при турбулентному
режимі течії води Ки2 = 0,021 Ке"-,8 Рг°23(Рг.,/І гст)“-25.
Символ 22. Коефіцієнт тепловіддачі від внутріш-
ньої поверхні стінки тр\бки до води, що иагрігається,
а2 — К’и2Х2|ГЇвв. Звернення до інтерполяційної підпро-
грами: за /„ визначити коефіцієнт теплопровідності ма-
теріалу стінки трубки 2-ст- Термічний опір маїеріалу
СТІНКИ трубки А?ст = 0,5 (гізови —гіви)/Хст. Коефіцієнт
ер
теплопередачі К — Д/аі +	. Дійсна температу-
ра стінки трубки /стд = /„—КД^/ар Похибка завдан-
ня Температури СТІНКИ трубКИ 6/ст = 100|/Ст.д— АиІДст.д.
Символ 23. Перевірка умови 6/ст < 1 Д %•
Символ 24. Нове значення температури стінки
трубки /сті = Сст.д 4~ ^ст)/2. Прийняти ІЛ — /сті-
Символ 25. Площа поверхні нагрівання підігрів-
ника /гт =
Символ 26. Перевірка умови Гд > Рт.
Символ 27. Запас (%) дійсної площі поверхні
Г —Р
нагрівання підігрівника відносно необхідної б/7 = —тх
X 100. Перевірка умови мінімуму запасу площі по-
верхні нагрівання з урахуванням даних табл. 4.12 для
групи стандартних підігрівників даного тішу ЬР = пііп?
Символ 28. Перевірка того, чи переглянуто всі М
варіантів стандартних підігрівників: і = ЛІ?
Символ 29. Збільшити номер варіанта вибраного
типу підігрівника на одиницю (і — і 4- І) і повернутись
до символу 5.
Символ ЗО. Вибрано підігрівник з оптимальною
площею поверхні з групи стандартних.
Символ 31. Перевірка умови Пе.,«: 2300.
С и м вол 32. Коефіцієнт опору тертя при турбулент-
ному режимі течії веди Хт= 1/(1,82 1рРе2— І,64)2.
Символ 33. Коефіцієнт опор} тертя при ламінар-
ному режимі течії води лт = 64 Ке.
Символ 34. Втрати напору годи на тертя Дрт =
- р3 (и>о)г 1~ г	. . -	•
= лт_______ ——. Сума коефіцієнтів місцевих опорів 1§=
2 “ви
= 5 4- 2,5 (г— 1). Втрати напору годи на місцеві опори
Р2 2
2
•Д/^М.О — “
Сумарні втрати напору води в труб-
ках підігрівника Др = Дрт 4- Дрм.о,
4 20
Символ 35. Виведення на друк: 1) таблиці поча-
ткових даних (табл. 4.14); 2) Вт; А/,°С; Вт/(м2х
X К); а2, Вт/(м2 • К); К, Вт/(м2 • К); Р, м2; /V, шт.;
3) Рд, м2; г; І, мм; п, шт.; [тр, м2; /мтр, м2; 2?в, м;
4) ЬР, %; Др, Па.
Методика розрахунку швидкісних секційних водо-
водяних теплообмінників. Ці теплообмінники застосо-
вуються для таких цілей: нагрівання сирої та хімічно
очищеної води у водоїрійних котельнях і хімічно очище-
ної води в пароводогрійних котельнях; охолодження про-
дувальної і деаерованої воли, а також конденсату паро-
водяних підігрівників мережної й сирої води у парових
та пароводогрійних котельнях. Крім того, вони викори-
стовуються в теплових пунктах для нагрівання води, що
циркулює в системі опалення, й води, яка відпускається
па гаряче водопостачання споживачів (при закритій си-
стемі теплопостачання).
Спочатку вирішують, яку волу (гріючу теплообмін-
ників або ту, що нагрівається) спрямовувати в трубки
і міжтрубний простір, маючи на увазі таке. В охолодни-
ках конденсату підігрівників мережної і сирої води ко-
телень конденсат рекомендується спрямовувати в між-
трубний простір, а воду, яка нагрівається,— в трубки.
У підігрівників сирої та хімічно очищеної водн водогрій-
них котелень, а також хімічно очищеної води пароводо-
грійних котелень гріюча вода має спрямовуватись в між-
трубний простір; вода, що нагрівається, —; в трубки.
В охолодниках деаерованої води парових і водогрійних
котелень гріючу воду необхідно спрямовувати в між-
трубний простір, а воду, яка нагрівається,— в трубки;
в охолодниках продувальної води парових котелень —
навпаки: гріючу воду слід спрямовувати в трубки, а во-
ду, що нагрівається,— в міжтрубний простір.
У підігрівниках, які встановлюються в теплових пунк-
тах і призначені для гарячого водопостачання спожива-
чів, гріюча вода має спрямовуватись в міжтрубний про-
стір, а вода, що нагрівається,— в трубки, тому що на-
кип, який осаджується, легше видалити з внутрішньої
поверхні трубок, ніж із зовнішньої. В підігрівниках, які
працюють в системах опалення, для вирівнювання швид-
костей воду необхідно спрямовувати в трубки, а воду,
що нагрівається,— в міжтрубний простір.
З розрахунку теплової схеми котельної відомо:
і С?2— масові витрати гріючої води і води, яка нагріваєть-
ся; і її — температури гріючої води на вході в тепло-
121
обмінник і виході з нього; 1$ і /о—температури води,
що нагрівається, на вході в теплообмінник і виході
з нього.
Для підігрівників, що встановлюються в теплових
пунктах, задаються теплова потужність (Вт), а також
температури гріючої води (/(, і") і води, яка нагріва-
ється (/?, і").
Відомо ще, що трубна система теплообмінника вико-
нується з латунних трубок 16 X 1 мм (тобто їхній зов-
нішній діаметр б/.чови = 16 мм, внутрішній с'І!н = 14 мм)
з довжиною кожної секції — 2 м або /2 = 4 м. Схема
руху теплоносіїв має бути протитечійна.
При ручному розрахунку теплообмінника, вирішив-
ши, яка вода (гріюча чи та, що нагрівається) спрямову-
ватиметься в трубки, визначають середні температури
води в трубках і міжтрубному просторі:
^тр — тр 4“ ^тр)/2; ^мтр = (^мтр 4~ ^мтр)/2,
за якими з таблиць фізичних властивостей води [181 зна-
ходять у, Р, X, Рг, р, ср.
Потім, задавшись швидкістю води в трубках о?тр =
= 1...2м/с, визначають орієнтовну їх кількість в секції
(шт.), виходячи з рівняння суцільності й нерозривності:
4ЄТр
Л°Р = Ртр К'тр ‘
Після цього за технічними характеристиками тепло-
обмінників (див. табл. 4.13) вибирають номер секції за
кількістю трубок, близькою до орієнтовної /70р, й визна-
чають решту характеристик теплобмінника (/тр, /мтр,
£>вн, Рі^ Р .)•
Якщо значенню пор жодне із значень п в табл. 4.13 не
відповідає, то до встановлення в котельній можу гь бути
прийняті кілька секцій теплообмінника, що вмикаються
паралельно (при цьому дальший розрахунок слід вести
для одного теплообмінника).
Надалі ручний розрахунок зводиться до визначення
теоретично необхідної площі поверхні нагрівання Рт,
кількості секцій 2 і втрат напору води в трубках та між-
трубпому просторі теплообмінника.
При розрахунку водо-водяного теплообмінника на
ЕОМ оптимальну швидкість води в його трубках путр по-
кладають такою, що дорівнює 1,5 м/с, і складають табли-
цю початкових даних (табл. 4.15).
122
( Початок )
-ід—л.------
Підпрограма
визначення оЦ
-20 І
^,ре2,0г2
Срі
Тг,^,Т>2.^2, Ргі,Рз.,Срі	
	
5
Схема руху 6одцза варіантом У?		НІ \		
			_ 	 Д/=Сд7>, Рі=Ртр	
7	ТАК			
Оі=Огпр> Р2=Ртр				
р				
і-				
				
				Ґ9	
Я				
п, дтр, днтр, ОВн>Пц ,Р(.2.вп				
мп				
Н, *	с? тур			
ні				
		НІ		-ьї	
				
ІШ’		НІ			
<7	ТАК			
\'О.ЛІ,ІСП7. І декв				
				\ХН)	
| Ргст,	^ст			
			✓Я	
Схемарухц Води за Варіантомі?		НІ —>	Присвоювання індексів параме. ^ам	
4а	\ТАК			
Присвоювання індексів параметоам				
Рів				
| н^яе	і£гі			
				
(^)				
Арм.т, дРт
-ЗО І
^мтр,Ремтр
Г Підпрограма
[визначення сі2
( Кінець )
Рис. 4.9. Схема алгоритму розрахунку секційного водо-водяного
теплообмінника на ЕОМ
Таблиця 4.15. Початкові дані для розрахунку швидкісного
секційного водо-водяного ісплообмінника на ЕОМ
Найменування характеристики	Позначення	Одиниця	Значення величини
Масова витрата води:			
гріючої	Сі	кг/с	
що нагрівається	Сз	кг/с	
або теплова потужність підігрівника (при встановленні в теплогому пункті) Температура води:	(2	Вт	
гріючої па вході	гі	°С	
—«— виході		°С	
що нагрівається, на вході		°С	
—»— виході Діаметр трубок:	‘і	СС	
зовнішній	ЧОІІН	м	
внутрішній	^вн	м	
Коефіцієнт використання поверхні нагрівання	<Р	—	
Оптимальна швидкість води в труб- ках Варіанти схеми руху води:	^тр	м/с	1,5
гріюча — в міжтрубний простір, а та, що нагрівається,— в трубки	Варіант 1	—	
гріюча — в трубки, а та, яка нагрі- вається,— в міжтрубний простір	Варіант 2		
Схему алгоритму розрахунку швидкісного секційного
водо-водяного теплообмінника показано на рис. 4.9
(текст програми обчислень наведено в 112)). Функціо-
нальне призначення символів схеми розкривається
нижче.
Символ 1. Введення початкових даних згідно
з табл. 4.15.
Символ 2. Обчислення середньої температури грі-
ючої води її — (іі ^)/2. Звернення до інтерполяційної
підпрограми: за цією температурою визначити фізичні
властивості гріючої води (\-х, рп Ргп рп сР|).
Символ 3. Обчислення середньої температури во-
ди, що нагрівається, /2 = (і'., + С)/2. Звернення до ін-
терполяційної підпрограми: за цією температурою ви-
значити фізичні властивості води, яка нагрівається (м2,
02, Х2, Рг2, р2, сР.).
124
Символ 4. При розрахунку підігрівника для тепло-
вого пункту, якщо теплову потужність (] підігрівника
відомо, масова витрата гріючої води 6г = (2/їсР1(іі —
— /Г)], а води, яка нагрівається, С., = С}/[сР1 (і"—/-)].
Символ 5. Перевірка умови: схема руху води за
варіантом 1?
Символ 6. Присвоїти значення параметрам-
— С»р, Рі= Ртр-
Символ 7. Присвоїти значення параметрам: 02 =
== Сір, Р? = Ртр-
С п м'вол 8. Прийняти номер і = 1 варіанта вибра-
ного типу стандартного секційного водо-водяного тепло-
обмінника.
Символ 9. Прийняти значення незалежних змін-
них для варіанта і =1 (л = Пі\ /тр — /трп /мтр = /мтр/І
^Ліш> І\ ~	^пі)-
Символ 10. Кількість теплообмінників, які вми-
каються параллельно, N —-------—.Заокруглити N
1	“’трРтрЛр
до найближчого більшого цілого числа. Дійсна швид-
ґ -	д СтР
кість води в труоках теплообмінника к'їр =р—у—дг-
Символ 11. Перевірка умови N = шів?
Символ 12. Перевірка обмеження швидкості водн
в трубках теплообмінника: 1 < ц^р < 2.
Символ 13. Теплова потужність теплообмінника
<2 == О.,сР1 (її — С')/<У. Середній температурний напір у
(/ї - /л - 1/1' — І2)
теплообміннику А/ = |п — /з	• Температура
"	9'— />'
стінки трубки теплообмінника (перше наближення) іст =
= (71 + /2)/2. Еквівалентний діаметр каналу при русі
води в міжгрубному просторі теплообмінника б/скв =
== (Т^іш П(./^оВН)/(£)вн ШІзопи).
Символ 14. Звернення до інтерполяційних під-
програм: за /ст визначити Ргст для води і Лот матеріа-
лу трубки.
Символ 15. Перевірка умовні схема руху водн за
варіантом 1?
Символ 16. Присвоювання індексів параметрам!
Сі = С1р, (>! — ргр, Vі! = Тір, СІ 1 = б/цн> /1 = /тр, С2 = Смтр>
Р* Рмір> ^2 ~ ''мтр, (І= ^екв, /2 = /мтр»
125
Символ 17. Присвоювання індексів параметрам:
С1 — 0мтр, Рі = Рмтр» = ¥мтр, б/, = б/екв, Д = /мтр, С2 =
= СТр, р2 — Ртр, ^2 “ ^тр, ^2==^вн> /2~ /тр.
Символ 18. Швидкість гріючої води го1=СІ/
/Рі/і^)- Число Рейнольдса для гріючої водн КЄ] = »,/
(с/^х). Критерій Грасгофа для гріючої води СГі =
= 9,81 4Мі-*ет)ЛІ.
Символ 19. Звернення до підпрограми визначення
коефіцієнта тепловіддачі від гріючої води до поверхні
стінки трубки сс^ (див. символи 19... 22 на рис. 4.8).
С и м в о л 20. Швидкість води, що нагрівається, ір2 =
= С2/ (р2/2ЛО. Число Рейнольдса для води, яка нагрі-
вається, Йе2 = к.'2/(й2т2). Критерій Грасгофа для води,
що нагрівається, Сг2 = 9,81 Р2 (^ст — /2)Л’1.
Символ 21. Звернення до підпрограми визначен-
ня коефіцієнта тепловіддачі від поверхні стінки труб-
ки до води, яка нагрівається, сс2 (див. символи 19 ... 22
на рис. 4.8).
Символ 22. Термічний опір матеріалу стінки труб-
ки /?Ст = 0,5 (г/зовн — <Ян) /Аст. Кое {лцієнт теплопередачі
<Р	л
X = '_). р \/'а2 . Дійсна температура стінки труб-
ки /ст.д = — Кбл/аг. Похибка задання температури
СТІНКИ трубки 6/ст= 100| /ст.д — /ст| / ^ст.д-
Символ 23. Перевірка умови 6/ст<1,5 %.
Символ 24. Нове значення температури стінки
трубки /сті = (/ст.Д + ^ст)/2. Прийняти /Ст = /сті •
Символ 25. Площа поверхні нагрівання теплооб-
мінника Р =	Кількість секцій теплообмінника
при довжині трубок /х = 2 м = Р/Рі, (заокруглити
до найближчого більшого цілого числа). Кількість сек-
цій теплообмінника при довжині трубок /2 = 4 м г2 =
= РіРі, (заокруглити а2 до найближчого більшого ці-
лого числа).
Символ 26. Перевірка того, чи передбачено всі М
варіантів стандартних секційних водо-водяшіх теплооб-
мінників: і = М?
Символ 27. Збільшити номер варіанта вибраного
типу теплообмінника на одиницю (ї = і + 1) й поверну-
тись до символу 9.
Символ 28. Вибрати теплообмінник з оптималь-
ними параметрами серед стандартних.
Символ 29. Число Рейнольдса при русі води
в трубках Ке-гр = с^тр/(б/ш^тр).
126
Символ ЗО. Перевірка умови Ретр < 23С0.
Символ 31. Коефіцієнт опор}' тертя при тур-
булентному режимі течії води в трубках ХТ[ =
= 1/(1,82 І^Кетр — 1,64)2.
Символ 32. Коефіцієнт опору тертя при ламінар-
ному режимі течії води в трубках /"т1 = 64/Кегр.
Символ 33. Втрати напору води на тертя в труб-
Рто^тп2
ках Д^т.т = 1Т[— 2 ~ (обчислити Дрт.ті при =
= 2м і г = гх; Д/?т.т2 при /2 = 4 м і г = г2). Сума кое-
фіцієнтів місцевих опорів у трубках Х^тр = 0,9 2 +
+ 1,1 (2— 1) (обчислити Х£трі при 2 = 2Х І Х£тр2 При
г=г2). Втрат напору води на місцеві опори в труб-
ках Д/?м.т = Х£тр £іР^’тР (обчислити Дрм.ті при 2 = 2Х І \ =
= 2 м; Д/?м.т2 при 2 — г2 і /2 = 4 м). Сумарні втрати на-
пору води в трубках теплообмінника Дрт = Дрт.т +
+ Дрм.т (обчислити Д/7-ГІ І Д/Лг?).
Символ 34. Швидкість води в міжтрубпому про-
с
сторі теплообмінника ьумтр =---—. Число Рейно-
Рмтр/ мгр
льдса при русі води в міжтрубпому просюрі Кемтр =
== ^мтр/(^екп Т’мтр).
Символ 35. Перевірка умови Кемтр < 2300.
Символ 36. Коефіцієнт опору тертя при турбу-
лентному режимі течії води в міжтрубному просторі
теплообмінника Хт2= 1/(1,82 1§Кемтр—1,64)2.
Символ 37. Коефіцієнт опору тертя при ламінар-
ному режимі течії води в міжтрубпому просторі тепло-
обмінника ^ == б4/Ке.МТр.
Символ 38. Втрати напору води на тертя в між-
0 пу 2
труоному просторі теплообмінника Дрт.м = лт2
/г
---(обчислити Д/?т.м1 при і1 = 2м І 2=2Х\
при /2 = 4 м і г = г2). Сума коефіцієнтів місцевих опо-
рів у міжтрубпому просторі теплообмінника Х^мтр =
= 13,5 • 4 г/мтр / (лб/п) (обчислити Х£мтрІ при г = 2Х і
2£МТр2 при г = г2). Втрати напору води на місцеві опо-
ри в міжтрубному просторі теплообмінника ДДм.м =
= ^ьмтр—МтР>Ц)мтр (обчислити Д/7м.т1 при 2 = 2Х І Іх =
= 2 м; Дрм .т2 при 2 = 2, і /2 = 4 м). Сумарні втрати па-
127
пору води в міжтрубному просторі теплообмінника
Дрм = Дрт.м + Дрм.м (обчислити Д/?м1 і дрм2).
Символ 39. Виведення на друк: 1) таблиці по-
чаткових даних (табл. 4.15); 2) (}, Вт; Л/. сС; аР
Вт/(м2 - К); а2> Вт/(м2 • К); К, Вт/(м2 • К); Г, м2; N. шт.;
3) характеристик теплообмінника в такому вигляді:
Кількість секцій, ПІТ.
Довжина трубок секцій, м
Площа, м2:
поверхні нагрівання секції
живого перерізу грубок
—»— міжтрубного простору
Внутрішній діаметр корпусу, м
Швидкість води, м/с:
в трубках
у міжтрубному просторі
Втрати напору водн, Па:
в трубках
у міжтрубному просторі
Дрті =••• Дрт2= ...
Дрмі = ... Дрм2 =...
Аналіз одержаних характеристик (г, І, лає змогу
остаточно визначити кількість секцій г теплообмінника.
При цьому, якщо обмеженням є довжина приміщення,
то рекомендується вибирати 2 — 2], а якщо висота —
? = г2. Якщо ж обмеження па розміри теплообмінника
не накладуються, то кількість його секцій вибирають
за мінімальними втратами напору води в трубках тепло-
обмінника.
Програми розрахунку швидкісних пароводяних піді-
грівників і швидкісних секційних водо-водяних тепло-
обмінників реалізовано на ЕО.Ч СМ-1407 з організацією
діалогового режиму для користувачів [12].
4.5.	Вибір баків [ємкостей)
В котельнях установлюються баки (ємкості) для зби-
рання конденсату, зберігання живильної води, робочої
води та ін.
Для збирання конденсату, що надходить від спожи-
вачів і дрепажів паропроводів, а також води, яка спуска-
ється з деаераторів, використовуються два баки, міст-
128
к ість кожного з яких (м8) визначається за прийманням
п івгодиниої витрати конденсату, що повергається:
І'к =	. 3600,
І’к
(4.54)
ле 0Сп—витрата конденсату, який повергається від
споживачів, кг/с; рк— густина конденсату, кг/м3.
При відсутності в котельнях спеціальних баків для
зберігання живильної води необхідний її запис резер-
вується в деаерашйних баках. Висота встановлення ат-
мосферних деаераторів або баків для зберігання живиль-
ної водн відносно осі живильного насоса повинна виклю-
чати можливість пароутворення у всмоктувальному пат-
рубку. В разі необхідності зниження висоти встановлен-
ня атмосферних деаераторів рекомендується вводиш охо-
лодники деаерованої води у всмоктувальну лінію насосів.
Сумарна місткість баків (м3) для зберігання деаеро-
ваної води для підживлення при закритій системі тепло-
постачання визначається з розрахунку 20-хвилиннвї
продуктивності деаератора:
Уп = -!—• 3600,
3 Рд
(4.55)
де Сд — продуктивність деаератора, кг/с (відомо з роз-
рахунку теплової схеми котельної); рд — густина деаеро-
ваної води для підживлення, кг/м3.
Сумарну місі кість (м3) баків-акумуляторів води для
підживлення при відкритій системі теплопостачання ре-
комендується вибирати такою, що дорівнює шести-,
восьмикратній середньогодинній за добу витраті води на
гаряче водопостачання:
Уа = (6 . .. 8)	 3600,	(4.56)
Рг. в
де Сг.в — витрата води на гаряче водопостачання, кг/с
(відомо з розрахунку теплової схеми котельної); рг.в —
густина води для підживлення, кг/м3.
Кількість баків-акумуляторів має бути не менше двох
і до того ж однакової місткості.
Баки для зберігання проміжної води при закритій
системі теплопостачання розміщуються в будівлях ко-
тельної на нульовій позначці чи на площадках багато-
поверхової частини котельної під деаераційною установ-
кою водії для підживлення. Баки-акумулятори води для
5 1-342
129
підживлення при відкритій системі теплопостачання
встановлюються за межами будівель котельної, звичайно
в зоні розташування димової труби.
4.6.	Вибір трубопроводів
Залеж:; о від виду середовища, яке транспортується
(перегріта чи насичена пара, гаряча вода), його темпер і -
тури і піску трубопроводи відповідно до Правил Держ-
•п-х нагляду поділяються на чотири категорії в по-
рядку спадання параметрів. Усі трубопроводи промисло-
вих й опалювальних котелень належать до третьої та
четвертої категорій; вони можуть виготовлятись із стан-
дартних безшовних і зварних труб, викопаних з вугле-
цевої сталі. Звичайно стальні труби постачаються за
зовнішнім діаметром з кількома значеннями товщини
стінки.
З метою уніфікації всіх елементів трубопроводу (труб,
арматури, з’єднувальних частин) і збереження значення
прохідного перерізу, що забезпечує розрахункові умови
для проходження робочого середовища, введено поняття
умовного діаметра (проходу) ау. Як останній приймається
заокруглений розрахунковий внутрішній діаметр у мі-
ліметрах з такою ряду: 10; 15; 20; 25; 32; 40; 50; 65; 80;
100; 150; 200 і т. д.
Для вибору матеріалу і розрахунку елементів трубо-
проводу залежно від температури та тиску серідовища,
яке транспортується, введено поняття умовного тиску
ру — найбільшого надлишкового тиску, на який розра-
ховуються всі елементи трубопроводу при температурі
навколишнього середовища 20 °С. Робочий тиск рр — не
найбільший надмірний тиск, то забезпечує тривалу ро-
боту всіх елементів трубопроводу при робочій темпера-
турі середовища, яке транспортується (ру >> рр). Зна-
чення ру для труб, арматури і з’єднувальних частин тру-
бопроводів залежно від цієї температури встановлено
ГОСТ 356—80.
За призначенням всі трубопроводи котельної поділя-
ються на три групи: 1) пари, гарячої води; 2) водопідю-
товної установки; 3) конденсату, дренажні, пожежо і т-
сіння, систем контрольно-вимірювальних приладів, стис-
нутого повітря та золовидаляння. Для експлуатації гсіх
трубопроводів передбачаються виходи, які забезпечують
можливість правильного їх заповнення та випорожню-
вання. З цією метою трубопроводи прокладаються з на-
130
хилом не менш як 0,001 за напрямком руху середовища,
причому передбачається встановлення штуцерів і вегти-
лів у верхніх точках для виведення повітря, а в нижніх —
рідини. Шоб запобігти гідравлічному удару в трубопро-
водах, по яких транспортується пара, передбачається
їх дренаж. Останній буває автоматичним і пусковим.
Автоматичний дренаж здійснюється шляхом установлен-
ня копденсатовідвідників. Ними обладнують трубопро-
води нагніченої пари і тупикові трубопроводи перегрітої
пари, а пусковим дренажом — ділянки паропроводу,
в яких може бути скупчення конденсату при їх прогрі-
ванні під час пуску чи при вимкненні паропроводу. Від-
ведення конденсату викопується за допомогою дренаж-
них труб.
Діаметри трубопроводів (м) визначаються виходячи
з розрахункових максимальних витрат, а також допусти-
м х швидкостей води і пари за формулою
е/пн = 1,131^ 6/(х-п),	(4.57)
де О — масова витрата середовища, яке транспортується,
кг/с; ю — його середня швидкість, м/с; р — середня гус-
тина середовища (кг/м3), яка визначається як півсума
густіш па печатку і в кінні трубопроводу. Швидкість
вода має становити 0,5...1,5 м/с перед насосами і 2...
З м/с за ними. Швидкості насиченої пари, що рекоменду-
ються, лежать в межах 20...40 м/с, а перегрітої— 40...
70 м/с.
Товщина стінки трубопроводу (мм) обчислюється за
формулою
де р — розрахунковий тиск (МПа), який прін мається
таким, що дорівнює номінальному па вході трубопро-
від, а для рідин треба ще враховувати гідростатичний
зиск; ф — коефіцієнт ослаблення трубопроводу зварним
швом (для безшовних труб з вуглецевої сталі с| = 1);
о—допустима напруга, МПа (табл. 4.16).
Іояача (мм’) для прямих трубопроводів визначається
за формулою
с —
а для гнутих — за
5,
формулою
д І
С = г І « 5.
(4.59)
(4.60)
131
Таблиця 4.16. Допустима напруга трубопроводу, ЛЇІіа
Марка стал і	Розрахункова температура стінки трубопроводу, °С						
	2	250	3 0	350	400	450	500
10	127	ПО	98	86	75	52	29
20	141	129	117	104	90	63	33
Значення коефіцієнта А залежно від мінусового до-
пуску труб змінюються в межах 0,18...0,05. Для гнутих
т трубопроводів коефіцієнт А і залежить ще і від відносного
радіуса гнуття труби /?/с/ овп, змінюючись в межах 0,2...
0,03. В усіх випадках додача с становить не менш як
0,5 мм.
Товщина стінки трубопроводу залежно від зовніш-
нього діаметра с/з0вн труби повинна бути не меншою від
таких значень:
Фювн- мм 38	51
70	90	108
5.пп.,	'-7б	2
В разі дії на трубопровід зовнішніх сил (тяжіння,
осьової та іп.) його міцність слід перевірити окремо.
При виборі трубопроводів котелень виникає необхід-
ність розрахунку гідравлічного опору трубопроводів.
Для їх виготовлення використовуються безшовні, елек-
трозварні та водогазопровідні труби. Останні застосо-
вуються для транспортування середовища з тиском менш
як 1 МПа і температурою нижче 200 °С (труби звичайні),
а також з тиском до 1,6 МПа і температурою нижче
200 °С (труби підсилені). Трубопроводи, що працюють
при тиску середовища, яке транспортується, більш як
1,6 МПа і температурі до 450 1С, викопуються з безшов-
них труб, виготовлених з вуглецевої сталі марок 10 та
20, а при температурі теплої осія понад 450 °С — з лего-
ваних сталей.
З’єднання трубопроводів виконується їх зварюван-
ням. На фланцях допускається приєднання трубопрово-
дів до арматури та обладнання. При тиску робочого се-
редовища до 0,25...1,3 МПа і температурі 150...300сС
використовується чавунна арматура, при температурі
робочого середовища до 450°С — арматура з вуглецевої
сталі. Ущільнення фланцевих з’єднань досягаються за
допомогою прокладок, які в трубопроводах пари і гаря-
132
чої води тиском до 4 МПа найчастіше виготовляються
з пароніту чи клінгериту.
При проектуванні й монтажі трубопроводів необхідно
враховувати їх температурне видовження (мм), яке ви-
значається за формулою
АГ = Ь (/2 — 4) а,	(4.61)
де Ь — довжина трубопроводу, м; і і., — температури
його металу при монтажі й нагріванні, °С; а — коесрі-
цієпт розширення металу трубопроводу, °С-1 (в прак-
тичних розрахунках покладають а = 0,012 °С-1).
Компенсація температурного видовження трубопро-
водів досягається або встановленням спеціальних при-
строїв — компенсаторів, або шляхом надання трубопро-
водам плоскої чи просторової вигнутої конфігурації.
Для правильної роботи компенсатора необхідно об-
межити ділянку, видовження якої він повинен сприйма-
ти, .і забезпечити вільне переміщення трубопроводу на
цій ділянці. З цією метою опори трубопроводу викову-
ються рухомими та нерухомими. Останні встановлюють-
ся на кінцях ділянок, на які розбивається трубопровід
при розрахунку компенсаторів або в разі його само-
компепсації. Ці опори фіксують трубопровід у певному
положенні й сприймають зусилля, що виникають в тру-
бопроводі навіть при наявності компенсатора. Рухомі
опори забезпечують вільне переміщення трубопроводу
в разі його розширення від нагрівання. При наявності
вертикальних теплових переміщень застосовуються пру-
жинні опори та підвіски. Максимально можлива відстань
між опорами лежить в межах 4...6 м. Всі опори розрахо-
вуються на передавання сили тяжіння трубопроводів
і середовища, яке транспортується, па колони, стіни та
перекриття будівель.
Компенсатори залежно від їхньої конструкції поді-
ляються на лінзові, сальникові й гнуті з труб іП- та ліро-
подібні). Лінзові компенсатори використовуються в си-
стемах газопостачання при тисках газу до 0,6 МПа, саль-
никові — в системах теплопостачання при тисках робо-
чого середовища до 1,6 МПа, а гнуті — в будь-яких си-
стемах і при будь-яких тисках робочого середовища.
Гнуті компенсатори громіздкі, але найбільш надійні
в експлуатації; тому вони застосовуються для компенса-
ції видовження паропроводів. Нині при трасуванні тру-
бопроводів намагаються максимально використати їхню
самоком пенса цію.
133
Таблиця 4.17. Кольори фарбування трубопроводів різного
призначення
Теплоносій	Умовне позначен- ня	Колір фарбування	
		основний	кільця чи смуги
Пара:			
перегріта (до тиску 3,82 МПа)	пп	Червоний	Без кілець
насичена	пн	Те саме	Жовтий
відбірна	по	—»—	Зелений
Конденсат Вода	вк	Зелений	Син ііі
живильна	вп	Те саме	Без кілець
хімічно очищена	вх	—»—	Білий
сира	вт	Чорний	Без кілець
Дренаж і продування	вд	Зелений	Червоний
Пожежний водопровід Теплова мережа:	ВПож	Оранжевий	Без кілець
пряма	пс	Зелений	Жовтий
поворотна	ос	Те саме	Коричневий
При складанні схеми трубопроводів потрібно забез-
печити її простоту в поєднанні з надійністю. В схемах
трубопроводів промислових котелень, як правило, є по-
перечні зв’язки між групами технологічного обладнання
що забезпечує його взаємозамінність. Головний магі-
стральний паропровід і головні трубопроводи живиль-
ної води виконуються одинарними. Парові й живильні
перемички секціопуються засувками, які дають змогу
вимикати окремі елементи схеми без порушення тепло-
постачання споживачів.
З метою зменшення втрат теплоти в навколишнє се-
редовище й забезпечення безпеки праці персоналу ко-
тельної всі трубопроводи з температурою робочого
середовища більш як 50 °С ізолюються спеціальними
матеріалами, що мають низьку теплопровідність. Як теп-
лова ізоляція із середньою температурою до 60°С реко-
мендується використовувати мінеральну повсть з бітум-
ною зв’язкою, а при більш високих температурах — мі-
неральну вату. Зовні ці матеріали промазуються азбо-
уритовими мастиками і для зменшення втрат випроміню-
ванням покриваються листовим алюмінієм або оцинко-
ваною листовою сталлю. Товщина теплової ізоляції роз-
раховується виходячи з норм втрат теплоти. Температура
поверхні ізолюючого матеріалу не повинна перевищу-
вати 45 °С.
134
(4.62)
Фланцеві з’єднання й арматура закриваються знім-
ними розбірними теплоізоляційними конструкціями.
Відповідно до вимог Правил Держтехнагляду зов-
нішня поверхня трубопроводів фарбується. Кольори фар-
бування трубопроводів різного призначення наведено
в табл. 4.17.
4.7.	Розрахунок димової труби
Призначення димової труби котельної поля гає в ство-
ренні природної тяги, відведення й ес|активного розсію-
вання в атмосферу газоподібних продуктів згоряння па-
лива до меж, які допускаються санітарними нормами.
Розрахунок розсіювання в атмосферу шкідливих ре-
човин виконується для найбільш несприятливих метео-
рологічних умов, які залежать від швидкості вітру і тем-
ператури зовнішнього повітря [11]. Максимальна при-
земна концентрація шкідливих речовин (мг/м3), що ви-
кидаються димовою трубою заввишки // (м), визначаєть-
ся за формулою
АтпМР
с= —з ,
Н*У І/А/
де А — коефіцієнт, який залежить від температурної
стратифікації (шаруватої будови) атмосфери (для цент-
ральної частини європейської частини Росії А = 120,
для України і Уралу А = 160, для Молдови, Кавказу
і Сибіру А = 200); пі і п — коефіцієнти, якими вра-
ховують умови виходу димових газів з устя трубі.1; Л! —
сумарна кількість шкідливих речовин, які викидаються
в атмосферу, г/с; Р—коефіцієнт, яким ураховують
швидкість осідання шкідливих речовин в атмосферному
повітрі (для газоподібних домішок Р = 1, для пилу при
мірі уловленая більш як 90 % Р = 2, а менш як 90%
Р = 2,5); V — об’ємна витрата димогих газів, які ви-
кидаються, м3/с; А/ — різниця між температурою шкід-
ливих речовин, що викидаються, й середньою темпера-
турою найгарячішого місяця опівдні.
В наближених розрахунках значення коефіцієнта т
приймають залежно віл швидкості виходу газів з устя
труби (для ьі’г = 10... 15; 20...25 і ЗО...35 м/с значення т
відповідно дорівнюють 1; 0,9 і 0,8); коефіцієнт п покла-
дають таким, що дорівнює одиниці.
13а
Викидання золи в атмосферу (г/с) з урахуванням
уловлювання її золоуловлювачем обчислюється за форму-
лою
Мзя„ = 10 В (АР + ^/32,7) а, (1 - т)),	(4.63)
де В — витрата палива котельною, кг/с; Ар — зольність
робочої маси палива, %; дл— втрати теплоти від його
механічного недопалу, %; Он— нижча теплота згоряння
палива, МДж/кг; 32,7 — середнє значення теплоти зго-
ряння горючих сполук у винесенні, МДж/кг; ап — част-
ка золи і твердих частинок палива, що виносяться пото-
ком газу (ав = 0,9...0,95 при твердому шлаковидалянні
в топці; ав = 0,7...0,85 при рідкому шлаковидалянні);
і] — міра уловлювання твердих частинок золоуловлюва-
чами (звичайно т| = 0,98...0,99).
Основна кількість сірки палива згоряє до діоксиду
сірки 8О2; тому його викидання в атмосферу (г/с) визна-
чається за формулою
М2О, = 20 8рВ (1 — П') (1 — П").	(4.64)
де 8Р—вміст сірки в робочій масі палива, %; т/—частка
оксидів сірки, що уловлюється леткою зо тою в газоходах
котла; т)" — частка оксидів сірки, яка уловлюється золо-
уловлювачами.
Значення і]' для більшості твердих палив дорівнює
0,1; для мазуту — 0,02. Значення і]" для сухих золоулов-
лювачів дорівнює нулю, для мокрих золоуловлювачів
у нейтральному зрошувальному середовищі 1]"= 0,015,
а для лужної води і]" = 0,02...0,03.
Викидання оксидів азоту (в переліченні на ного діо-
ксид) обчислюється за формулою
Мко, = 0,034	0, р.» к (1 — <?4/100),	(4.65)
де рі — коефіцієнт, яким ураховують кількість спалю-
ваного палива і спосіб шлакозоловидалянпя (для при-
родного газу рі = 0,85; для мазуту Р] = 0,8; для кам’я-
ного вугілля рг = 0,55...1); р2— коефіцієнт, яким ура-
ховують конструкцію пальників (для вихрових пальни-
ків р2 = 1, для прямоточних — р2 = 0,85); к — коефі-
цієнт, який характеризує вихід оксидів азоту на 1000 кг
спаленого умовного палива (кг/т), причому для парових
котлів продуктивністю менш як 70 т/год
к = 3,5 Р/70,
(4.66
136
а для водогрійних котлів
к = 2,5 <2/(20 + (?ном).	(4.67)
Тут/? — фактична паропродуктивність, т/год; <2 І Сном—
фактична і номінальна теплопродуктивність котлів,
Гкал/год.
Для визначення поля концентрацій шкідливих речо-
вин у приземних шарах атмосфери слід скористатись ме-
тодикою, викладеною в 1111. Мінімальна висота димової
труби (м) з умов розсіювання в атмосферу шкідливих ре-
човин визначається за формулою
..	_ АМтп ~г	,л
н = ]/ ТдГГТдГ-	<4-68)
де ГДК — гранично допустима концентрація шкідливої
речовини; 2— кількість димових труб котельної*. Реш-
та позначень та їх означення відповідають формулі
(4.62).
Для твердих частинок і газів розраху нок виконується
окремо п вибирається найбільша висота димової труби.
Для оксидів сірки та азоту враховується їх сумарна дія.
В ньому випадку розрахунковий викид трубою шкід-
ливих речовин визначається виразом
ГДКЧП
М =71450, + ГДКХО*~	(4.69)
а у формулу (4 68) підставляється ГДКсО1. Якщо побли-
зу котельної є інші джерела забруднень атмосфери, то
ГДК у формулі (4.68) замінюється ГДК — Сф, де сф—
фонова загазованість атмосфери конкретною речовиною.
Висота димової труби при природній тязі визначаєть-
ся за даними аеродинамічного розрахунку газоповітря-
ного тракту котлоагрегату і перевіряється виходячи
з умов розсіювання в атмосферу шкідливих речовин. Ви-
сота труби (м), яка забезпечує необхідну тягу, обчислю-
ється за формулою
де 1,2 — коефіцієнт запасу за тягою; Д/і — перепад пов-
них тисків газового тракту котлоагрегату без урахуван-
ня опору й самотяги труби, Па; /ід — втрати напору на
* Котельна, як відомо, має одну загальну димову трубу для
всіх котлоагрегатів.
ІЗ/
місцеві опори на виході з труби, Па; Нт — втрати напору
на тертя в димовій трубі, Па; р„ — густина атмосферного
повітря, кг/м3; рг—густина димових газів у трубі»
кг/м3; @ = 9,81 — прискорення вільного падіння, м/с2.
Густини атмосферного повітря й димових газів визна-
чаю! вся за формулами:
о 273	/?
Рп = Рп 273 4-/„ 101 325 •	(4-71)
0	273	/?
Рг =Рг 273 -Нг 101 325 >	(4-72)
о.о	.	•
де Рл і Рг — густина аімосферного повітря и димових
газів за нормальних умов (температура 0°С і тиск 101
325 Па); /п— температура зовнішнього повітря; /г—
середня температура газів у трубі; В — барометрич-
ний тиск, Па.
Температура /г обчислюється з урахуванням даних
теплового розрахунку котельної за температурою
димових газів, які виходять з неї (лежить в межах
110 .. . 160°С), і температурою газів на виході з тру-
би: /г = і'р — &іН. Тут Д/ — спад температури на кож-
ний метр труби (для цегляних труб Д/ = 0,4для
залізних нефутерованих — Д/ = 2 Ко, де О — сумар-
на паропродуктивність котельної, т/год); Н — висота
труби (м), що задається спочатку. Тоді /Р = (/'г +/р)/2.
Втрати напору на місцеві опори на виході газів з тру-
би визначаються за формулою
йд = 1,1 рХ/2,	(4.73)
а втрати напору натертя в конічній димовій трубі — за
наближеною формулою
ДЛт = 44рг,	(4.74)
де X — коефіцієнт опору тертя, який наближено дорів-
нює 0,03 (для нефутерованої труби) і 0,05 (для цегляної
або футерованої труби); — швидкість димових газів
у вихідному перерізі труби, м/с; і — уклон труби (орієн-
товно і = 6,02).
Пірати напору на тертя в циліндричній димовій трубі
обчислюються за формулою
ДЙ^Л-^р,^.	(4.75)
138
Задаючись висотою труби Н, визначають Л/?7 і за
(4.70) методом послідовних наближень знаходять дійсне
значення висоти груби, яке має становити ЗО; 45; СО;
75 м і більше [3].
Діаметр вихі ігого перерізу димової труби (м) обчис
люється за формулою
гі0=1,13) У/шг,	(4.76)
де V — об’ємна витрата димових газів (м3/с), що прохо-
дять крізь трубу; ТС'г — ЇХНЯ швидкість у вихідному пере-
різі труби, м/с.
Оптимальна швидкість димових газів на виході з тру-
би вибирається за умовами доцільного їх викидання на
необхідну висоту (при природній ТЯЗІ к*г = 6...15 м/с,
при штучній—юг = 15...25 м/с), а мінімальна швид-
кість — за умовами недопустимості затримки вітром газів
у трубі (задування), але повинна бути не менш як 3 м/с.
При наявності всередині труби надлишкового статич-
ного тиску димові гази можуть проходити крізь цегляну
чи залізобетонну стінку труби назовні, руйнуючи її. То-
му діаметр вихідного перерізу цегляних і залізобетонних
димових труб перевіряється і а умову відсутності над-
лишкового тиску всередині труби, який забезпечується
коли
(Х4-8Г)Л0
/? = (Ї7^-РД^1О,	(4.77)
де % — коефіцієнт опору тертю; і — уклон внутрішньої
поверхні труби; рп — густина зовнішнього повітря в роз-
рахунковому режимі, кг/м3; рг— густина димових газів
у розрахунковому режимі, кг/м3; /?0—динамічний тиск
димових газів на виході з труби (Па), причому
Л0=рги?/2.	(4.78)
Мінімальний діаметр вихідного перерізу цегляних ди-
мових труб становить 1,2 м, залізобетонних — 3,6 м.
У нижній частіші димової труби передбачаються лази
для її огляду, а в деяких випадках — пристрої, що за-
безпечують відведення конденсату, утворення якого
в стволах цегляних і залізобетонних димових труб, що
відводять продукти спалювання газоподібного палива, не
допускається.
139
4.8.	Вибір вентилятора і димососа
Кожний котлоагрегат повинен мати свої вентилятор
і димосос. При проектуванні котелень з котлами продук-
тивністю до 1,163 МВт (1 Гкал/год) допускається вико-
ристовування групових тягодуттьових установок, які
складаються з двох вентиляторів і двох димососів. Від
звичайних відцентрових вентиляторів димососи відріз-
няються більш високою температурою робочого середо-
вища, тому вони мають більш міцні лопатки з о.хсло-
дж?::ням підшипників.
Вибір тягодуттьових машин здійснюється за завод-
ськими характеристиками, що визначають залежність
тиску, який розвиває машина, від подачі при густині
середовища, що транспортується, яка відповідає темпе-
ратурі 100...200 °С для димососа чи 20 °С для вентилятора
й атмосферному тиску 101,325 кПа.
Розрахункова подача (м3/с) вентилятора визнача-
ється за формулою
і _і_ 273
(?в = ЙВр^ап-^-,	(4.79)
X / О
а димососа — за формулою
<?д = ІВр[К0 + (ад-1)- 1.0161	^з—, (4.80)
де /г — коефіцієнт запасу, що дорівнює 1,1; Вр — роз-
рахункова витрата палива, кг/с; Ив — теоретична кіль-
кість повітря, необхідна для згоряння 1 кг твердого
і рідкого палива чи 1 м3 газоподібного палива, м3/кг
(м3/м3); Уг — теоретичний об’єм продуктів згоряння па-
лива, м3/кг (м3,м3); а„ і ад—коефіцієнти надлишку по-
вітря перед вентилятором і димососом відповідно; /в
і /А—температури повітря перед вентилятором і димо-
вих газів перед димососом відповідно. Чисельні зна-
чення зазначених величин приймаються па підставі теп-
лового розрахунку котлоагрегату.
Для визначення тиску тягодуттьових машин необхід-
но знати опори газового та повітряного трактів котло-
агрегату, які обчислюються згідно з Нормами аероди-
намічного розрахунку котлоагрегатів. Розрахунковий
повний опір, що розвивається тяго путовою машиною,
визначається виразом
Н =
(1.81)
140
де 1,2 — коефіцієнт запасу за тиском; Д/7 — перепад
повних тисків по газовому тракту всіх елементів котло-
агрегату (для димососа) чи по повітряному тракту (для
вентилятора).
Дія вибору тягодуттьовоі машини за каталогами об-
числюється зведений розрахунковий опір за формулою
Яаз = /7рх/р,	(4.82)
Де Рх — густина повітря чи димових газів при зазначеній
в каталозі температурі й тиску 101,325 «Па; р — густина
повітря чи димових газів перед машиною за робочих
умов.
Розрахункова потужність (кВт) електродвигуна тяго-
дуттьової машини визначається за формулою
N - 1,1 • 10-3С/7/п,	(4-83)
де — розрахункова подача машини, м3/с; і] — к. к. д.
машини в розрахунковому режимі (г| « 0,7...0,75).
При виборі тягодуттьових машин для парових і водо-
грійних котлів слід приймати до уваги вказівки щодо
комплектації тягсдуттьовими машинами котлів і кори-
стуватись каталогами типових проектів котелень.
Найбільшого поширення в котельнях дістали тягодут-
тьові машини типів ДН (димососи) і ВДН (дуттьові вен-
тилятори) з номерами, що відповідають діаметру робочого
колеса машини в дециметрах. Машини менших типороз-
мірів (номери 2; 5; 8... 12) випускаються з насадкою ро-
бочого колеса безпосередньо на зал електродвигуна,
а більших типорозмірів (номери 15; 17; 19 і 21) мають
охолоджувані підшипники і з’єднуються з валом елек-
тродвигуна за допомогою муфти.
Регулювати подачу тягодуттьової машини можна за
допомогою шибера, встановленого па її вході. Таке регу-
лювання найбільш просте й надійне, але малоекоиомішіе.
Більш економічним є регулювання з використанням
осьового напрямного апарата у вигляді поворотних ло-
патей, встановлених у вхідному патрубку машини. На-
прямний апарат ефективно працює при зниженні її по-
дачі до ПО % номінальної. При дальшому зменшенні по-
дачі машини напрямний апарат використовується як
звичайний шпбер.
Найбільш ефективне — це комбіноване регулювання
подачі тягодуттьової машини, яке поєднує двоступінча-
сте регулючаиия частоти обертання електродвигуна з
п лавним регулюванням подачі осьовим напрямним апа-
ратом.
НІ
Розділ 5
ПАЛИВОПОСТАЧАННЯ КОТЕЛЕНЬ
5.1.	Природний газ
Природний газ із магістральних газопроводів через
газорозподільні станції надходить в міські розподілі пі
мережі, які залежно від тиску газу класифікуються на
газопроводи низького (до 5 кПа), середнього (5 кПа...
0,3 МПа) й високого (0,3... 1,2 МПа) тисків.
Газопроводи низького тиску служать для постачання*
газом побутових споживачів, підприємств громадського
харчування, невеликих опалювальних котелень. Про-
мислові підприємства дістають газ від міських розпо-
дільних мереж середнього й високого тисків. Максималь-
ний тиск газу в промислових підприємств звичайно не
перевищує 0,6 МПа. Ділянка від розподільного газопро-
воду міської мережі до газопроводів, розташованих не
території підприємства чи котельної, називається вводі .«•_
Вводи газопроводів звичайно викопуються підземни-
ми. На кожному вводі в колодязі, що знаходиться поза
підприємством, устаповлюєіі.ся головний вимикальиий
пристрій (засувка чи крап). У колодязі також розтин-с-
вується компенсатор для компенсації температхрвого ви-
довження газопроводу й полегшення демонтажу арма-
тури. Газопроводи, розташовані на території підприєм-
ства (котельної), поділяються на зовнішні (міжцехові) та
внутрішні (цехові). Вибір способу прокладання цих га-
зопроводів залежить від місцевих умов.
Для охорони газопроводу від механічних пошкоджень
мінімальна глибина його закладання в грунт з удоско-
наленим покриттям (асфальт, бетон) має бути не менш
як 0,8 м, а на ділянках без покриття — не менш як
0,9 м до верху труби. Відстань від газопроводу до будівлі
й споруд регламентується СНиП 11-35-76. Надземне про-
кладання газопроводів виконується по зовнішнім неспали-
мим стінам будівель, по неспалимим покригтям, колонам
та естакадам. Як підземні, так і надземні газопроводи
проектуються з урахуванням компенсації їхнього тем-
пературного видовження. Всі зовнішні газопроводи фар-
буються в світло-коричневий або жовтий голір.
Всередині будівлі газопроводи прокладаються по сті-
нам або колонам у вигляді тупикових ліній. В місцях
проходження людей висота від полу до низу труби має
бути не менш як 2,2 м. Допускається закріплення газо-
142
проводів до каркасів котлів. На вводі газопроводу р нех
зовні чи всередині будівлі, а також перед кожним спожи-
вачем газу встановлюється вимикальний прнстпій.
З метою звільнення газопроводів від повітря (перед
пуском їх в експлуатацію) чи газу (перед тривалим при-
пиненням його подавання) газопроводи промислових
підприємств обладнуються продувальними трубопрово-
дами з умовним діаметром не менш як 20 мм, відводи до
яких передбачаються в кінці кожної тупикової ділянки
перед останнім вимпкальнпм пристроєм споживача газу.
Всі відводи до продувальних трубопроводів також опо-
ряджуються вимикальпими пристроями. Продувальні
трубопроводи виводяться зовні будівлі на висоту не менш
як І м над карнизом покрівлі, в місце, де забезпечуються
безпечні умови для розсіювання газу.
Щоб виключити попадання в продувальні трубопро-
води атмосферних опадів, їхні кінці викопуються із за-
їв ном униз па 180°. Для виведення з газопроводів ріди-
і и, шо збирається (сконденсованої водяної пари та ін-
ших речовин), у найбільш низьких точках газопроводів
установлюються копденсатозбірники.
При прокладанні газопроводів використовуються
стальні труби; між собою вони з’єднуються вварюван-
ням. Фланцеві з’єднання застосовуються в місцях уста-
новлення арматури, а різьбові — для приєднання арма-
тури, пальників і приладів, які мають муфти з різьбою.
Всі місця газопроводів з різьбовим або фланцевим з’єд-
нанням повинні мати вільний доступ для їх ревізії та об-
слуговування.
Гідравлічний розрахунок газових мереж полягає
у визначенні діаметрів газопроводів, які залежать гід
розрахункових витрат і допустимих втрат тиску газу 111.
При орієнтовних розрахунках внутрішній діаметр газо-
проводів визначається виходячи з рекомендованих швид-
костей газу: 5... 10 м/с — лпч газу низького тиску і ЗО...
60 м/с — для газу середнього тиску.
Газорегуля горні пункти та установки (ГРП і ГРУ)
служать для додаткової очистки газу від механічних до-
мішок, зниження тиску після газорозподільної станції
й підтримання його на заданому рівні, а також для пов-
ного автоматичною вимкнення газу. ГРП розміщуються
в спеціальних окремо стоячих будівлях або в шкафах
з неспалимих матеріалів, розташованих на окремо стоя-
чих неопалюваних опорах, і працюють без постійної при-
сутності обслуговуючого персоналу. ГРУ розміщується
143
в приміщенні котельної в безпосередній близькості від
вводу газопроводу в освітленому й провітрюваному МІС-
ЦІ. Основний прохід між обладнанням ГРУ та іншими спо-
рудами, а також стінами будівлі має бути і:е а енш як 0,8 м.
Котельні рекомендується обладнувані ГРУ, хоча до-
пускається й встановлення ГРП. Залежно від надлиш-
кового тиску газу на вході ГРП і ГРУ можуть бути се-
реднього (до 0,3 МПа) та високого (0,3... 1,2 МПа) тисків.
Газорегуляторні пункти та установки включають
такі обладнання й прилади:
фільтр для очистки газу від механічних домішок (пи-
лу, грязі, окалини);
запобіжний запірний клапан для повного аг-тсматич-
ного вимкнення подавання газу при зміні Гою тиску за
регулятором понад заданих меж;
регулятор тиску, що забезпечує автоматичне знижен-
ня тиску газу й підтримання його па певному рівні неза-
лежио від зміни витрати газу в котельній та коливань
тиску у вхідному гаюпроводі;
запобіжний скидний пристрій, призначений для ски-
дання деякої кількості газу в атмосферу при можливих
короткочасних підвищеннях його тиску за регулятором,
щоб уникнути вимкнення подавання газу в котельну за-
побіжним запірним клапаном;
обвідний газопровід (байпас), по якому в необхідних
випадках пропускається газ, милуючи регулятор тиску;
контрольно-вимірювальні прилади (манометри для
вимірювання тиску газу на вхідному та вихідному газо-
проводах, на обвідній лінії, перед фільтром і за ним,
а також термометр перед витратоміром газу);
витратомір газу;
імпульсні трубки, по яких передаються імпульси
тиску газу від точок газопроводів, що контролюються,
до приладів;
вимпкальні пристрої (засувки, крани);
трубопроводи для відведення газу віл запобіжних
скидних пристроїв і продування газопроводів (свічки).
Схему ГРП зображено на рис. 5.1. Газ крізь вхідний
газопровід надходить у фільтр 5 і, пройшовши запобіж-
ний запірний клапан 7, подається в регулятор тиску 8.
В разі підвищення тиску газу після регулятора понад
допустимих значень спрацьовує запобіжний скидний кла-
пан 9, а якщо він продовжує зростати — запобіжний за-
пірний клапан 7, і подавання газу споживачеві припи-
няється.
144
Рис .5.1. Схема ГРП
В разі зіпсованості вузла редукування в схемі перед-
бачено байпасну лінію, що дає змогу здійснювати ручне
регулювання вихідного тиску газу. Регулювання забез-
печується засувкою 4 при повністю відкритій засувці 3.
На вході ГРП і виході з нього встановлено манометри 2
(показуючі та самописні). Температура газу вимірюється
термометром 7. Для вимірювання витрати газу встанов-
люється витратомір 6. При тиску газу більше 100 кПа
витрата визначається за допомогою діафрагми, при мен-
шому тиску — за допомогою ротаційного газового лі-
чильника.
Початковими даними при виборі обладнання й при-
ладів для ГРП (ГРУ) є: витрата газу і межі її зміни,
тиск газу на вхоїі й виході, густина і вологість газу,
необхідність врахування витрати газу.
Розрахункова пропускна здатність регулятора тиску
газу має бути в 1,15...1,2 раза вищою віл заданої. Ши-
роке розповсюдження дістали регулятори тиску газу
РД-32М, РД-50М і РДУК-2 із змінними клапанами.
Регулятори РД-32М та РД-50М знижують тиск газу із
середнього чи високого на низький і розраховані відпо-
відно на максимальну пропускну здатність до 200
і 750 м3/год. Регулятори РДУК-2 призначені для зни-
ження тиску газу з високого на середній або низький та
із середнього на низький. їхня пропускна здатність
становить 500 №/год і вище. Технічні дані регуляторів
тиску газу наведено в 11].
145
Розрахункову пропускну здатність (м3'год) регуля-
торів тиску газу типу РД можна визначити за формулами:
при р}/р2 < 2
при рЛр.^2
/Лррп Рг ,
ЛРпРоРк ’
(5.1)
(5.2)
Гр=0,5ГлР1
Рп
РоАРп Рк ’
де Рі, р2 — абсолютні тиски газу до І після регулятора,
кПа; І'п — паспортна пропускна здатність регулятора,
м3/гол; Др = р{ — р2 — наявний перепад тисків, кПа;
р„— паспортна густина газу, кг/м3; Дрп — табличний
(паспортний) перепал тисків, який відповідає паспортній
пропускній здатності регулятора, кПа; ро — густіша
газу за нормальних умов, для якої підбирається регу-
лятор, кг/м3; рк — кінцевий тиск газу за паспортними
даними, кПа.
Визначивши фактичну пропускну здаїпісіь вибраного
реіулятора тиску газу, знаходять їх загальну кількість
(шт.)
Л== 0,75%
(5.3)
де2(?ІІіах — споживання газу котельною, м3/год; 0./5 %—
максимальна витрата газу, що забезпечує стійку робо-
ту регулятора.
Рис. 5 2. Схема газопроводів ко-
тельної
Газові фільтри, запо-
біжні запірні та скидні
клапани для котелень
вибираються за умовним
діаметром, близьким до
умовного діаметра регу-
лятора тиску газу 111.
Схему газопроводів
котельної показано на
рис. 5.2. Подавання газу
від ГРП до котлоагрега-
тів здійснюється за до-
помогою газового колек-
тора 8, який проходить
вздовж лінії встановлен-
ня котлів. На відгалу-
женні від газового ко-
116
лектора до котлоагрегату встановлюється головний запір-
ний пристрій (засувка чи кран) /; за ним розташовується
клапан-відсікач 2, призначений для автоматичного вим-
кнення подавання газу при припиненні подавання пові-
тря в пальники 5, згасанні їхнього полум’я та ін.
Автоматичне регулювання витрати газу забезпечуєть-
ся поворотною заслінкою 3, наявність якої усуває необ-
хідність частого користування засувками (кранами), що
підвищує їхню герметичність. Перед кожним пальником
установлюється ще один вимикальннй пристрій 4, а за
ним — манометр 7 для вимірювання тиску газу. Пере-
носний газовий запальник 6 приєднується до газопро-
воду за головним запірним пристроєм. При використанні
засувок як запірного пристрою рекомендується, щоб
перед кожним пальником було два запірних пристрої —
контрольний та робочий.
У схемі передбачено продувальний трубопровід 10
для відведення газу в атмосферу і вентиль 9 для відби-
рання проб газу.
5.2.	Мазут
Рідповідно до ГССТ 10585—75 як рідке котельне па-
ливо застосовується залишковий продукт нафтоперероб-
ки — мазут трьох марок: малов’язкий марки 40, висо-
ков’язкий марок 100 і 200. В’язкість характеризує, мі-
ру текучості мазуту. Умовна в’язкість впсоков’язкого ма-
зуту визначається при температурі 80 °С (ВУКР) або
100 °С (ВУ1Р0). Гранична в’язкість малов’язкого мазуту
марки 10 дорівнює 80 ВУЯП, впсоков’язкого мазуту мар-
ки 100—15	а марки 200—9,5 ВУгР0. Залежно
від гмісгу сірки в робочій масі мазути поділяються на
малосірчисті (до 0,5 %), сірчисті (ОД...2 %) та високо-
сірчисті (2 % і вище).
Мазут в котельнях використовується як основне па-
ливо чи резервне, коли основним паливом є природний
газ, а мазут застосовується тільки в зимовий період. Ма-
зут може використовуватись як аварійне паливо в газо-
вих котельнях і розтоплювальне — в котельнях, які
працюють на твердому паливі. Доставляння мазуту в ко-
тельну здійснюється, як правило, залізничним транс-
портом, а при відстані від нафтопереробного заводу до
20 км — трубопроводами; високов’язкнй мазут марки
200 подається в кегельну тільки трубопроводом.
Автомобільним транспортом розігрітий мазут може
доставлятись в невеликі котельні. До складу мазутного
117
Рис. 5.3. Склад мазутного
господарства котельної:
1 — двоколІЛіи залізнична
зливна естакада; 2 — гідро-
затпор; 3 — проміжна єм-
кість з глибинними насоса-
ми; 4— естакада ннромазу-
топроводів; д — мазу гонасос-
на; б — резервуар для мазу-
ту: 7 — відкрита площадка з
мазутопідігрівннками
господарства котельної входять (рис. 5.3): прнймально-
вливпий пристрій, що складається із зливної естакади /,
гідрозатвору 2 та проміжної ємкості з глибинними на-
сосами 5; підземні чи надземні мазутосховніца 6; мазуто-
насосна 5; мазутопідігрівники 7; трубопроводи 4 для по-
давання мазуту, пари і конденсату.
Доставляння мазуту валізничим транспортом здій-
снюється в цистернах вантажомісткістю 50, 60 і 120 т.
Корисна місткість цистерни, як і будь-якого резервуара
для мазуту, вважається такою, що дорівнює 0,85 її ге-
ометричного об’єму з урахуванням неповного заповнення
нижнього незлнвпого шару й густини мазуту 960...
980 кг/м3.
До зливних естакад підводяться, як правило, дві за-
лізничні колії з містком для обслуговування. Щоб за-
безпечити нормальне зливання мазуту з цистерн, само-
пливне просування його по лоткам і перекачування насо-
сами в запасні резервуари, мазут у цистернах підігрі-
вається до 50...60 °С. Розігріва пя, зливання мазуту
й пропарювання цистерн здійснюються відкритою парою
тиском 0,8...1,3 ДІПа і температурою 200...250 °С, яка
подається всередину цистерн за допомогою Т-подібннх
штанг. Загальна витрата пари на ці операції в середньо-
му не повинна перевищувати 0,9 т/гсд на одну цистерну.
Розігрівання мазуту відкритою парою призводить до
значного її обводнення, що досягає 10 %. Спалювання
обводненого мазуту' знижує к. к. д. котельної, тому нині
розробляються інші методи розігрівання мазуту.
При надземному розташуванні резервуарів мазуто-
сховінца мазут по зливним лоткам стікає в підземний
проміжний резервуар. Із цистерн мазут зливається в між-
рейкові лотки, виконані з уклоном 0,01, які мають па-
рові гріючі труби по всій їхній довжині. Зі зливного лот-
ка, через гідрозатвор мазут подається в приймальний
148
резервуар, а звідти він перекачується глибинними насо-
сами в основне мазутосховище. Місткість приймального
резервуара при аварійній зупинці насосів повинна за-
безпечити приймання палива з цистерн протягом 30 хв.
Рекомендується, щоб ця місткість була не менш як 20 %
місткості цистерн з мазутом, які розвантажуються. В^на
може дорівнювати 100, 200 м3 й більше. Подача глибин-
них насосів вибирається з умови забезпечення перекачу-
вання мазугу, що зливається з установлених під розван-
таження цистерн, не більше, ніж за 5 год. Кількість на-
сосів має бути не менше двох (обидва робочі).
При зберіганні мазуту в підземних резервуарах про-
міжний резервуар не встановлюється і мазут з цистерн
зливається безпосередньо в резервуари.
/Місткість мазутосховпща визначається з умови деся-
тидобової витрати мазуту, якщо він є основним або ре-
зервним паливом, і тридобової витрати, якщо мазут
є аварійним паливом. Кількість резервуарів у мазуто-
сховищі повинна бути не менше двох. Мазутні склади
проектуються на підставі типових проектів підземних
і надземних залізобетонних резервуарів. Допускається
застосування металевих резервуарів, покритих тепло-
вою ізоляцією. Трубопроводи до таких резервуарів по-
винні підключатись з урахуванням забезпечення компен-
сації вільного осідання резервуарів і найближчих опор
трубопроводів. Мазутом резервуари наповнюються під
рівень, тому відстань від кінця завантажувальної труби
до дна резервуара не повинна перевищувати 200 мм Для
кращого перемішування мазуту, що надходить, рекомен-
дується подавати ного через кільцевий трубопровід з от-
ворами.
З мазутосховпща мазут в котельну подається насоса-
ми по трубопроводам. Надійна робота мазутних насосів
забезпечується при в’язкості мазуту не більш як 25 ВУ чп,
що відповідає температурі підігрівання впсоков’язкого
мазуту марки 100 до температури 60...75 °С. Така темпе-
ратура має підтримуватись в мазутних резервуарах, які
експлуатуються, і всіх резервуарах мазутопасоспої (до
підігрівників) Нагрівання мазуту в резервуарах до тем-
ператури вище 90 °С не дозволяється.
Задана температура мазуту в резервуарі підтримаєть-
ся системою циркуляційного розігрівання мазуту за до-
помогою підігрівників внутрішньої рециркуляції, встанов-
лених у мазутонасосній. Схему такого розігрівання ма-
зуту зображено на рис. 5.4.
119-
Від злііїа ' мої естакади
Рис. 5.-1. Схема одпоступіпчастої мазутонасоспої:
/ —ммутннЛ резервуар; 2— фільтр грубої очистки мазуту; 3—насос цир-
куляційного підігрівання мазуту 4 — підігрівник для внутрішньої цирку-
ляції мазуту; 5 —фільтр тонкої очистки мазуту; б — основний підігрівник:
7 — насос для подавання мазуту в котельну
Колектор рециркуляції мазуту розташовується на
мінімальній відстані від днища мазутного резервуара
з установленням сопел униз. ІІІгидкісті. витікання мазу-
ту із сопел дорівнює 104..15 ДМ Завдяки інтенсивній
циркуляції мазуту забезпечуються рівномірний розподіл
й мілке диспергування води, що міститься в ньому.
В місці відбору мазуту з резервуара встановлюються
змійовикові донні підігрівники, які працюють під час
введення в експлуатацію мазутосховпша до встановлен-
ня режиму циркуляції мазуту в лінії. Кількість . резер-
вуарів, крізь які одночасно здійснюється циркуляція
мазуту, залежить від добової його витрати. Для змен-
шення втрати теплоти частина мазуту зберігається в хо-
лодних резервуарах з температурою не нижче 10 "С. При
цьому слід ураховувати, що розігрівання резервуара
має здійснюватись не більше ніж за дві доби до введення
його в нормальну експлуатацію.
Щоб забезпечити надходження мазуту в форсунки
котлів, у мазутопасосній розміщуються спеціальні на-
соси, подача яких повинна становити 110...120 °6 фак-
тичної годинної витрати палива при роботі всіх котло-
агрегатів. Кількість цих насосів має бути не менше
двох, з яких один — резервний. В котельну мазут по-
дається в більшій кількості, ніж потрібно для спалюван-
ня. Залишок його повертається в мазутосховпще. Завдя-
ки кільцевій рециркуляційпій схемі руху мазуту в мазу-
топроводах котельної застою й охолодження мазуту
не відбувається.
В котельній першої категорії мазут надходить двома
напірними мазутопроводами та одним трубопроводом для
рециркуляції мазуту. Кожний мазутопровід розрахова-
ний па подавання 75 ?о розрахункової продуктивності
сисгеми з урахуванням рециркуляції мазуту. Для коте-
150
Рис. 5.5. Схема двоступінчастої мазутонасоскої:
1...4 — ті самі елементи, що й на рис. Б.4; 5 — насос другого ступеня; 6 —
фільтр тонкої очистки мазуту; 7 — основний підігрівник; 8 — насос першого
ступеня
лень другої категорії досить одного напірного мазуто-
проводу.
Швидкість течії мазуту в трубопроводах досягає
1,4...2 м/с. Тиск мазуту біля форсунок котлів з механіч-
ним розпилюванням палива становить не менш як
2 МПа, коло форсунок з паровим ного розпилюванням
і ротаційних форсунок — 0,2...0,5 МПа. В’язкість ма-
зуту біля форсунок має бути не більш як З ВУ?0, що за-
безпечується відповідним підігріванням мазуту в парових
поверхневих підігрівниках, які встановлюються в ма-
зутонасоспій. Таких підігрівників має бути не мепіче
двох, з яких один — резервний. ІЗисоков’язкнй мазут
марки 100 підігрівається до 130...135 °С.
Для захисту насосів від попадання в них сторонніх
предметів на всмоктувальних лініях мазутопроводів ус-
тановлюються фільтри грубої очистки мазуту. Захист
мазутних форсунок котлів від дрібних включень здійс-
нюється за допомогою фільтрів топкої очистки мазуту.
Фільтри і підігрівники повинні забезпечуватись лініями
їх продування й дренажу.
Існують дві схеми мазутонасосних: одноступінчанпа
(рис. 5.1) та двоступінчаста (рис. 5.5). Перша простіша,
аче має недолік: високий тиск мазуту в основному піді-
грівнику значно перевищує тиск гріючої пари; при цьому
в разі виникнення нещільностей конденсат гріючої пари
забруднюється мазутом.
У мазугініх господарствах промислових котелень зви-
чайно застосовується одноступінчаста схема мазутопа-
соспої , обладнання якої розміщується в наземній одно-
поверховій будівлі. Підігрівники мазуту, як правило,
встановлюються на відкритій площадці. Подавання па-
ри до мазутного господарства здійснюється двома паро-
проводами — робочим і резервним. Паро- та мазутопро-
151
води прокладуються в загальній ізоляції для зуєнігсеня
втрат теплоти мазуту.
У невеликих водогрійних опалювальних котельнях
допускається використання установок для розігрівання
мазуту гарячою водою. Конденсат від підігрівників зби-
рається в дренажному колодязі й потім, пройшовши ма-
зутоулоелювач, може бути скинутий в каналізацію.
У складі мазутного господарства котелень звичайно
передбачаються пристрої для приймання, зливання,
зберігання й дозування рідких присадок у мазут. Засто-
сування присадок обумовлено тим, що спалювання топ-
кових мазуті в, які характеризуються високим вмістом
у них смолистих і сірчистих сполук, супроводжується
інтенсивними корозійними процесами па поверхнях на-
грівання (ванадієва та сірчиста корозія) й забрудненням
їх густими золовимн відкладами, що важко виводяться.
Багатокомпонентна рідка присадка ВНИИНП-106 за-
хищає високотемпературні зони котлоагрегату від вана-
дієвої корозії, істотно знижує швидкість корозії низько-
температурних хвостових поверхонь нагрівання й поліп-
шує процес спалювання мазуту. Ця присадка дозується
з розрахунку 2 кг її маси на 1 т мазуїу. Температура
нагрівання присадки перед подаванням у мазутопроволп
не повинна перевищувати ЗО СС. Введення в мазут всіо-
розчишюї присадки ВІН дає змогу діставати на по-
верхнях нагрівання пухкі відклади, що легко виводять-
ся сухим обдуванням, завдяки чому збільшується строк
експлуатації котлоагрегату. Обидві присадки можуть
застосовуватись одночасно.
Проектування мазутного господарства промислових
котелень здійснюється відповідно до Норм технологіч-
ного проектування та СНнП 11-35-76. Існують н типові
проекти мазутного господарства.
Масова витрата мазуту(т/год) котельною обчислюєть-
ся за формулою
<?*п. п^т. м
В= <?Епк-іо» ’	(5-4)
де <2 — теплове навантаження котельної у найбільш
холодний місяць, кДж/год; кп. п — коефіцієнт, яким
ураховують витрату теплоти на власні потреби коте-
льної (к ,п = 1,07 . .. 1,12); /?т. м— коефіцієнт, яким ура-
ховують втрати в теплових мережах (/?т.м= М)‘, Фг —
питома теплота згоряння мазуту, кДж/кг; т)к — к.к.д.
котельної.
152
Довжина зливної естакади визначається виходячії
з максимальної добової витрати мазуту з урахуванням
коефіцієнта нерівномірності прибуття поїздів при умові
їх поділу не більше ніж на три ставки. Кількість ци-
стерн (шт.) у ставці
24 Вк
П=о. пі »	(5-5)
де В — масова витрата мазуту, т/год: к—коефіцієнт
нерівномірності подавання поїздів, який дорівнює 1,2;
6ц — розрахункова вантажопідйомність цистерни, т; пх—
кількість ставок за доби.
Розрахункова довжина елнвної естакади по осям її
крайніх колон (м) визначається за формулою
1),	(5.6)
де І — середня умовна довжина цистерни, що дорівнює
12 м; іг— кількість цистерн у ставці (шт.) для одноколій-
ної естакади чи половина цієї кількості для двоколійної
естакади,
Максимальна довжина фронту зливання мазуту не
повинна бути більш як на 16 цистерн. За Правилами Мі-
ністерства шляхів сполучення тривалість зливання й об-
робки однієї ставки цистерн у холодний час становить
9... 10 год, у теплий — 3...4 год.
Необхідний запас палива в резервуарах мазуто-
сховища
Ср = 24 п2В,	(5.7)
де п2— нормативний запас палива (кількість діб). При
доставлянні палива залізницею п2 = 10, а автотранспор-
том п.,= 5.
Місткість (м3) одного резервуара мазутосховища
Ур =-----,	(5.8)
р л3 • 0,оа	'	'
де /?3 — кількість резервуарів (найчастіше їх два); кое-
фіцієнтом 0,85 враховують фактичне завантаження ре-
зервуара.
Для зливання й зберігання рідких присадок у ко-
тельнях установлюється не менше двох резервуарів за-
гальною місткістю не менш як 0,5 % місткості мазу-
тосховища. Місткість (м3) одного такого резервуара
Л,
К,р = 0,005 — = 0,0025 І/РЛ3.	(5.9)
153
Місткість (м3) приймального мазутного резервуара
У„.р = 0,25^.	(5.10)
Подача (т/год) насосів
Ви=СцпІІв,	(5.11)
де /„— час відкачування мазуту, год.
Подача (т/год) насосів циркуляційного розігрівання
мазуту
£ц = (0,01... 0,02)Ур • 85/?ц,	(5.12)
де Лц — кількість резервуарів з мазутом, який розігрі-
вається, шт.
Подача (т/год) насосів, що перекачують мазут у ко-
тельну,
В- =(1,1 ... 1,2) Вц.	(5.13)
Основні характеристики і кількість насосів мазутного
господарства наводяться в типових проектах котелень ІЗ].
Витрата теплоти (Дж/год) на розігрівання мазуту,
що подається в котельну, обчислюється за формулою
В.. • 1000
0. =	, СМЙЗ /1),	(5. 14)
де Вк — масова витрата мазуту котельною, т/год; смаз —
питома теплоємність мазуту, Д?к/(кг • К); (2—темпера-
тура мазуту, який подається в котельну, К; тем-
пература мазуту в резервуарі, К.
Площа поверхні підігрівника мазуту, м2,
р = ЛДґср >	(5-Ь)
де /(—коефіцієнт теплопередачі, Вт/(м2 • К); Д/ср—
середній температурний напір у підігрівнику (К), що
визначається виразом
Д^ср — 1пкД/"/Д/'і *	(й-16)
Тут Д/'=/„—//, Д/" = ін—і2\ іа— температура на-
сиченої пари в підігрівнику.
В орієнтовних розрахунках слід спочатку задатись
значенням К в межах 100...150 Вт/(м2- К) (менші зна-
чення відповідають забрудненим поверхням нагрівання).
За значенням В вибираються тип підігрівника мазу-
ту, кількість підігрівників і схема їх вмикання.
Зазначимо, що один з типів підігрівників мазуту (марки
ПМ), який випускається таганрозьким виробничим об’єд-
154
панням «Червоний котельник», розраховано на розігрі-
вання мазуту з інтервалом 25 С, а інший — з інтерва-
лом 55 °С.
Одержані дані дають змогу визначити дійспу швид-
кість мазуту в підігрівнику, яка лежить в межах 1...
1,5м/с, і викопати уточнений розрахунок підігрівника.
5.3.	Тверде паливо
Тверде паливо (антрацити, кам’яне та буре вуї Ілля,
торф) доставляється в котельні залізничним або автомо-
більним транспортом. Паливне господарство котельної,
що працює на твердому паливі, складається з приймаль-
но-розвантажувального пристрою, складу та споруд для
подавання палива, за допомогою яких воно транспор-
тується з приймально-розвантажувального пристрою на
склад і в котельну.
Проектування наливного господарства котелень з вит-
ратою палива до 150 т/год виконується відповідно до
СНпП П-35-76. Склади твердого палива, як правило,
проектуються відкритими і розміщуються поблизу ко-
тельної. Паливо, що доставляється автосамоскидами,
подається на нульову позначку складів, а потім штабе-
люється автонавантажувачами чи бульдозерами.
При доставлянні палива залізницею найпростішим
приймально-розвантажувальним пристроєм є розванта-
жувальна естакада, що являє собою насип заввишки
1...3м з укладеними на ній залізничними коліями. Дов-
жина розвантажувальної естакади визначається добовою
витратою палива. Якщо вона менш як 250 т, то довжина
естакади має забезпечити одночасне розвантаження
двох-трьох вагонів і становить ЗО...50 м4 а при витраті
палива 250...750 тбтоба вона досягає 60 м.
Щоб урахувати паливо, яке перевозиться, на заліз-
ничній станції встановлюються ваги. При доставлянні
палива автомобільним транспортом воно зважується на
центральному складі. Вивантаження палива є трудоміст-
кою операцією. Для її полегшення на великих централь-
них складах застосовуються роторні вагоноперекидачі.
Особливі труднощі з розвантаженням палива виникають
взимку через його змерзання. Найбільш ефективними
для розвантаження палива є тепляки, які являють со-
бою криті приміщення, що мають випромінюючі теплоту
панелі та пристрої для подавання гарячого повітря. Па-
ливо з вагонів розвантажується в бункери чи траншеї,
155
звідки за допомогою різного типу конвейєрів чи буль-
дозерами подається на склад.
Склади палива бувають базисні й витратні. Перші
призначені для тривалого зберігання палива й обслуго-
вування кількох котелень. На території підприємства
влаштовуються витратні склади місткістю не більше тиж-
невої витрати палива при доставлянні його туди автомо-
більним транспортом і не більше двотижневої витрати
при доставлянні палива залізничним транспортом.
Щоб запобігти самозайманню, паливо на складах збе-
рігається в штабелях відповідно до типової інструкції
по зберіганню кам’яновугільного палива. Для виконан-
ня вантажно-розвантажувальних робіт тут застосовують-
ся різні механізми: грейферні крани, автонавантажувачі,
бульдозери. Комплекс механізмів і пристроїв, які пере-
міщують тверде паливо в котельну, називається палнво-
подаванням.
При шаровому спалюванні твердого палива воно під-
дається дробленню у валково-зубчастих або гвинтових
дробарках. Для зменшення енергії, що витрачається на-
дроблеиня палива, його дрібні фракції відокремлюються
до дробарок за допомогою грохотів. Тут же встановлюють-
ся магнітні сепаратори, призначені для витягання з па-
лива металічних предметів, які потрапили в нього. Най-
простішим палнвоподаванням є бульдозер-навантажувач
з ковшом. Він придатний для котелень з теплопродуктив-
ністю до 5 Гкал/год, що працюють на високосортному та
сортованому паливі.
Найбільш просту схему механізованого палпвопода-
вання показано на рис. 5.6. Паливо за допомогою автона-
вантажувача подається в приймальний бункер 7, з якого
надходить в гвинтову дробарку /, а з неї зсипається
в ківш 2 вертикально-горизонтального підйомника 3.
Ківш за допомогою троса переміщується лебідкою 6 до
бункера котлоагрегату 5 і, перекидаючись, засипає в ньо-
го паливо, яке спрямовується потім у топку 4. Така схе-
ма паливоподавання забезпечує роботу котельної тепло-
продуктивністю до 20 Гкал/год. У більш великих котель-
нях застосовується паливоподавання із стрічковим кон-
вейєром.
Запас вугілля в бункері кожного котлоагрегату роз-
раховується не менш як на 18 год роботи паливоподаван-
ня за одну зміну й не менш як на 10 год — у дві зміни.
В промислових і опалювальних котельнях, які пра-
цюють на твердому паливі, важливе значення мають си-
156
6000
Рис. 5.6. Схема .механізова-
ного подавання твердого па-
лива за допомогою верти-
кально-горпзоніальиоіо під-
йомника
стемн золовловлювання та золошлаковпдаляння. Відпо-
відно до СНиП 11-35-76 встановлення золоуловлювачів
передбачається, коли А?В > 5000 (де Ар — зольність
робочого палива, %; В — його максимальна витрата,
кг/год). З різних видів золоуловлювачів у котельнях
найбільше застосування дістали циклони та батарейні
циклони. Сумарна кількість золи і шлаку (кг), що під-
лягають виведенню з котельної протягом 1 год, визна-
чається за формулою
6 = 0,01 В (Др 4- 74<2£/32 400),	(5.17)
157
Рис. 5.7. Схема установки для мокрого скреперного золошлаковидаляиня
де В — витрата палива, кг/год; <у4 — витрати теплоти
з механічним недопалом, %;	— нижча питома теплоіа
згоряння палива, кДж/кг.
Якщо 6 < 150 кг/год, то допускається ручне шлако-
видалянпя. При 6 > 150 кг/год для виведення золи
і шлаку використовуються механічні, пневматичні та
гідравлічні системи золон’лаковидаляння. В парових
котельнях продуктивністю до 10 т/гол велике застосу-
вання дістали механічні системи мокрого чи сухого
скреперного золошлаковидаляння. На рис. 5.7 зображе-
но схему установки для мокрого скреперного волошлако-
видаляния.
Зола і шлак з бункерів котлоагрегатів 1 спускаються
в спеціальний залізобетон ний канал 2, заповнений водою
до рівня, що забезпечує усунення присосів повітря в гон-
ки. По дну капала за допомогою стальних канатів 7 та
лебідки 5 з реверсивним ходом перемішується ківш скре-
пера З місткістю до 0,5 м3. Лебідку скрепера обладнано
механізмом, який забезпечує автоматичне перемикання
її ходу, що дає змогу а втома гидувати роботу установки.
Заповнений золою й шлаком ківш по естакаді 6 перемі-
щується до встановленого зовні котельної збірного бун-
кера 7 і, перекидаючись, спорожняється. Для безперерв-
ного транспортування золи та шлаку рекомендується ви-
користовувати скребкові й стрічкові конвейєри.
У більш потужних парових котельнях застосовують-
ся пневматичні системи золошлаковидаляння. Схему
установки для пневматичного золошлаковидаляння по-
казано па рис. 5.8. Під золовимн 2 та шлаковими 1 бун-
керами котлоагрегатів установлено золо- й шлакоприй-
мальні насадки 7, в яких зола і шлак змішуються з по-
вітрям, яке засмоктується крізь насадки. Шлак, що над-
ходить в насадку, спочатку дробиться в шлаковій дробар-
ці 3 до фракцій розміром 0,25 мм. Суміш 4...8 кг і шлаку
з 1 кг повітря із швидкістю 22...25 м/с золопроводом а
спрямовується в циклоп-осадник 6. Більш тонке очи-
щення повітря відбувається в пилоуловлювачі 8, після
чого очищене повітря повітропроводом 9 спрямовуєть-
ся в димову трубу. Розрідження в системі створюється
паровим ежектором 10 чи вакуумним насосом. Уловлені
в циклоні зола н шлак збираються в бункері-наї рома-
джувачі 7 звідки вони вивантажуються у вагони чи в ав-
тосамоскиди. Установка працює періодично, але не більш
як 4 год за зміну.
159
зано із збітьшепнтм тепловіддачі в топці завдяки під-
вищешію температури горіння палива (що об^мовлює-
зниження температури газів на виході з топки), а також
із зменшенням коефіцієнта надлишку повітря і підви-
щенням теплоти згоряння палива. Значний вплив на
к. к. д. виявляють конструкція пальників, застосування
механізованих топок для спалювання твердого палива га
попередня підготовка палива до спалювання.
Економічність котлоагрегатів при будь-якому виді
палива погіршаться, колії вони працюють в режимі
тиску меншому від номінального. Щоб забезпечити ро-
боту котлоагрегатів у режимі номінального тиску, до-
цільно в теплову схему котельної ввести редуційну уста-
новку для дроселювання пари до необхідного тиску.
Ефективною мірою зменшення витрати палива є ра-
ціональне упорядження водяних економайзерів і повіт-
ропідігрівників. Податкові витрати, пов'язані зі збіль-
шенням хвостових поверхонь нагрівання котлоагрегату,
скуповуються за 1,5...2 роки, оскільки при цьому еко-
номиться не менш як 4...7 % витрати палива. Існують
оптимальні значення температурних напорів на холод-
ному боці водяного економайзера й гарячому боці по-
вітропідігрівника. Лля котельної з великим числом го-
днії річного використання вони відповідно дорівнюють
ЗО...50 і 35...70 °С. Хвостові поверхні рекомендується
встановлювати за котлами паропродуктивністю більш
як 2,5 т7гол при температурі газів за котлом 250 °С і ви-
ще. Комбіновані хвостові поверхні нагрівання, що скла-
даються з водяного економайзера та повітропідігрівпн-
ка, при спалюванні твердого палива встановлюються за
котлами паропродуктивністю 10 т/год і більше. У водя-
них економайзерах може паїріваїись як живильна, так
і мережпа вода.
Зниження температури води, що надходить в еконо-
майзер, обумовлює більш повне використання теплоти
газів, які виходять. Нижньою її межою слід вважати
температуру точки роси гр продуктів згоряння. Рекомен-
дується, щоб температура води на вході в економайзер
становила і — /р + 10 °С. При спалюванні природного
газу через відсутність в ньому сірки температура /р до-
рівнює температурі конденсації чистої пари води і ста-
нови гь 53...55 °С.
У термічних деаераторах атмосферного типу живиль-
на вода пі-Огрівається до 101 °С. Після деаераторів до-
цільним є її зниження у водо-водяних теплообмінниках
6 І-342
161
для нагрівання сирої та хімічно очищеної води. Темпе-
ратура живильної води після вакуумних деаераторів
становить 65...70 °С.
При встановленні економайзера для мережної води
необхідно забезпечити її підіїрівання шляхом рецир-
куляції. За техніко-скономічними умовами нижня межа
температури димових газів, які виходять, при спалю-
ванні природного газу досягає 120... 130 °С, через що
втрати теплоти з цими газами перевищують 5 %. Ефек-
тивною мірою зниження цих втрат є встановлення кон-
тактних водяних економайзерів за хвостовими поверх-
нями нагрівання котлоагрегатів для підігрівання до тем-
ператури 55...65 °С води, яка спрямовується на техноло-
гічні потреби.
З цією метою застосовуються блочні контактні еко-
номайзери НДІ санітарної техніки 121 та контактні еко-
номайзери з активною насадкою (КТАН), розроблені
.Латвійським державним територіальним інститутом по
проектуванню промислових підприємств. Схему К1 АНу
зображено на рис. 5.9. Активну насадку 4 вміщено в кор-
пус 1 і виконано у вигляді пу”ка труб з водою, що цир-
кулює в них. Для інтенсифікації теплообміну в насадці
поверхня труб обмивається димовими газами і водою.
Рис. 5.9. Схема КТАНу
162
яка надходить зі зрошувача 5, куди вона подається на-
сосом 2. Димові гази, пройшовши сепаратор З, підсу-
шуються шляхом їх змішування з 7... 10 % гарячих га-
зів, то пропускаються повз КТАН, і виводяться в ат-
мосферу крізь димову трубу.
Значна кількість теплоти може втрачатись в котель-
нях з про.і) вальною голою. В котлоагрегати^ з тиском
до 1,3/41’а ні втрати збільшують витрату палива при-
близно на о %. і- айвростіи.им способом використання
теплоти продування котла є безпосереднє подавання
продувальної водн в теплову мережу закритої водяної
системи теплопостачання для її підживлення. І Іа рис.
5.10 показано схему використання теплоти безперервно-
го продування котла /, яка складається із сепаратора 2
і теплообмінника 3. Утворена в сепараторі внаслідок
спаду тиску води вторинна пара спрямовується в деа-
ератор. Відсепарована внутрішньокотлова вода про-
ходить крізь водо-водяний теплообмінник, підігріва-
ючи початкову воду, що надходить на хімічне очищення
чи використовується для інших цілей. Температура про-
дувальної води за теплообмінником ґс звичайно довівшеє
40 °С.
Великим резервом економії палива є використання
конденсату. Основними причинами його втрати можуть
Насичена пара
з основної .
магістралі
Повернення
кояаенсату
Рис. 5.10. Схема використання
теплоти безперервного проду-
вання
Насичена пара
споживачам
~1
2
Хімічно
очищена вода
-^Хімічно очищена
/вода в деаератор 1
. .----^котельної
V
В конденсатний бак
Рис. 5.П. Схема використання
теплоти конденсату
163
бути недосконалість схем збирання конденсату (втрзти
8 парою вторинного закипання при відкритій системі
збирання перегрітого конденсату), а також великі втра-
ти пари на вчасні потреби котельної (підігрівання цис-
терни поп зливанні мазуту, випар деаераторів, дренаж
паропровоцв та ін.). Існує ряд схем використання тепло-
ти конденсату. Одну з них (із застосуванням паростру-
мипного компресора /) зображено на рис. 5.І1. В резуль-
таті вторинного закипання конденсату в сепараторі 2від-
бувається його переохолодження до температури 100...
105 °С, яке зводить до мінімуму втрати теплоти конден-
сату. Переохолодження конденсату (нижче 100°С)
здійснюється в теплообміннику 5, що дає змогу більш
економічно використовувати економайзер і знижує теп-
лові втрати з газами, які виходять.
Серед заходів щодо економії палива в котельнях знач-
не місце займає зниження втрат палива на складах. Втра-
ти твердого палива можуть відбуватись внаслідок меха-
нічної дії на його масу (винесення дрібняка вітром, ви-
мивання атмосферними опадами та ін.) і під впливом хі-
мічних процесів (самоокислення й самозаймання). Тому
при проектуванні складів твердого палива слід урахову-
вати правила його зберігання. Важливою умовою запо-
бігання втратам є періодичне оновлення запасу палива.
Для зменшення втрат мазуту і пов’язаних з його засто-
суванням втрат теплоти мазутосховпща повинні забез-
печувати:
мінімальну витрату теплоти на підігрівання мазуту
при роїва таженні з цистерн, зберіганні та подаванні
в котельну з додержанням необхідної його в’язкості;
виключення чи зменшення обводнення мазуту при
зливанні й зберіганні.
Розділ 6
КОМПОНОВКА КОТЕЛЕНЬ
6.1.	Загальні відомості
Розміщення котельної на генеральному плані, котло-
агрегатів та обладнання всередині самої кегельної вико-
нується відповідно до Правил Держтехнагляду і СНнП
11-35-76.
Котельні за розміщенням на генеральному плані по-
діляються на; окрема стоячі\ прибудовані до будівель ін-
ій
шого призначення: ебудсвані в будівлі ницого призна-
чення. Як правило, водогрійні котельні з котлами, що
нагрівають воду до температури понад 115 °С, і парові
котельні з котлами при робочому тиску пари більш як
0,07 МПа споруджуються у вигляді окремо стоячих бу-
дівель. Від найближчих житлових і громадських будівель
вони мають бути відокремлені позелененими санітар-
но-захисиимн зонами, які вибираються згідно із
СНмП 11-89-80 Мінімальна протяжність санітарно-за-
хисної *они котелень, то прашон т па твердому паливі
чи газі, становить 25 м, на рідкому паливі — 20 м. Роз-
риви між будівлями та спорудами котелень визначаються
санітарними і протипожежними нормами.
Приміщення котелень не повинні примикати до жит-
лових і громадських будівель, а також розташовуватись
всередині цих будівель та приміщень(вбудовуватись в них).
Приминання котелень до виробничих приміщень допус-
кається при умові відокремлення їх протипожежною сті-
ною з границею вогнестійкості не менш як 4 год. Всереди-
ні виробничих приміщень, де технологічні пронеси пеюг-
ненебезпечні, а також над і під ними допускається вста-
новлення:
прямоточних котлоагрегатів паропродуктивністю кож-
ного до 4 т/год.;
котлоагрегатів, які задовольняють умову (/—160) Ук <з
< 100 кожним, де І — температура насиченої пари
при робочому тиску, °С; V — водяний об’єм котла, м3;
водогрійних котлоагрегаті в теплопродуктивністю
кожного не більш як 5 Гкал год, що пе мають барабанів;
котлів-утилізаторів.
<> житлових і громадських будівлях дозволяється
встановлювати парові котли з тиском нижче 0,07 МПа
їі водогрійні з температурою води не вище 115 °С. Однак
і при ньому необхідно враховувати ряд додаткових об-
межень.
За характером спорудження та кампоновкою облад-
нання котельні поділяються на закриті, напіввідкриті
й відкриті.
закритих котельнях усе обладнання розташовуєть-
ся всередині будівлі. Такі котельні будуються всередині
житлового масиву, а також у кліматичних районах із
середньою температурою пайхолоднішої п'ятиденнії
нижче ЗО °С.
Зовні будівель папіввідкріїтих котелень розміщують-
ся димососи, дуттьові вентилятори, деаератори, декар-

бонізатори, освітлювачі, баки різного призначення та
інше обладнання; при ньому передбачаються заходи щодо
забезпечення захисту трубопроводів й арматури від за-
мерзання, а також заходи щодо охорони навколишнього
середовища від забруднень. Ні котельні споруджуються
в районах з розрахунковою температурою зовнішнього
повітря — 20...—ЗО "С
В будівлі відкритих котелень встановлюються тільки
пінти управління, насоси і сіільтри хімічної водоочистки.
Такі котельні будуються в районах з розрахунковою тем-
пературою зовнішнього повітря вище— 20 °С.
Будівлі котелень, як правило, виконуються каркас
ними, одноповерховими з прольотами (глибиною) одного
напрямку, які слід вибирати виходячи з довжини балок-
сЬсрм, що випускаються: 6, 9, 12, 18, 24 і ЗО м. Вибір про-
льоту визначається розмірами та компоновкою облад-
нання, яке встановлюється. Несучими елементами бу-
дівлі є колони, крок яких приймається таким, піо дорів-
нює бабо 12 м. При малих прольотах (6, 9 і 12 м), невели-
кій висоті (до 7,2 м) й відсутності спирання на стіни ван-
тажопідйомних механізмів несучими елементами можуть
бути зовнішні стіни з пілястрами. Поздовжній крок між
осями пілястр або колон, як правило, вибирається та-
ким, що дорівнює 6 м.
Висота поверхів і розбивання віконних пр. різів
приймаються кратними збільшеному вертикальному мо-
дулю 0,6 м. Якщо частина будівлі робиться багатопо-
верховою, то позначки них поверхів мають становити
3,6; 4,2 і 6 м, крім першого поверху, який може мати ви-
соту 7,2 м. Вихідні двері котельного приміщення повинні
відчинятись назовні На всіх поверхах будівлі котелень
мтє бути не менше двох виходів назовні, розташованих
х протилежних боках будівлі Розміри одних із дверей
повинні бути такими, щоб можна було доставляти і вино-
сити необхідне обладнання. Для цієї ж мети можна вико-
ристовувати віконні прорізі та спеціальні отвори, які
можуть замуровуватись й знову розкриватись при не-
обхідності.
Компоновка і конструкції будівлі котелень повинні
забезпечувати можливість розширення котелень. При
і становленні тільки парових або водогрійних котлів для
Г тзширенпя котелень залишається вільним один із тор-
ців будівлі. В котельнях мішаного типу в одній половині
будівлі слід установлювати парові, а в другій — голо-
гнійні котли. Розширення парової частини котелень
К6
ЗДІЙСНЮЄТЬСЯ р ОДИН бік, а водогрійної — в другий, тобто
обидва юрці мають бути вільними.
Компонозкд основного та допоміжного обладнання
в будівлі котелень повинна забезпечувати зручність ро-
боти і безпеку персоналу котелень, мінімальну протяж-
ність трубопроводів, газоходів та повітропроводів, міні-
мальні витрати на спорудження котелень, скорочення
чисельності Обслуговуючого персоналу, автоматизацію
технологічних процесів і механізацію ремонтних робіт.
Вона має відповідати вимогам будівельних норм і пра-
вил, а також правил техніки безпеки, санітарних і проти-
пожежних норм.
Практика проектування котелень показує, що най-
більш раціональною компоповкою парових і водогрійних
котелень є компоновка з паралельним розташуванням
котлоагрегатів та допоміжного обладнання.
Котлоагрегати в котельнях установлюються в один
рят з фронтом обслуговування, спрямованим у бік вікон-
них прорізів, а хвостові поверхні нагрівання (водяні еко-
номайзери, повітропілігрівппки) та допоміжне обладнан-
ня (тягодуттьові машини, деаератори, мереж ні й живиль-
ні насоси та іп.) — перед кожним котлоагрегатом або за
ним. Загальне обладнання, призначене для підготовки
води, насоси І теплообмінники розміщуються з боку ос-
новного торця будівлі котелень. Проходи між котлами,
економайзерами і стінами котельної (крім передньої)
роблять не менш як 1 м, а між окремими виступаючими
частинами — не менш як 0,8 м. При встановленні котло-
агрегатів, які потребують обслуї овувания збоку (шуру-
вання, обдування, очищення газоходів, барабанів і ко-
лекторів, виймання труб, догляд за пальникоенми при-
строями і т. д_), ширина бічного проходу повинна бути
достатньою для їх обслуговування та ремонту, але не
менш як 2 м для котлоагрегатів паропродуктивністю
4 г/го.т і більше. Якщо проходу між обмуроком когла
і стіною будівлі котельної нема, то обх.урок має відсто-
яти від неї не менш як на 0,7 м Відстань від фронту кот-
лоагрегатів або виступаючих частин їхніх топок до про-
ти тежпої стіни котельної повинна становити, як правило,
ке менш як 3 м. При спалюванні рідкого чи газоподіб-
ного палива відстань від виступаючих частин щільнико-
вих пристроїв до стіни котельної роблять не менш як І м.
Котлоагрегати з неоднаковою довжиною встановтюються
так, щоб їхній фронт по можливості був на одній
лінії.
167
Якщо котлоагрегати розташовано так. що тсгн одно-
го з них знаходить я кроти іншого, то відск пь між фран-
том котлоагрегатів і виступаючими частинами їхніх топок
повинна становити пе менш як 4 м: гри ньому відстань
між пальвиковпмп пристроями котлоагрегатів, які пра-
цюють па рідкому чи газоподібі ому паливі, має бути не
менш як 2 м. Перед фронтом котлоагрегатів можна
встановлювати насоси, вентилятори та інше обладнання;
при цьому ширину вільних проходів уздовж сі ренту
котлоагрегатів роблять не менш як 1,5 м і так, шоб об-
ладнання не заважало нормальному обслуговуванню то-
пок котлоагрегатів.
Відстань від верхньої позначки (площадки) обслуго-
вування котлів і економайзерів до нижньої частини ко-
телень має бути не менш як 2 м. Якщо перехід через ба-
рабан, сухопарник або економайзер пе погрібний, то від-
стань від них до нижньої частини котельної може бути
зменшена до 0,7 м.
Для зручності обслуговування й безпеки роботи про-
ходи між агрегатами допоміжного обладнання котелень
мають бути не менш як 0,7 м. Для обслуговування котлів,
пароперегрівників і економайзерів мають бути встанов-
лені постійні площадки і сходи з поручнями заввишки
не менш як 1 м із суцільною обшивкою поручнів по
низу на 100 мм. ІІЧірина площадок, призначених для об-
слуговування арматури, повинна бути но менш як
800 мм, а ширина всіх інших площадок і сходів — не
менш як 600 мм. Вільна висота над прохідними площад-
ками і сходами має бути не менш як 2 м.
Золоуловлювачі монтуються на відкритому повітрі —
між будівлею котелень та димовою трубою. Остання спо-
руджується за межами будівлі котелень на відстані, пю
визначається компоновкою встановлюваних зовні бу-
дівлі золоуловлювачів і димососів, а також розмірами
фундаменту під димову трубу н конструкцією газоходів.
При наявності високих рівнів грунтових вод газоходи
виконуються надземними.
У котельнях з боку основного торця передбачаються
приміщення для механічних майстерень, лабораторій,
водопідготовнпх установок і контрольно-вимірювальних
приладів, а також службово-побутових потоеб обслуго-
ючогота ремонтного персоналу. І великих котельнях об-
ладнання водопідготовкн слід розміщати в окремій будівлі.
Для монтажу й ремонту обладнання масою більш як
50 кг повніші бути передбачені відповідні і апт<я спід-
168
йомиі механізми (талі). Як піийомннй пристрій для ре-
монту димососів і вентиляторів, установлених зовні бу-
дівлі, допускається використовувати автомобільний
кран. З цією метою має бути забезпечена можливість
під’їзду автомобіля до місця встановлення обладнання.
Один із важливих принципів сучасно'; компоновки
обладнання котелень полягає у використанні окремих
блоків підвищеної заводської готовності при ппоекту-
в- мій, поставлянні та монтажі обладнання Споруджен-
ня котелень з окремих блоків основного й допоміжного
обладнання разом з трубопроводами, газоходами, по-
вітропроводами, кабелями та іншими комунікаціями по-
мітно скорочують строки і підвищують якість будівель-
но-монтажних робіт, тому що основна частина їх вико-
нується на заводі. На монтажній площадці провадяться
тільки необхідне доведення блоків і з’єднання їх між
собою.	|-
Проектування котелень здійснюється відповідно до
тйпових проектів, рекомендованих Держбудом. Цент-
ральним інститутом типових проектів Держбуду ви-
пускаються будівельні каталоги у вигляді періо-
дичних збірників каталожних аркушів І каталогів
типових проектів. В останніх наводяться паспорти проек-
тів, які містять план, розрізи, опис технологічного об-
ладнання та адреси оргапізацій-розповсюджувачів про-
ектів. Крім каталогів типових проектів, названий інсти-
тут випускає перелік креслень санітарно-технічного об-
ладнання й виробів із зазначенням у ньому типових
креслень заслінок, клапанів, ежекторів, циклонів та
інших виробів.
При виконанні креслень будівель і планів розміщен-
ня обладнання котелень слід керуватись державними
стандартами проектної документації для будівництва
(СПДС), які доповнюють державні стандарті! Єдиної си-
стемі' конструкторської документації (ЕСКД). Загальні
положення СІІДС викладено в ГОСТ 21.101—79.
Розмірні лінії на будівельних кресленнях закінчу-
ються стрілками, засічками чи точками; розміри зазна-
чаються в міліметрах. Виняток становлять генеральні
плани ділянок і позначки рівнів на фасадах та розрізах
будівель, коли відповідні розміри проставляються в мет-
рах. Для позначення рівнів елементів будівель відносно
прийнятої нульової площини використовується умовний
знак, який називається позначкою рівня. За нульову по-
значку приймається рівень підлоги першого поверху
169-
будівлі: рівні витне цієї позначки — додатні, а нижче —
від’ємні.
На плани будівлі наносяться координатні осі, ню
ви иіачають положення її основних несучих і захисних
конструкцій. Осі показуються тонкими штрихпунктир-
н:іми лініями з довгими штрихами і позначаються араб-
ськими цифрами чи великими буквами російського алфа-
віту в кружках діаметром 6...12 мм. Позначення коор-
Рис. б І. План розміщення обладнаная котельної
170
Линатних осей наноситься пт лівому гкжп о»'У боках
Плану будівлі. На планах і розрізах елементи обладнан-
ня зображуються спрощено, трубопроводи показуються
однією іінією при їхньому діамегрі до 100 мм і двома
лініями, якщо діаметр трубопроводів більш як 100 мм.
Тут же зазначаються відстані між кооодипатними осями,
основні розміри, позначки та прив’язки обладнання до
координатних осей.
\2000\	3200 Ш 3000	9400
171
’І'д ’зяЛ оїГ (-' — і/ псГ-кЬц
6.2.	План розміщення обладнання котельної
На рис. 6.1 як приклад показано план розміщення
обладнання пароводогрійної котельної з трьома паро-
вими котлами ДЕ-16-14ГМ і трьома водогрійними кот-
лами КВ-ГМ-20. План (типовий проект 903-1-200) розрсб-
лено Латвійським державним територіальним інститутом
по проектуванню промислових підприємств.
Котельна призначена для теплопостачання промис-
лових підприємств і житлового масиву при розрахунко-
вій температурі навколишнього повітря — 20...—40 °С.
Основне паливо — природний газ або мазут. Будівель-
на частина котельної виконується із збірних залізобе-
тонних конструкцій. її обладнання розраховано на теп-
лове навантаження: за гарячою водою — 69,78 МВт
(60 Гкал/год); за парою— 13,3 кг/с (48 т/год). Закрита
система теплопостачання — двотрубна, з температурою
гарячої води 150...70 °С. У паровій частині котельної
виробляється пара тиском 1,37 МПа і температурою
194 °С. На промислові підприємства пара подається після
редукційної установки, маючи тиск 0,69 МПа.
Кожний водогрійний котел 11 котельної комплек-
тується димососом 15 і дуттьовими вентиляторами 13,
14 В будівлі котельної встановлюються мережні насоси
10, блок ^циркуляційних насосів 9 і «літні» мережні
насоси 7, які забезпечують гаряче водопостачання влітку.
У паровій частині котельної розміщуються парові
котли 1 з економайзерами 2, димососи 3, дуттьові вен-
тилятори 4, блок редукційної установки 5, блок сепа-
ратора безперервного продування і підігрівник хімічно
очищеної води (розташовуються під деаератором на ну-
льовій позначці), а також інше обладнання.
Деаерація води для підживлення водогрійних котлів
І живильної води для парових котлів відбувається в роз-
міщених всередині будівлі котельної деаераційнпх уста-
новках 8 і 6. Для виконання ремонтних робіт в котельній
передбачаються підвісний кран 16 і ручні талі 12.
Всередині будівлі котельної, крім залу для розміщен-
ня обладнання, виділяються приміщення для ремонту
обладнання, ремонту й зберігання контрольно-вимірю-
вальних приладів, І РП, обслуговуючого персоналу ко-
тельної та ін.
Вода для підживлення водогрійних котлів приготов
ляється за схемою водень-кат існування з «голодною» ре-
генерацією іоніту та декарбонізацією, а живильна вода-
173
лля парових котлів — за двоступінчастою схемою натрій-
катіонування. Обладнання водопідгоговно/ установки
розміщується в окремій будівлі.
Мазутне господарство котельної складається в мазу-
тонасосної, залізничної естакади мазутозливання на
чотири вагони-цистерни, двох надземних металевих ре-
зервуарів місткістю 1000 м3 кожного, приймальної єм-
кості місткістю 100 м3, трьох підземних металевих резер-
вуарів місткістю 25 м3 кожного для зберігання рідких
присадок, двох резервуарів місткістю 250 м3 кожного для
потреб пожежогасіння, споруд для очистки замазучених
вод та інженерних мереж.
Розділ 7
ЗАХОДИ ЩОДО ЗАХИСТУ НАВКОЛИШНЬОГО
СЕРЕДОВИЩА
7.1. Зниження шкідливих викидів у атмосферу
При повному зюрянні палгва в димових газах утво-
рюються діоксид вуглецю СО2 (вуглекислий газ), пара
Н2О, азот М2, діоксид сірки 8О2 (сірчистий газ), трио-
ксид сірки 8О3 (сірчаний ангідрид) та зола. З переліче-
них складових до числа токсичних належать оксиди сір-
ій і зола. При високих температурах в ядрі факела топок
котлів додатково містяться токсичні гази: оксид азолу
(окис азоту) N0 та діоксид азоту (двоокис азоту) КО2.
У разі неповного згоряння палива димові гази містять
оксид вуглецю (окис вуглецю) СО, вуглеводні СН4, С2І Іа
та інші складові, а також канцерогенні речовини. Про-
дукти неповного згоряння палива є досить токсичними,
однак при сучасній техніці спалювання палива їх уїво-
репня можна виключити або звести до мінімуму.
У зв’язку з великим забрудненням біосНерп викидами
шкідливих речовин промисловими підприємствами вжи-
ваються заходи до створення певних обмежень викиду
шкідливих речовин, зокрема шляхом установлення їхніх
гранично допустимих концентрацій (ПІК). Під ГДК
мається на увазі така концентрація хімічної сполуки,
яка при щоденній дії на людину протягом тривалого часу
не викликає в його організмі яких-небудь патологічних
вмін або захворювань.
174
Таблиця 7.1 Значення ГЦК іпюілипих речовин р атлпс^ерному
новітні населених місць
Забруднююча речовина	І Дк, мг/№	
	максимально разона	середньо- добова
Нетокснчний ПИЛ	0,5	0 15
Діоксид сірки 80г	0,5	0.05
Оксид вуглецю СО	3	1
Діоксид азоту \'О2	0,085	0 085
Технічний вуглець (кіпоть)	0.15	0.05
Сірководень Н2ь	0,00-1	0.0 )8
Контроль за додержанням ГДК шкідливих речовин
на підприємствах, у містах і селищах здійснюється ор-
ганами Державної санітарно-гігієнічної інспекції. По-
казники ГДК атмосферних забруднень встановлюються
в двох видах: максимально-разові (за 20 хв) та середньо-
добові (за 24 год). Останні є основними. Максимально-
разові ГДК доповнюють середньодобові для речовин,,
які мають запах або подразнювальну дію.
В табл. 7.1 наведено ГДК шкідливих речовин, типо-
вих для промислових котелень.
Розрахунки ГДК ведуться по кожній шкідливій ре
човнні окремо, щоб ГДК кожної з них не перевищувала-
значень, зазначених у таблиці. Ці умови доповнює жор-
стка додаткова вимога підсумовування дії оксидів сірки
8О2 та азоту N0», яка виражається умовою
(7-1)
С5Р. ।	£N0,
де Сзо. і Схю. —концентрації відповідних речовин, мг/м3.
Існують ефективні способи очистки димових газів РІД
твердих частинок 1211. Одним із головних токсичних,
компонентів, які містяться в органічному паливі й вияв-
ляють істотні впливи на навколишнє середовище, є окси-
ди сірки. Зазначимо, ото різні природні палива істотно
відрізняються між собою вмістом сірки. Найбільшу
сірчистість мають палива, що налягають в європейській
частині колишнього СРСР, помірну — сибірські вугілля
й ма.зути, які добувають з нафти сибірських родовищ.
Природний газ є безсірчистим паливом, за винятком
Оренбурзького та деяких родовищ Середньої Азії. Змен-
шення викидів сірчистих сполук у агмос.реру може йти
трьома напрямами:
175
1)	очистка нафтового палива віл сірки па нафтопере-
робних заводах;
2)	переробка палива в котельний до ного спалювання;
3)	очистка димових газів від оксидів сірки.
При переробці нафти на нафтопереробних заводах
у легкі фракції переходить невелика кількість сірки,
а переважна частина сірчистих сполук (70...90 %) кои-
ценірується в залишкових продуктах, які входять до
складу мазуту. Сірка з мазуту може видалятись гілро-
очнеткою, суть якої полягає у взаємодії водню із сірко-
органічними сполуками. Гідроочистку нині добре розроб-
лено, однак при її використанні значно зростає вартість
палива.
С“ред різних способів переробки палива за другим
напрямом відзначимо спалювання твердого й рідкого
палива та газового палива, що містить сірку, в кипля-
чому шарі частинок розмеленого вапняку СаСО3. При
температурі біля 900 °С відбувається дисоціація СаСО3
на діоксид вуглецю СО2 та оксид кальцію СаО; останній
вступає в реакцію із сіркою, утворюючи в кінцевому ре-
зультаті сульфат кальцію Са8О|. Частина киплячого
шару вапняку, шо поглинув сірку палива, подається
пневматичним транспортом на регенерацію. Регенерова-
ний оксид кальцію повертається в топкові пристрої кот-
лів. Складність й дорожнеча здійснення такої переробки
палива — основні перешкоди її практичної реалізації.
Для очистки димових газів від оксидів сірки розроб-
лено абсообційні способи: вапняний, аміачні'й, магне-
зитовий та ін. Однак усі вони поки не знайшли застосу-
вання в котельнях. Зате існують ефективні способи
зменшення утворення оксидів азоту в топках котлів, які
є токсичною домішкою. Вони роздратовано діють на ор-
гани дихання, руйнують обладнання й матеріали,
сприяють утворенню смогів і погіршують видимість
в містах. Про токсичність оксидів азоту свідчать дані
табл. 7.1, з яких випливає, що максимально-разова ГДК
діоксиду азоту КС2 в шість разів менша від ГДК діок-
сиду сірки 80 2 і більш як у ЗО разів менша від ГДК ок-
сиду вуглецю СО.
Оксиди азоту утворюються шляхом окислення азоту,
що міститься в паливі та в повітрі; тому вони знаходять-
ся в продуктах згоряння всього палива: вугілля, мазуту,
природного газу. Умовою окислення азоту повітря є ди-
соціація молекул кислю повітря під дією високих тем-
ператур у топковій камері. В результаті реакції в топ-
176
Рис. 5.8. Схема установки для пневматичного золошлакови-
даляння
У великих котельнях при наявності площадок для
золоиїлаковідвалів використовуються гідравлічні си-
стеми золошлаковидаляння, при яких зола і шлак, що
видаляються з бункерів котлоагрегатів за допомогою
змивних апаратів, у вигляді суміші з водою перекачуються
з котельної на золошлаковідвал багерними насосами.
5.4. Заходи щодо економії палива
Економічність котельної в значній мірі залежить від
тих рішень, спрямованих на економію палива, які було
закладено в її проектування. Економія палива в першу
чергу досягається застосуванням котлоагрегатів, які
працюють па рідкому та газоподібному паливі, зменшен-
ням теплових втрат у котлах, зниженням втрат теплоти
в навколишнє середовище всім технологічним обладнан-
ням котельної, використанням вторинних енергетичних
ресурсів, раціональним упорядкуванням складів твер-
дого та рідкого палива й Іншими заходами.
Вид палива, яке застосовується в котельній, визна-
чається плановими органами. Зазначимо, що к. к. д.
котлоагрегатів, які працюють па газоподібному чи рід-
кому паливі, на 8... 10 % вищий від к. к. д. котельних
установок, що працюють на твердому паливі. Це пов’я-
1Є0
новій камері утворюється в основному оксид азсту \’О
(більш як 95 %). Утворення діоксиду азоту \ОЙ шляхом
окислення N0 потребує зндчного «асу й відбувається при
низьких температурах в атмосфері.
Концентрація оксидів азоту в димових газах, які ви-
ходять, перебуває в межах 0,1...1,3 г/м3. Вихід оксидів
азоту в топкових пристроях збільшується з підвищенням
температури ядра факелу, яка, в свою чергу, залежить
від адіабатичної температури горіння палива й великого
числа факторів у топковій камері: теплової напруги гонки
теплопродуктивності котла, міри чорноти факелу, тіну
пальників, надлишку повітря та іи. Найбільшу адіа-
батичну температуру горіння має паливо з високою теп-
лотою згоряння; тому максимальний вихід оксидів азоту
характерний для висококалорійних видів палива.
Другим джерелом утвореним оксидів азоту є зв’яза-
ний азот твердого н рідкого палива, реакція окислення
якого проходить при помірній температурі. Концентра-
ція оксидів азоту в цьому разі визначається зведеною
концентрацією азоту, що міститься в паливі, яка для
вугілля становить 0,2...0,3 г/м3, а для рідкою палива —
менш як 0,1 г/м3.
Ефективне зменшення утворення оксидів азоту дося-
гається рециркуляцією димових газів у топкову камеру.
З цією метою димові гази відбираються після водяного
економайзера при температурі 300...400 °С і спеціальним
рециркуляційпим димососом спрямовуються для змішу-
вання з дуттьовим повітря» переч пальником з витратою
20...25 % загальної виграти повітря. Рециркуляція ди-
мових газів поряд із зменшенням температури їх горіння
обумовлює деяке зниження концентрації кисню, змен-
шення швидкості горіння палива, розтягування зони його
горіння і, як наслідок, більш ефективне охолодження
цієї зони топковими екпанами. Зазначимо, що рецирку-
ляція димових га<ів підвищує опір газового тракту кот-
лоагрегату і може викликати деяке погіршення умов го-
ріння палива.
Наступний спосіб зменшення утворення оксидів —
це двостадійне спалювання палива, коли пальники пра-
цюють при коефіцієнті надлишку повітря меншому від
одиниці, а повітря, якого не вистачає, підводиться до
них крізь фірми повітряного дуття, розташовані над
пальниками. Двостадійне спалювання палива можна за-
безпечити застосуванням спеціальних пальників. Тур-
булентні пальники з інтенсивним скручуванням повіт-
7 1-342
177
ряпого потоку, які дістали широке розповсюдження,
спричинюють підцишення иочиенграціі оксидів азоту
в продуктах згоряння через більш високу інтенсивність
вигоояиня палива ії близьке ро чатування ядра полум’я
від пальників. Поєднання в пальнику вакрученого пото-
ку повітря з осьовим дає вмогу різко знизити утворення
оьсплів азоту.
До інших способів зниження концентрації оксидів
азоту належать подавання води і пари в зону горіння па-
лива, зменшення коефіцієнта надлишку повітря до зна-
чень 1,01 ...1,07, зниження температури підігрівання
повітря и теплової напруги в топковій камері. Найкращі
результати можуть бути досягнуті при роботі котлоагре-
гату на природному газі, задовільні — на мазуті.
Використання розглянутих способів зменшення утво-
рення оксидів азоту при спалюванні твердого палива не
завжди можливе. Так, зниження коефіцієнта надлишку
повітря і температури в топці може призвести до непев-
ного згоряння палива.
7.2.	Очистка стічних вод
Невід’ємною частиною вагальної проблеми охорони
навколишнього середовища є раціональне використання
й охорона водних ресурсів. Скидання промислових і по-
бутових стічних вод призводить до забруднення природ-
них водоймищ, в яких відбуваються процеси самоочи-
щення. Найважливіші з цих процесів такі: осадження
грубодпсперсних домішок; окислення (мінералізація) ор-
ганічних домішок; окислення мінеральних домішок кис-
нем; нейтралізація кислот і основ; гідроліз іонів важ-
ких металів, який призводить до утворення їхніх мало-
розчинних гідрооксидів.
Основними факторами, що істотно впливають на про-
неси самоочищення водоймищ, є температура води, міне-
ролосічний склад домішок, концентрація кисню, водне-
вий показник рН води, концентрація шкідливих домі-
шок. Поява останніх у водоймищах призводить до погір-
шення якості води, утруднює її використання, а іноді
робить цілком непридатною для дальшого застосування.
Особливо велике значення в процесах самоочищення
має кисневий режим водоймища. Витрата кисню на мі-
нералізацію органічних речовин визначається через його
біохімічне споживання, шо виражається кількістю кис-
178
пю, використаного в біохімічних- (за допомогою байте'
рій) процесах окислення органічних речовин. При вели-
кому скиданні органічних речовин у воді настає дефіцит
кисню, який призводить до накопичення й загнивання
органічних речовин, внаслідок чого погіршується якість
води.
Нині охорона водоймищ здійснюється відповідно до
Правил охорони поверхневих вод від забруднення стіч-
ними водами. Згідно з Правилами водні об'єкти поділя-
ються на водоймища господарсько-питного та культурно-
побутового волові1 користову ванн я, а також на рибогос-
подарські водоймища. Відповідно встановлено норматив-
ні вимоги до складу та властивостей води у водоймищах
1101. Зокрема, визначено ГДК шкідливих речовин у во-
доймищах. Якщо у водоймище скидається кілька шкід-
ливих речовин, то сума їхніх концентрацій, виражена
в частках відповідних ГДК, не повинна перевищувати
одиниці:
V ч
—. ГДК,
Ґ=І
(7.2)
де сі і ГДК,- —концентрація і-ї речовини і її ГДК у во-
доймищі; п — кількість шкідливих речовин.
Спускання у водоймища речовин, ГДК яких ше не
визначено, забороняється. Для стічних вод значення
ГДК шкідливих речовин не нормуються. Необхідна міра
їх очистки визначається станом водоймища після ски-
дання в нього стічних вод. Однак при їх скиданні в ме-
жах населеного пункту вимоги, що ставляться до складу
і властивостей води водоймища, повинні стосуватись
самих стічних вод.
При скиданні стічних вод існує гранична кількість
шкідливих речовин, які скидаються зз одиницю часу.
Вона називається гранично допустимим викидом. Гра-
нично допустимі викиди залежать від конкретних умов
і багато в чому визначають необхідну міру очистки водн.
Велике значення має спосіб скидання стічних вод
у водоймища. При зосереджених скиданнях стічних вод
інтенсивність їх змішування мінімальна, що спричинює
утворення протяжного струменя, причому останній за-
бруднює все водоймище. Найкращі результати дає роз-
сіювальне випускання речовин, які скидаються, в гли-
біні водоймища, що здійснюється крізь перфоровані
труби.
7*
179
Всередині промислового підприємства СТІЧНІ РОДИ по-
діляються па: сильнозабруднені, що потребують луже
великого розведення у водоймищі для досягнення ІДІ';
слабозабруднені', умокне чисті, які практично не дістали
забруднень в технологічних процесах (охолоджувальні
води); кубвкі залишки і маточні розчини, що являють со-
бою надзвичайно концентровані стоки (ні стоки не підля-
гають очистці й ліквідуються, утилізуються чи складу-
ються в безпечних місцях); побутові та господарсько-фе-
кальні, які спрямовуються на біохімічну очистку.
Котельні є джерелом скидання таких забруднень:
стічних вод водопідготовних установок; вод, забрудне-
них нафтопродуктами; вод після відмивання зовнішніх
поверхонь нагрівання котлоагрегатів, які працюють на
мазуті; відпрацьованих розчинів після хімічної очистки
обладнання та його консервації; вод систем гідрозолевіі-
даляпня; комунальио-побутових і господарських вод.
У промислово-опалювальних котельнях найбільш ши-
роко використовуються такі методи водспіді отовки, як
вапнування и натрій катіонування. Стічні води водопід-
готовних установок умовно поділяються на засолені та
прісні. Кількість перших досягає 3,5 %, других — 7 %
загальної кількості обробленої води. Прісні стічні води
утворюються при продуванні освітлювачів і промиванні
освітлювальних фільтрів. Ці воли мають велику луж-
ність (рН = 11,5) й забруднені завислими речовинами,
так що скидання їх у поверхневі водоймища не допуска-
ється, оскільки водневий показник рН води у водойми-
щах має бути в межах 6,5...8,5, а вміст завислих частинок
не повинен перевищувати 0,75 мг/кг води.
Схема очистки прісних стічних вод водопідготовних
установок проста: стоки збираються в шламові резерву-
ари, де відстоюються. Рекомендується мати два таких
резервуари: в одному з них відбувається відстоювання
в другому — наповнення стоків. Місткість кожною ре-
зервуара повинна давати вмогу відстоювати стоки не
менш як 1.. 2 год. Після відстоювання вола рівномірно
протягом доби подається в освітлювач. Шлам, який на-
копичується в резервуарі, містить 92...95 % карбонатів
кальцію; вологість шламу після резервуара становить
97...98 ?о. Цей шлам за допомогою шламових насосів по-
дається па фільтр-преси, де його вологість зменшується
до 46...60 %. Шлам після фільтр-пресів нешкідливий
і його можна складувати під відкритим небом, викори-
стовуючи як сировину для одержання вапнякового мело-
180
ї<а. Вода після фільтр-пресів полається в освітлювачі.
Таким чином, стічні води освітлювачів та освітлюваль-
них фільтрів можуть повністю утилізуватись всередині
80Д0ПІД1 ОТОБНОЇ уСТЙНОВКИ.
іасолені стічні води утворюються в основному при
регенерації натрій-катіонітних фільтрів хлористим нат-
рієм і наступному їх відмиванні. Вени являють собою
0,5...2 %-ні розчини хлористого кальцію, магнію й наг-
рію. До засолених стоків належить також продувальна
вода парових котлів. Скидання цих стоків у поверхневі
вонойминіа також пе допускається.
Для знешкодження стічних вод натрій-катіонітних
фільтрів найбільш ефективна схема: зм’якшення стоків
вапняковим молоком з виділенням в осадок гідрату ок-
сиду магнію — випарювання в трубчастих випарних
апаратах або адіабатних апаратах «миттєвЬго закипан-
ня» — винаоювання в роторних плівкових випарниках —
розділення розчину в цеіггри(|угах. В результаті такої
обробки виходять товарні продукти: кристалічний хло-
ристий натрій, який повертається у водопідготовну уста-
новку; рідкий 40 %-ннй розчкн хлористого кальцію
(споживач — холодильна промисловість) і гідрат оксиду
магнію, що може служити сировиною для промисловості
будівельних матеріалів.
Заслуговує уваги застосування для випарювання за-
солених стоків випарних апаратів із заглибними паль-
никами і барботажних випарних апаратів, де викори-
стовуються високотемпературні димові гази. В таких
апаратах стоки упарюються до одержання солі май*ке
в сххому вигляді (концентрація солей становить 800...
1000 кг/м3).
Для котелень з котлами низького тиску будівництво
випарних установок різного типу економічно невиправ-
дане. В цьому разі більш доцільним є використання ме-
тодів і схем, які дають змогу зменшити об’єм стічних вод
та концентрацію в них шкідливих домішок. У натрій-ка-
тіонітпих установках це досягається застосуванням
високоємних катіоні і ів (наприклад, катіоніту КУ-2 за-
мість сульфовугілля), повторним використанням солі»
встановленням фільтрів з протитечійною регенерацією,
спрямуванням частини відмивних вод на розпушування
шару катіоніту.
Для очистки стічних вод від нафтопродуктів застосо-
вуються методи відстоювання, флотації та фільтруван-
ня. В сенові методу відстоювання лежить принцип виді-
181
лення нафтопродуктів
(надалі називаються
маслом) під дією різ-
ниці густий води та
частинок масла. Від-
стоювання масла здій-
снюється в спеціаль-
них нафтоуловлюва-
_	„	чах, типову схему яких
Рис. 7.1. Схема пафтоуловлюпача п0казаіІ0 І|а рис 7,|.
Стічна вода / падхо шть в приймальну камеру 3 і, пройшов-
ши під напівзаглибленою перегородкою 5. потрапляє у від-
стійну камеру 4, де й відбувається процес відокремлення
воді’ та масла. Очищена вода проходить під другою пере-
городкою 5 і виводиться з нафтоуловлюїміча трубопро-
водом 7. Частинки масла, що спливають на поверхню
води, утворюють плівку 2, яка за допомогою спеціаль-
них скребків збирається у нафтозбірпнх трубках 6.
Ефект спливання частинок масла спостерігається при
температурі води почад 40 °С, а при температурі нижче
ЗО °С масло осідає в нафтоуловлювачі. Впсоков’язкі кре-
кінг-залишкн мають густину понад густини води при
будь-якій температурі й тому не .можуть спливати па по-
верхню води. При відстоюванні краплі масла спливають
з дуже малими швидкостями.
Інтенсифікація процесу відокремлення краплинок во-
ди та масла досягається при флотації стічних вод, яка
полягає в утворенні комплексів ечастшіка масла — пу-
зирчик повітря» з наступним виділенням їх із води.
Швидкість спливання цих комплексів на поверхню води
в І0-...103 раз перевищує швидкість спливання частинок
масла. Розрізняють напірну флотацію стічних вод і
безнапірну.
При напірнім флотації стічної води 1, яка надходить
в камеру 2 (рис. 7.2), повітря трубопроводом 4 подаєть-
ся в трубопровід води 3 під надлишковим тиском до
0,5 МПа. Водоповітряна суміш насосом 5 спрямовується
в спеціальну напірну ємкість 6, де перебуває протягом
10 хв, а потім надходить у флотаційну камеру 7, в якій
ві ібуваються скидання тиску, утворення нузирчиків по-
вітря й власне флотаційний процес відокремлення води
та масла. Піна, що утворилась, збирається в піпозбірнп-
ку 8, а очищена вода 9 виводиться з флотаційної камери.
При безнапірній флотації пузнрчики повітря утворю-
ються шляхом баоботажу повітря, що надходить у воду
1Ь2
з отворів перфорованої труби, розташованої на дні
флотаційної камери.
Фільтрування стічних вод, забруднених маслом, зви-
чайно використовується на заключній стадії їх очистки.
Процес фільтрування заснований па прилипанні емуль-
гованих частинок масла до поверхні зерен фільтруючого
матеріалу. Матеріалами для завантаження фільтрів є
кварцевий пісок, антрацит або сутьфовугілля, відпра-
цьоване в патрій-катіонітових фільтрах. Регенерацію
насипних фільтрів рекомендується здійснювати пере-
грітою парою, що розігріває зловлене масло, і вони під
тиском витісняються з шару. Витрата пари на регене-
рацію становить (в перерахунку па конденсат) не більше
двох об’ємів фільтруючого шару. Замаслений конденсат
подається в баки перед нафтоуловлювачем або флотацій-
ною камерою.
Кожний з методів очистки стічних вод від масел най-
більш ефективний в певному діапазоні дисперсного
складу масел. І Іафтоуловлюв.ачі ефективно уловлюють
частинки великого розміру, флотаційна камера дає змогу
збільшити швидкість виділення білі ш дрібних частинок.
Найбільш дрібні частинки видаляються з води методом
фільтрування. Тому повна типова схема очистки стічних
вод від масел включає на ’поуловлювач, флотаційну ка-
меру та фільтрувальну установку. Міра очистки води за
цією схемою становить біля 95 % і слабко залежить від
початкової концентрації масел. Тому очищена вода най-
чистіше підмішується до природної, яка спрямовується
у водопідіотовну установку.
Води від обмивання зовнішніх поверхонь котлів, які
працюють на сірчистих мазутах, являють собою розчини
(рН = 1...3), що містять грубодисперсні домішки (ок-
183
сили заліза; кремнійову кислоту; частину золи, яка не
розчинилась), які легко відокремлюються при наста-
ванні, а також домішки в дійсно розчинному! стані (вільну
сірчану кислоту; сульфат заліза; сполуки ванадію, ні-
келю, міді та ін.). При очистці цих вод виникає необхід-
ність ие тільки знешкоджування, а й одночасного виді-
лення таких цінних продуктів, як ванадій та нікель.
Одним із способів очистки обшивальних вод є їх нейтра-
лізація в баці-нейтратізаторі лужними розчинами (гід-
роксидом натрію чи вапном) з метою виділення шкідли-
вих речовин в осадок з наступним його відокремленням
від води. Повне осадження домішок відбувається при
рН = 9...9,5. Частіша освітленої води використовується
повторно на обмиванні котлів, а шлам подається для
збезводнювання на прес-фільтри.
Для очистки котлів від накипм та відкладів застосову-
ються хімічні промивання. Кількість домішок у стічних
водах після хімічних промивань котлів залежить від
технологічної схеми їх промивання й типу котла, 70...
90 % кількості яких становлять реагенти, використо-
вувані при промиванні. Для приймання цих стоків перед-
бачаються басейпи-відстійникн, розраховані на весь
об’єм води, що скидається, з урахуванням її трикратного
розбавлення. В цих басейнах завдяки зливанню кислих
і лужних промивальних вод відбувається часткова ней-
тралізація води. Потім вода подається в баки-нейтрялі-
затори, де відбувається відокремлення токсичних речо-
вин після обробки води вапном та іншими реагентами.
Осілий шлам спрямовується вшламовідвал, а просвітлена
вода після підкислення до рН = 7,5...8,5 надходить па
біохімічну очистку.
Стічні води гідравлічного золошлаковидалянпя з ко-
телень, що працюють на твердому паливі, утворюються
при транспортуванні золи і шлаку технічною водою на
золошлаковідвали. При прямоточній системі гідравліч-
ного золошлаковидалянпя у водоймище скидаються і.сі
домішки в дійсно розчиненому стані й частина грубо -
дисперсних домішок, які не встигли осісти в золошлако-
рідпалі. При поворотній системі гідравлічного золошла-
ковндаляшія частина шкідливих домішок може потра-
пити у водоймище в результаті фільтрації золошлако-
відвалу.
До найбільш важливих показників освітленої води
гідравлічного золошлаковидалянпя належать лужність
та концентрація сульфатів, а також загальний солевміст
ІЯ4
і концентрація токсичних домішок. Перші два показни-
ки визначають можливість появи відкладів у поворотній
системі гідравлічного золошлаковидаляння, а решта
свідчить про можливіші» погіршення стану водоймищ.
У результаті скидання вод гідравлічного золошлако-
вкдаляпня значення водневого показника рі 1 у водойми-
щах не повинно перевищувати 6,5...8,6, а концентрація
токсичних речовин не повинна виходити за межі ГДК,
що досягається відповідним підбором співвіднесення
воїн і золи, а також значення рП.
Розділ 8
ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ ПОКАЗНИКИ КОТЕЛЕНЬ
8.1.	Основні техніко-економічні показники
Для порівняння різних варіантів рішень при проек-
туванні котельної, оцінки ефективності проекту та міри
його досконалості визначаються техніко-економічні по-
казнії кп котельної.
До основних техніко-економічних показників спо-
рудження і експлуатації котельної належать: річне ви-
роблення теплоти 1р„, МДж/рік (Гкал/рік); річний ві і-
пуск теплоїп їОвідп» МДж/рік (Гкал/рік); к.к.д. котло-
агрегатів і котельної і|бР (брутто), г|„ (нетто); питома
витрата умовного палива на одиницю виробленої (Ьп)
та відпущеної (^відп) теплоти, кг/МДж (кг/Гкал); загаль-
ні (К) та питомі (к) капітальні вкладення в котельну,
крб.; собівартість виробленої (с„) і відпущеної (св1дп)
теплової енергії, крб.
Різниця між виробленою та відпущеною кількістю
теплоти являє собою втрати і виграти на власні потреби
котельної, які характеризують міру досконалості її теп-
лової схеми, правильність вибору допоміжного облад-
нання, міру використання всього обладнання і його ста-
ну, а також рівень утилізації вторинних енергоресурсів:
Фвтр + Фв. II = \.Фв — \Рпідп»	(8. І)
де Фвтр — втрати теплоти; <2В. п — витрата теплоти на
власні потреби котельної.
Піііомі віратп палива визначаються за формулами:
= ^річн/І.Фи>	(8.2)
^відп = ^річн __ 2іІІ'ІП>	(8. 3)
18 5
де ВріЧН — річна витрата умовного палива з урахуван-
ням втрат при його транспортуванні, розвантаженні, вбе-
ріганні та обробці, включаючи витрати па розтоплюван-
ня та інші втрати.
/С. к. д. бритто — не відношення теЖггп (?Гр, ви-
робленої котельною, до теплоти ()„, що виділилась при
спалюванні палива:
Лі =	(8.4)
Теплота, вироблена котельною, визначається за фор-
мулами:
для парових котлів
Сбр == Іїп	І Ж . в) "4“ (-^пр (^пр їж. в) »	(8.5)
для водогрійних котлів
(?бр = 6исп(/гкх-^х).	(8.6)
де О — паропродуктивність котельної, кг/с; 6пр — ма-
сова витрата прочувальної води, кг/с: їп, /ж. п, /1ІР—
питомі ентальпії пари, живильної іа продувальної голи
відповідно, Дж/кг; <7К —масова витрата мережної воли,
що проходить крізь котли, кг/с: сп—питома теплоєм-
ність води, Дж/(кг • К); /™х, ї'к — температури водн
па виході з котла і вході в нього відповідно, К.
Кількість теплоти (Вт), яка виділилась при спалю-
ванні палива, обчислюється за формулою
<?„ =ад;.	(г.7)
де йк — витрата палива котельною, кг/с; — нижча
теплота згоряння палива, Дж/кг.
/<. к. д. нетто — не відношення різниці теплоти
(?бп. виробленої котельною, І теплоти фг.п, витраченої
на власні потреби, до теплоти фп, що виділилась при
спалюванні палива:
() — пп „
ї>„ = г,р п.п = (І _	п)_	(8 8)
' п
де <7в.п — частка витрати теплоти на власні потреби ко-
тельної, яка визначається виразом
Уп. п = Фв. п/(?бр-	(8.9)
Формули для розрахунку витрати теплоти на власні
Потребі! котельної (Св.п) наведено в 191.
186
8.2.	Капітальні вкладення
Капітальні вкладення включають одночасні витрати
на будівництво й обладнання котельної, а також вико-
нання монтажно-налагоджувальних робіт. Найбільш точ-
ним методом визначення їх е складання коште рисі в з до-
кладним переліком необхідних обладнання, будівель-
них та інших матеріалів, включаючи всі будівельно-мон-
тажні роботи. При цьому вартість обладнання та мате-
ріалів установлюється за прейскурантами, а монтажу —
за цінникам!! (станом на 02.С4.91).
Однак цей метод складний і трудомісткий. Тому при
орієнтовних розрахунках і порівнянні різних варіантів
проекту котельної капітальні вкладення можна визнача-
ти за збільшеними показниками чи заданими, одержаними
в результаті статистичної обробки вже відомих проект-
них розробок.
За збільшеними показниками капітальні вкладення
в котельну (крб.) обчислюються так:
К = (Кі+ /?К] От,	(8.10)
де Кі — капітальні вкладення в перший котлоагрегат,
крб.; п — кількість котлоагрегатів, за винятком першо-
го, шт.; Кп — капітальні вкладення у другий і наступні
агрегати, крб.; у—коефіцієнт, яким ураховуюіь район
будівництва котельної.
Значення Кі, Кп наведено в табл. 8.1, а коефіцієнту
повниш.' прийматись таким:
Нижнє Поволжя	0,99
Цей гральний, Центрально-Чорноземний, Прибалтійський,
Північно-Кавказький, Закавказький, Волго-В’я іський, По-
волзький райони, Молдова і Білорусія, Новгородська, Ле-
нінградська та Псковська області	1
Україна і Волгоградська область	1,02
Урал	1,05
Якщо кількість котлоагрегатів л>8...10, то слід
виходити з того, що в цьому разі мають буї її побудовані
яе одна, а кілька котелень, і відповідно кі лькість перших
котлоагрегатів повинна бути збільшена, а наступних —
зменшена.
При встановленні в котельній парових і водогрійних
котлів разрахунок по кожному виду обладнання має ви-
конуватись окремо.
Крім розглянутого, може бути використаний метод
розрахунку капітальних вкладень в котельну за питоми-
ми величинами 131, які являють собою відношення за-
187
Таблиця 8.1 Капітальні вклатення в котельні, тис. крб.
	Тнерде	пал икс	ґ ая		У'
Марка КОТ.ІО-	П а грог ат	л ний г рс г *т	іі Грегач іі нип грегат	Сі грегат	ІІ її иЛ Грегат
агрегату	Г О	X >.о ¥ £ Ч о ° Ч о о	= «	= = X -о	=	□	X X	х Е га = >»О
	о		ІГІ.С іои 'КО' І'ІС теїа	сі 5 о £	
			С ¥	?	с і-	X X ¥
Парові котли
Е-25-14	928	170	—	—	—	
Е-35-14		—	1041	400	1210	400
Е-35-24	—.	—	1032	406	1398	406
Е-35-40	—.		—1	1124	406	1390	406
Е-50-14	2034	520	1340	44)	1922	480
Е-50-24	—	—	1744	457	2316	487
Е-50-40	2438	528	1767	487	2342	487
Водогрійні котли
КВТС-10	758	196	534	152	Г05	152
КВТС-20	916	264	647	229	810	229
КВТС-3-'	1800	519	1193	330	1863	330
квтк-зо	2196	550	1217	330	1888	330
КВТК-50	3672	800	1641	465	2320	465
васальних капітальних вкладень до теплової потужності
котельної В [3| наведено значення К залежно
від Уфу уія різних типів котелень, видів палива, сис-
тем теплопостачання та способів спалювання палива.
При цьому
к = к£фу.
(8.11)
8.3.	Експлуатаційні витрати
Експлуатаційні витрати на відпуск котельнею теп-
лової енергії у вигляді пари чи гарячої вони залежать
від витрат па роботу обладнання, експлуатацію будівлі
та споруд, заробітну плату н витрат, безпосередньо по-
в’язаних з виробництвом теплоти.
Експлуатаційні втрати звичайно визначаються за
рік роботи котельної. Річні експлуатаційні витрати (ви-
трати виробництва) складаються з витрат па: паливо, спо-
живане котельною, Сп; електричну енеріію, що надхо-
дить із зовнішніх джерел епекропостачання (районної
електричної мережі), Се.е; воду, що гнтрачається в
котельні, Св; амортизацію обладнання, будівель, спо-
руд та інших основних фондів Са; поточний ремонт
188
основних фондів Сп. р; заробітну тату обслуговуючого
персоналу С,. п; інші витрати Сг.
Витрати палива. Ці виграні визначаються за річною
витратою палива £?річ і його вартістю Сп. При розрахун-
ку річної витрати палива враховуються втрати за час
його транспортування, розвантаження, зберігання й
переробки, а також інші втрати, пов’язані з додатковими
витратами в котельній:
V.) • Юя
Вр- = Г 2.309 (1 + ,іг- п)’	<8-12)
де /?н.п — коефіцієнт, яким ураховують втрати палива
(орієнтовно цей коефіцієнт можна покласти таким, що
дорівнює 0,006 для мазуту п газу та 0,015 для твердого
палива): 29 309 — теплота згоряння умовного палива,
кДж/кг.
Вартість палива включає ціну натурального палива
Сопт, витрати па транспорт СтР з урахуванням впутріш-
ньоміських перевезень до котельної См.т і складські
витрати Сскл*
Сп = Сопт 4- СтР + См. т -ф Сскл-	(в. 1 3)
Ціна палива визначається за прейскурантами. При
цьому ціна твердого патнва залежить від його родовища,
а мазуту — від поясу, марки і вмісту в ньому сірки. Ціна
газоподібного палива зазначається для 1000 м3 газу за
нормальних умов.
Вартість перевезення палива залежить від використо-
вуваного транспорту й встановтюється за тарифами.
Оскільки основна маса палива перевозиться залізни-
цею, вартість його перевезення (крб./рік) може бути
орієнтовно визначена за формулою
СтР — о 4~ 1-І,
(8.14)
де І — відстань від міспя
добування до розванта-
ження палива, км. Зна-
чення а і Ь зазначено в
табл. 8.2 ІЗ].
Для більш точних
розрахунків у табл. 8.3
наведено тарифи па за-
лізничні перевезення ву-
гілля.
Таблиця 8.2. Значення а і Ь
П плнво	а, крб. рік	, крб.ДрІК X X км)
Вугілля.		
кам’яне	0.44	0,00242
буре	0,2	0,0(148
ТорД»	0.8р	0,00294
Сланець	0.2	\п026
Мазут	>,94	0,00337
189
Таблиця 8.3. Тарифи на залізничні перевезення вугілля (за
вагон ваша*. онідйпмшсію 50 т)
Відстань, км	Тали*!, крб.	Відстань, км	Тариф, крб.	Відстань, км	Тариф, кр і.
<50	38	451...480	101	1 01. „1350	230
51. ..60	39	431...510	105	1351... 14(0	238
61...70	41	511.„5-Ю	110	1401... 1450	246
71...80	42	541.„570	114	1451... 1'00	253
81...90	44	571...С 00	119	1501... 1(00	264
91... 100	45	101...640	124	1601... 1700	279
101...120	47	64 1...680	130	1701...1800	245
121...140	50	681.„720	136	1801... 1600	310
141...160	53	721...7(0	142	10.01.„2(00	325
161... 180	56	761...800	148	2001...2100	340
181...200	59	801.„840	154	2101.„26 00	355
201. ..220	62	841.„880	160	2201. „2.-00	370
221...240	65	881. „920	166	2301.„2400	385
241... 260	68	921 ...9(0	172	2401.„25 00	400
261...280	71	961...1000	178	2501. „2000	415
281...300	74	1001... 1050	185	2601.„2700	4 0
301...330	78	1051.„1100	193	2701. „28Ї0	445
331...360	83	1101... 1150	200	2801.„20 00	4(0
361.„390	87	1151... 1200	208	2901....'000	475
391.„420	92	1201... 1250	215	304.„3100	4И
421...450	96	1251... 1300	223	3101.„3200	506
Якщо рідке паливо транспортується трубопроводом,
то вартість ного перекачування (крб./т) становить
Спер = 0,0016 /,
(8.15)
де І — довжина трубопроводу, км.
Вартість перевезення палива внугрішпьоміськнм або
селищним транспортом з використанням самоскидів чи
цистерн визначається за формулою (8.14). При цьому
для рідкогп палива о = 0,3і крб. / рік і Ь = 0,09 крб. /
(рік • км), а для твердого — а — 0,22 крб. І рік і Ь —
= 0,054 крб. / (рік • км). В разі транспортування газу
внутрішпьоміськими мережами його вартість збільшуєть-
ся від 20...2б до 35 крб. І 1000 м3 газу.
Складські витрати на паливо, пов’язані з його розван-
таженням і переміщенням, становлять 2...5 % піни па-
лива.
Річні витрати па паливо (крб../ рік) становлять
Сп =£Р|ЧНСІР.	(8.16)
Г0
Т іб чи ця 8.4. Питома витрата електричної енергії для котлів,-
кВт/Гкал
				
Маока	Пал иво	ч	іієнт	іґй: ^Л' в, в
китля		і: =,*		? 5 *
		Уу/С кВт/І	о о з: ф	Пигс ввтр е= / кВт/:
Парові котли
Е-25-14	Вугілля	44,37	0.321	14,2
Е- 15-14	Мазут	43,54	0,305	13,3
	Г аз	25,1	0,363	9,1
Е.35-10	Те саме	29,26	0,453	13,3
	Мазут	45,81	0,384	17,6
Е-.'О-11	Вугілля	48,14	0,256	13.9
	Мазут	38,15	0,305	11,6
	Газ	25,34	0,363	9,2
Е-50-24	М азут	39,39	0,333	13,1
	Г аз	26,6	0,397	10,6
Е-50-40	В^ гілля	58,26	0,34	19,<3
	Мазут	48, і 4	0,384	17,5
	Г аз	36,55	0,453	16,6
	Водогрійні котли			
КВТС-10	Вугілля	86,13	0,332	28,6
КВГМ-10	Мазут	71,33	0,354	25,2
	Г аз	64,53	0,362	23,4
КВ І С 0	Вугілля	55,12	0,332	1й,3
КВГМ-20	Мазу т	45,5	0,354	16,1
	Г аз	42,1	0,362	15,3
квтс-зо	Вугілля	82,71	0.332	27,46
квтк-зо	1е саме	89,03	0,422	37,6
квгм -зо	М азу г	61,33	0,342	21
	Г аз	44,29	0,354	15,7
При цьому у формулі (8.16) повинна враховуватись річ-
на витрата натурального палива, що потребує пере-
рахунку значення йрічн, визначеного за формулою (8.12).
Витрати на електричну енергію. їх можна визначити
за встановленою потужністю електродвигунів, числом
годин їхньої роботи і коефіцієнтом використання вста-
новленої потужності. Витрати на освітлення іа інші
потреби йвичяйно входять в інші витрати.
Витрата електричної енергії може бути знайдена ва
вбільшеннми показниками або наближеними значення-
ми, які дістають при статистичній обробці даних.
В табл. 8.4 наведено дані гро питому витрату елек-
тричної енергії для деяких котлів. Відомості, які стосу-
ються питомої витрати електричної енергії для різних
191
коте пень залежно від виду палива і схеми теплопоста-
чання, вміщено в ІЗ].
Загальна витрата електричної енергії (кВт год/рік)
визначається за формулою
Ері.,, = ефв.	(8.17)
При одностасонному тарифі витрати на електричну
енергію становлять
Се. е = СедЕрічц,	(8.18)
Де се.і — одноставочпий тариф на електричну енергію,
крб./(кВт • год).
У більшості випадків приєднана до електричної мере-
жі потужність котельної перевищує 100 кВ • А. Тому
для визначення витрат на електричну енергію, як пра-
вило, застосовується двоставочний тариф:
Се. е = аМу 4" ^Ерічп,	(8.19)
с
де а — ставка за приєднану до мережі потужність, крб. /
(кВ • Л) або крб. / кВт; Ь— оплата за одиницю спожи-
ваної енергії, крб./(кВт • год)
Значення сел. о, 6 визначаються за тарифами на елек-
тричну енергію для розглядуваного району.
Витрати на воду. Ці витрать встановлюються за ви-
тратою воли та її ціною, яка орієнтовно може бути прийня-
та в межах 5... Із коп. за 1 м3 воли ІЗ]:
Сг = Сг>цв,	(8.20)
де цв — ціна води, крб./м3; Св — витрата води (м3/рік) иа
заповнення її втрат у котельній (відомо з розрахунку її
теплової схеми).
При орієнтовних розрахунках витрати води можна
скористатися даними ІЗ], в основі яких лежать залежно-
сті питомої витрати теплової енергії ,РВ ВІД теплової по-
тужності котельної при різних схемах теплопостачання:
гв = 6,,/^(?в.	(8.21)
Звідси
с„ = г,£<2».	(8.22)
деяких випадках витрати на воду окремо не врахо-
вуються, а включаються в інші витрати.
192
Таблиця 8.5. Значення штатного коефіцієнта к т котелень,
чол. • гої/Гкал
Установлена теплова потужність котельної, Г кал/год 		Газ 1 мазут при схемі тс гілопос т ач аппя		Тверде паливо при схемі ТСПЛОПОС'. І'І.ПІПЯ	
	відкриті 1	закриті і	НІ дкритій	закритій
5 10 20 ЗО 45 90 150	5 2,8 1.5 0.8 0.6 0.4 0,25	5 2,4 1,2 0,7 0,6 0,4 0,25	6 3,5 1,7 1 0,8 0,6 0.5	6 3 1.5 0,9 0.8 0,6 0,5
Витрати на амортизацію. Вони визначаються за ка-
пітальними вкладеннями К і нормами амортизаційних
відрахувань:
Са = КНа,	(8.23)
де На — норма амортизаційних відрахувань, що включає
витрати на реповацію та капітальний ремонт обладнання
котельної і залежить від виду її основних фондів. Тому
витрати на амортизацію спочатку мають бути визначені
окремо за будівлями та спорудами і окремо за обладнан-
ням.
Однак можна скористатись збільшеними даними,
вгідно з якими усереднена норма амортизаційних від-
рахувань для опалювальних котелень становить 7 %, а
для промислових і промислово-опалювальних — 7,5 %.
При використанні високосірчистого палива норми амор-
тизаційних відрахувань збільшуються на ЗО %.
Витрати на поточний ремонт. Ці витрати можуть бути
прийняті такими, що дорівнюють 20 °о для закритих
і ЗО % для відкритих котелень відносно витрат на амор-
тизацію.
Витрати на заробітну плату. їх розрахунок викопу-
ється з урахуванням основної та додаткової заробітних
плат, а також відрахувань на соціальне страхування.
Чисельність персоналу котельної визначається за штат-
ним коефіцієнтом, який являє собою відношення кілько-
сті персоналу до встановленої теплової потужності ко-
тельної або за штатним розписом. Значення
штатного коефіцієнта /?І1ІТ котелень наведено в табл. 8.5.
193
Витрати на заробітну плату (крб./рік) визначаються
за формулою
С3. п =/г„іТ^/гд Фрічн,	(8.24)
де /гЦІТ— штатний коефіцієнт котельної, чол./( Гкал/год);
&д — коефіцієнт додаткової заробітної плати і відраху-
вань на соціальне страхування, що приймається таким,
який дорівнює 1, 33; Фрічі1— середній річний цонд основ-
ної заробітної плати.
Інші витрати. Сюди належать витрати на охорону
праці, техніку безпеки, пожежну охорону, адміністра-
тивно-управлінський персонал і т. д. Значення цих ви-
трат у процентах суми всіх попередніх витрат таке:
Вид палива Інші витрати
Вугілля:
високозольне	10,5... 12,5
малозольне	3,5...9,5
Мазут	12
Газ	6
Загальні експлуатаційні витрати на відпуск котель-
ною теплової енергії у вигляді пари чи і зрячої води
включають всі розглянуті виграти:
Срічн = Сп + Се. е ф- Сп ф- Са ф- Сп.р ф- С3. п ф- Сі. (8.25)
8.4.	Вибір обладнання
Вибір обладнання для котельної здійснюється порів-
нянням його різних варіантів. При ньому комплект об-
ладнання (котлоагрегатів) у кожному варіанті має бути
таким, щоб забезпечувались задані теплова потужність
та паропродуктивність котельної.
Порівняння варіантів виконується виходячи ві зведе-
них витрат, які визначаються за формулою
В = КЕН + Срічи,	(8.2С)
де К — капітальні вкладення в котельну. При цьому
нормативний коефіцієнт ефективності Ец для котелень
приймається таким, що дорівнює 0,12, а для нової тех-
ніки — 0,15.
При порівнянні варіантів у складі загальних експлу-
атаційних витрат СРіЧІі витрати на паливо й електричну
енергію враховуються не за цінами, а за замикаючими
витратами, які характеризують зведені витрати по на-
194
родчому господарству на забезпечення додаткової потре-
би у паливі та енергії па території країни:
Сп = Вр1ч1ІЯза”;	(8.27)
Се.е= Ерічпв:ам.	(8.28)
Значення замикаючих витрат наведено в табл. 8 6
і Ь.7.
Таблиця 8.6. Замикаючі витрати на паливо, крб./т
РаіІОН	І нердс паливо	Мазут	Г аз
Центральний	35	47	41
Центрально-Чорноземний	34	47	40
Північно-Західний	36	49	46
Західна Україна і Молдова	35	47	44
Східна Україна	33	45	43
Північний Кавказ	34	43	42
Білорусія	37	49	42
Волго-В’ятський	31	46	38
Таблиця 8.7. Замикаючі витрати на електричну енергію
коя. '(кВт • гол)
РаЛоп	Число годин використання встановленої потужності електричп ;го ОТ лади .111II я		
	5: КЮ	5594	6400
Центральний Північно-Західний Південний Кавказ Поволжя Вибір оптимальною обладнання здіпсшоєтьс депих витрат.	1.82 1,84 1,8 1,82 1,77 серед по ?я за мінім.	1,72 1,73 1,7 1,72 1,63 мвиювашіх альнпм зла»	1,62 1,63 1,62 1,62 1,6 варіантів ієни ям зве-
8.5.	Собівартість теплової енергії
Знаючи річні експлуатаційні витрати на відпуск
котельною теплової енергії у вигляді гарячої всій чи
пари, можна визначити собівартість вироблення цієї
енергії [крбЛМДж (крб./Гкал)]
Св — Ср|Чц
Ей
(8.29)
195
1 собівартість її рілпуску ікрб./МДж (крб./Гкллл
Срідп = Ср|.ці/ Д)<?відп,	(8.30)
а також аналогічно собівартість виробленої й відпущеної
споживачам пари (крб./т)
Сп. в = Срічн/^, Оці Сп. відп = Срічн/Е^в)дп, (8.31)
де і ЕОвідп — річні виробіток та відпуск пари
котельною, т.
Одержані значення можна порівняти з діючими і та-
ким чином визначити рентабельність котельної.
Сп. в —
ДОДАТКИ
Додаток І.
Лк* і одичні вказівки по виконання курсового проекту
Завдання на виконання курсового проекту повинно включа-
ти такі початкові дані:
1.	Географічне положення котельної, що проектується (насе-
лений пункт),
2.	Тип котельної (парона промислова, опалювальна чи про-
мислово-опалювальна; водогрійна опалювальна; пароводогрійна
промислово-опалювальна).
3.	Система іеплопостачяння (закрита чи відкрита).
4.	Тип парових або водогрійних котлін.
5.	Вид спалюваного в котлах палива.
6.	Житлова площа чн зовнішній об‘єм опалюваних житло-
вих і громадських будівель.
7.	Зовнішній об'єм опалюваних промислових будівель.
8.	Число одиниць водоспоживання в житловому секторі.
9.	Число одиниць водоспоживання на промислових підприєм-
ствах.
10.	Витрата і тиск пари, використовуваної на технологічні
потреби.
11.	Повернення конденсату від технологічних споживачів,
його температура.
12.	Витрата і температура гарячої води, використовуваної на
технологічні потреби.
13	Повернення гарячої води від технологічних споживачів,
її температура.
14.	Витрата і тиск пари, що подається на мазутне господар-
ство (при спалюванні мазуту в котельній).
Курсовий проект складається з розрахунково-пояснювальної
записки та графічної частини. Розрахунково-пояснювальна запис-
ка і креслення мають бути виконані зідповідно до діючих стандар-
тів Єдиної системи конструкторської документації (ЕСКД).
У зміст розрахунково-пояснювальної записки входять:
1.	Вступ.
2	Розрахунок теплових навантаженії для проектування ко-
тельної.
З	Опис і розрахунок теплової схеми котельної.
4.	Розрахунок і вибір основного та допоміжного обладнання
котельної (котлоагрегатів, насосів, деаераторів, теплообмінників,
тягодуттьових пристроїв).
5.	Гідравлічний розрахунок трубопроводів однієї з ділянок
те ги вої СХЄУ и котельної.
6.	Розрахунок на міцність одного з екецентів теплообмінника.
7,	Розрахунок і вибір теплової ізоляції паропроводу, трубо-
проводу гарячої води чи теплообмінника.
8.	Розрахунок техніко-економічних показників кегельної
197
9.	Список використаної літератури.
Графічна частина курсового проекту складається звичайно з
трьох аркушів формату АІ і включає розгорнуту теплову схему
котельної, компоновочні креслення (план на о тій з позначок, по-
перечини і поздовжній розрізи), загальний вид або ветаповочне
креслення теплообмінника чи деаератора.
Примітка. В дипломному проекті, крім перелічених почат-
кових даних, студенту може бути запропоновано виконати роз-
рахунки водоііідгзіовної установки (з вий том її обладнання),
розсіювання шкіддияих викидів у атмосфер), схеми газопостачан-
ня чи мазутного господарства (з вибором їхнього обладнання),
теплоутилізаційноі установки (тепловий, аеродинамічний та гід-
равлічний розрахунки контактного економайзера).
Графічна частина дипломного проекту подається на 9...11 ар-
кушах формату А1 і. крім перелічених виніс, містить креслення
водопідгогонки (схема та компоновка обладнання), паливного
господарства (схема та компоновка обладнання), загальний вид
або ветаповочне креслення тенлоутплізаніїїпої установки, а також
інші креслення залежно від виконуваного проекту котельної.
Додаток 2. Програма розрахунку теплової схеми паровотогрійної
нромпслово-опалювальної котельної при закритій системі тепло-
постачання.
10	РЗІиТ ТАВСЗ); '«5!73 ЛРА8Й1Г
20	РЯІВТ	ОЖТШШСПІ ЇЗСІЇТИ'
зо Р’іг дрізигмаш тог
Г ?Р1<! !й(й);ТаС«? Т2ЄА0В0І :УЕН ВРОІ.ЇЧМгО-ОТОЕїГЕІШГ
50 г-гііг \А?з?;;огргіЕоа ;о:їйчсі яз заіриої састїйи нмосгкіяіг
М ?В.ІП ’ЯЗРАбСТАЗВ: В0СИБ01ИП О.Я., ГОРБйШ В & ’
и ?2ії.ї •?;*3!Є”Т£Я: ЕОШІО І.».. ІАЇЛ23 Е 3 '
80 ЕЧО
шинні ЕНЧдС-йїІЛЬБїІ ААГОРЇТМ итшнтиишпшмт»..т
5 СОЖ)!! Е$,Еі;,МЗ,М4,Н5,К6
7 РЇІНІ Сй2$[27);‘0-;СВВ$(27);-Л*
10 ВІН С (58),С1|36)
20 БІЙ II, В(94,4)
25 0ІИ 12, ПІ’0,3)
26 0?ііЧ "0:к’АНЬБТ' А5 Ш£ 12
ЗО 0?ЇІІ Т-БИмИ" А5 ПСІ II
50 102 1=0 70 4
СІ* ГОЗ 3-0 ТО В (0,0)
73 С (3)=И (3,1)
60 З
іоо їцоад-.зяіїсиі-ги.о))
ПО її іоЗ СІІІ)=О
120 її 1=3 Т5ЕИ В (1,3)-С1(1)
130 С1(2)=(С(2)-С(1))/(С(2)-В(1,0))
140 П 1=4 ТЕИ С1(2)=0
150 С1(3)=В(3,ОРС1(2)
1601? і=і твій сі(3)-о
170 С1[4)=В(6,0)*В(7,0)
175 її 1=4 ТЗЙ! С1(4)=0
180 С1(5)=!8*64.5»((С1(Ї))'.8)*67.5*С1(2)
190 її 1=0 ТБЕН С1(5)=150
198
200 її 1-3 ?92Н С1(5):70
2к 1? 1:4 ЇН8Н С1(5)=70
220 С1(6)--С1(5)-80*С1(2)
230 її кО ТНЕМ СІ(6)=70
240 її к4 ТНЕМ С1(6)=В(34,3)
253 С1(7):(С1(3)»1.0000С’М6)/(П87»(С1(5)-С1(6)))
ї:3 її 1:4 ШИ С1'7):0
2'0 С1(8):1.3»3 6,0)45 15,0)
2й її І >4 ;ЕЇН СІ(8):0
285 ЕКМ ПРНлЕШМ ТЕЖ ЕРАТЇ 17 ГОРЯЧЕЙ ВОДИ В СИСТЕМЕ Т/СШКЕЕЯ РЙВЕ01 60 С
280 С1(9):(С1(4)»1.00000Е<0Є)/(4187*(60-С(18)))
292 її 1:4 ШН СІ(5)=(СІ (8)<1.ОООООЕ+Об)/(4187»(60-С(18)))
295 С1(0):(Е[25,0)/В(3,0))
296 її С1(0)>.2 ШИ її С1(0)<1 ТНЕМ N6:1 : СО ТО 350
233 ИИ N6=1 -> ЛГАІЛЕЛЬВАЯ СХЕМА ВНКВЗИ П0Д0ГРЕЕАТЕ1Е1
259 ВЕН РАСЧЕТ ПРВ СМЕЯРНЗОЙ СХЕЖЕ ВИ.Е0Д0ГРЕВА7ЇИІ
306 С1(10):(41874С1(9)«(С1(6)-С(І8)-10))/1.000008*36
305 її 1:4 ТНЕМ С1(11):35 : СО ТО 320
310 С1(11):С1(6)-(С1(10)*1.00000Ш67(‘187іС1(7))
320 С1(12)=С1(4)-СІ(Ю)
325 її 1=4 ШН С1(12):0
330 СІ (13)=(С1( 12)»1.ОаОО0Е+О6)/(41Гі7»(С1(5)-С1[Б)))
335 її 1:4 ТНЕМ С1(13)=0
336 ІУ Іо4 ТЕЕН С:С1(13)
340 СІ(14)=(Сі(8 )*1. ОООООЕ*С6)/(4187*(СІ(5)-СІ(11)))
345 її 1<>4 ТНЕМ С1(14)=0
3*6 її 1:4 ТНЕМ С=С1(14)  С0 ТО 3’5
350 С1(15):(С1(4)»1.00060Ї406)/(41Е7*(С1(5)-С1(6)))
354 ИИ
355 Ш РАСЧЕЇ П?ї ПАРМШИОІ СХЕМЕ ВН.ПОД0ГРГШШ
356 ЕКН
360 її 1:4 ШН С1(15):(С1(8)Н.ОО000Е406)/(4187»(С1(5)-С1(6)))
370 С:С1(15)
375 СШ6):С1(7)іС
380 С1(17)=(.75/360003)*((В(4.0)4В(6,0))*430004(В(5,0)4(В(7.0))»30100)»С(26)
390 С1(18)=С1(16)-С1(17)
395 її ІоО СО ТС 410
400 С2=С1(3)4С1(4)
405 ПОВИВ 1090
410 СЦ19) =1+ІМТ( СЦЗ)4С1[4|)/01)
426 С1(20)=((С1(3)4Сї(4))»100)/(Сі(19)»01)
430 С1(21)=С1
435 С1(22):С1(19)*С1(21)
440 її С(12)=1 ТЕЕЧ С1(23)=70
442 ВЕН Т2Б56РАТ7РА СЕТЕВ01 ВОДН ЕА ВИХОДЕ N3 КОТЛА ВРЗ СЛГНН МАЗУТІ 150 С
443 І? С(12) =2 ТЕ’іі С1(23)=150-((С1(3)ЮІ(4 )»1.ООЄООЕ*Є8)/(4187»С1 (22))
4*5 її С(12)=1 ТНЕМ С1(24):704((СІ(3)іС1[4;і <100000іі05)/(4187іСІ-.22))
44с її С(12):1 Той І? 1:0 ШН С1(24?-150
447 І? С(12)=2 Ш.4 С1(24)=150
445 її Нбої ШЗ С1(25):(С1(11)*СІі8)+С1(!7)*іі-)/СІ(15)
450 її N6=1 ШН С1(25):(С1(6)»С1(18)4С1(!7)»70)/С1(16)
455 її N6:1 ТНЕМ її кО ШН С1(25):70
460 її 1=0 ШН С1(26):С1(22)-С1(16)
463 її Ю0 ТНЙ С1(26):С1(22)»((С1(23-С1(25))/(С1(24)-С1(25)))
199
465 І? 1=0 ТВІН СІ(26)=С1(22)-С12( 16)
47" СІ(27)=С1(16)»((С1(24)-С1(5))/(С1(24)-С1(25)))
471 II 1=0 ТНЕМ СІ[27)=0
475 СІ (28):СІ(22)-С1(26)+СІ(27)
477 С1(29)-100»1В5(((С1(28)-С1(16)|/С1(16)),
478 II І<>4 ТВН С1(30)=С1(25)»(С1(26)/С1(22))»(С1(24)-СП25))
479	II	1=4	ТВІН	ГОВ 32=26	ТО	27	:	СІ	[32}=0	:	ШТ	32
480	II	1=4	ТВІЙ	103 32=19	ТО	24	:	СІ	[32)=0	:	ШТ	32
482	II	1=4	76ЇХ	Сі(29)=0
483	II	1=4	ТВІЙ	С1(30)=0
485 В(3,І)=С1(3-ВІ0.0))
487 N111 З
490 ШТ І
500 ЕЕИ РАСЧЕТ ПАРОВОЇ ЧАСТІ
510 103 1=4 ТО 0 5ТЕР -4
520 ІОВ 3=0 ТО В(0,1)-В(0,2)
530 С(3)=В(3,І)
540 ИЕІТ З
541 СІ (1) ~С(16)*С(17)
542 31=0
543	12=2	:	А=С(23)	:	СО53В	10450	-	С(23)-А
544	32=1	.	А=С(14)	:	С0502	10450	.	С(14)-А
545	32=2	:	А=С(Іі)	:	С0505	10450	:	16=А
547	32=3	А:С(11)	:	СОБОВ	10450	.	С(І1):А
550 А=((.98-2*70»4187-С(19)« 98*4187)/((С( 11 )»Ю00-4187»С( 19)і» 98))
560 А1:((1-.98-2)»101.2*4187)/(.98* С(11)*)000-4187»С(19)))
570 С1(2):С(45)»(А»А1)
580 II 1-4 ТВЕН С1(3)=((С(33)-С(53|)*4187»СІ44 )/,980»(С|11)-4 187»80))
585 II 1=0 ТВІН С1(3)=0
590 С1(4):С(24)«С1(3)
600 С1(5)=2.00000Е-03»С(45)
610 С1(6)=С(45)»С1(5)-С1(2)
620 С1(7):С(І9)ЦС(45)/С1(6)і»(1С4.2-70,».98
630 С1(8):С1(7)»(С1(5)/(С1і6)*4181|)»(2683.8 439.361*980
640 С1(9)=С(21)*С1(6)
650 С1(10)=С1(9)»4187»((С(19)-С(18))/((С(11)-16}»980))
655 II С(12)=2 ТВІН II N3=1 ТВЕН С1(І0)=0
660 С1(11):СШНС1(2)(СШ0)»С1(3)»С(13)
670 0:С1(11)
700 С1(12)=С(22)«П
710 С1(13)=(С(20)»0)/100
715 II С1(13)(.27 ТВІН С(20)=0
716 С1(ІЗ):(С(20)»0)/100
720 С1(14)=С1(13)*((.98*С(23)-183.22)/(2699.5-483.22))
730 С1(15)=С1(13) СЦ14)
740 С1(16):0«С1(13)
750 С1(17):2.00000£-03»С1|16)
760 СІ(18)=С(8)-С(9)*СІ(15)»С1(12)»СІ(17)»С1(2)*С(13)
770 С1(19)=С(21)*С1(18)
780 С1(20):С1(19)»С1(9)
730 С1(21) С1,19)»((4187»(С(19)-С(18)))/((С(11)-16)»980))
795 II С(12)=2 ТВІЙ II N3=1 ТВІН С1(21)-0
600 С1|22):С1(21)»С1(103
810 С1(23)-С1(22)
200
820 С1(24)=С1(4)іС(9)
83ч СИ25)=С1(24) іСІ( 18)»С1 (23}»С1( 14] -СІ(1Т)
84у Сі£2Є)=С(19)« .Сі(1!)/(СІ(І8)*418Т))»(4сЗ.22»1900-41КТ«40)«.98
850 С1[27)=С1(26Н(С1(17)/(С!(18р41ВТН*(2683.8-439.36)*980
869 АЗ=(С(9)*С( І0НС1 (4)»80»С1 (23)»С(27)»С1( 18)»С1 (27))/С1(25)
870 А4=(С1(14)»2699.5-С1(17)»2683.8)/(4.187»С1(25))
880 С1(28)=АЗ*А4
890 С1(29)=((104.2-С1(28|*.98)«418ПС1(25))/(С( 11)»960-Ш.2»4НТ)
900 С1(30)=С1(29)іС1(21)
910 С1(31):С1(11)іС1(30)
920 С1(32)=(С1(31)»С(22))/(1-С(22))
930 С1(33)-С1(31)*С1(32)
940 ІІ=А?5ЦС1(33)-В)/С1(33))»100
950 І? ІКІ.5 СО ТО 970
955 С=С1(33) : СО ТО 700
970 С1(36)=0
972 17 С[28)-0 СО ТО 980
975 І? С(12|-2 ТВІИ 17 N3=1 ТЗЕН СЦ36)=С( 14)-(СЦ20)/С(28))«(С( 19)-С(18)»
980 17 1=4 ТНЕМ СО50В 1600
985 СЦ34) =ІИИТ(С1(33)»3.6/В1)
990 С1(35)=(С1(33)*3 6*100)/(С1(34)*01)
995 1=В(0,1)-В(0.2)
1000 ГОВ г=В(0,1)-В(0,2)И ТО В(0,1)
1010 ВЦ, І)=С1(3-І)
1020 НЕП З
1050 ШТ І
1060 СО ТО 2040
1090 РЯІНТ 'ПО ВНЧВСЛЕНВО1 ТЕПЛОВОЇ ЕАГРУЗКЕ 0=' ;52»36/41 .з, ‘(ГІЙІ/Ч 1'
1092 РВІИТ ’ВЙЇ НЕОБХОДЙМО ВИБРАТЬ КОТАЗАГРЕГАТ,УХАЗАВ ЕГО ИОКР
1093 К=29
1095 С050В 2000
'1100 РЕІМТ 'Я :	ЖАРКА КОШ	ЕСПЗШШ	ВСЇЇЗАІЬВИ	*
1120 Р8ІЕТ ' :		8РСІ38СДВТЕІЬ80СТЬ	РАСІОД ВОДН	*
1140 РЕНТ • :		(ГКАА/Ч)	(т/ч)	•
1150 С050В 2000				
1160 РЕНТ Ч :	КВ-ГМ-4	4	49.5	
1180 РЕНТ *2 •	КВ-Г1-6.5	6.5	80	
1200 РЕНТ '3 :	ЇВ-Гї-10	10	123.5	
1220 РЕНТ 4 :	ЇВ-ГЯ-20	20	247	
1240 РЕНТ "5 :	ЇВ-ГІ-30	ЗО	370	
1260 РЕНТ '6 :	ЇВ-ГЯ-50	50	618(ОСВОВЕОІ РЕШ)	
1280 РЕНТ ‘ 			1230(ПЗІ0ВИ« РЕШ)	*
1300 РЕНТ ’7 :	ІВ-ГМ60	100	1235(ОСНОВНОЇ РЕШ)	•
1320 РЕНТ ‘ .			24СО(Е!ХОВН11 РЕШ)	*
1340 РЕНТ ’8 .	ГВ-ТС-4	4	49.5	•
1360 РЕНТ ‘9	ЕВ-ТС-6.5	6.5	ВО	•
1380 РЕНТ -10.	КВ-ТС-10	10	Ї23.5	•
1400 РЕНТ 41:	ЇВ-ТС-20	23	247	•
1120 РЕНТ 42:	КВ-ТСВ-10	10	1’3 5	*
1440 РЕНТ 43;	•ІВ-ТСВ-20	20	247	
1453 С050В 2000
1455 ШРОТ І
1460 И 1=1 ТНЕК 81:1 : Е>='КВ-»-4* : С1=49.5
1465 17 1-2 ТВЕЯ 01=6.5 : Е*’ІВ-ГК-6.5' ; С1=80
201
1470	її	7-3	7£ї	?1=10	:	Р^ЇВ-ГМГ	:	С1=123.5
1478	І?	ї=4	л-	1=20	:	ї*=‘ЕЕ-Г»-20"	:	81=247
1480	її	2=5	?П	^І-За	:	!*=*ЇЗ-Г2-ЗО*	:	61=370
1485	її	Ж-	ЕЯ	01=50	:	Е«=Чг-ГЇ-5г‘	:	61=1230
1480 її 1=7 їад 51=100 : 2»=*П-ГІ-К0’ : 61=2459
1500 І? 1=8 Ж4 51=4 : Е»="ХЗ-ТС-4* : 61=40.5
1519 ІУ 2=9 Г48 51=6.5" : Е«="В-ТС-5.5" : 01=80
1515 І?	2=10	ЇНИ	61=10	:	К»=“КВ-ЇС-10“ : 01 = 123 5
1520 її	2=11	Ї£5Й	61=20	:	Еі="КВ-ТС-20‘ : 61=247
1530 її	1=12	ШЙ	61=10	:	Е*=‘ї!-ТСВ-10‘ : 61=123 5
1535 І?	1=13	Шй	61=20	:	Е*=‘ЇЗ-ТСВ-20‘ : 61=247
1536 61=61*1.163
1537 61=61/3.6
153В РЕІН7 ИЕ*(27);"В";СВВ»(27);‘3‘
1540 ВКТОВй
1600 РВІНТ Ш*(?7);-В";СМ:(27);"Г
1605 РЕІІ’Ї : ГЇІ5Ї
1610 6=С1(33)*3.5
1615 РВІНТ 7*3(5);‘ПО ВЕЧКСКИСІ СП55У2СІ ІАГІГЛ2 Я К'ЇШІГ
1620 Г2ПТ ЇАЗ'.1);‘0=‘;6; : Р2Г.7 ‘ 7/4),
вам ксмодазо мера-». вш кош^го агрегатг
1625 Р5ІЙТ ТАВ (13);‘ї3 ШЩй.УШйБ Е>е ПОРлУОЗЙі ЕуТіЕ? .’			
1630 РЕІИТ : ГВШ : 60503 2500			
1635 РВІНТ ‘	720 ДЕ		' ТЕЗ ї?	1
1640 С050В 2000 1650 РВІНТ ‘ МАРКО КОТЛА 1655 СОВ 2000	иРиїЗВОД. Т/Ч	: МАРКА КОТЛА	ПРОЕЗЗСД. Т/Ч :‘
1656 РВІНТ "1 : ;Е-4-14ГМ	4.14	11- ГМ-59-1	50	:
1657 РВІНТ ‘2 : Дл-6.5-1411	6.73	12: ГЇ-59-14	50	:
1658 РЕІИТ "3 : ДЕ-10-24ГМ	10.35	13: Гї-50-14/259	50
1659 РВІЬТ ‘4 : ДЕ-16-14ГЙ	18.56	14: ДВ-25-14ГЇ	25	:
166(1 РВІНТ "5 : ДЕ-16-Н-225ГМ	25.83	15: П-2.5-14С	2.5	:
1662 РВІНТ ‘6 : Д!-25-24-ЗЗОГа	4	16: КЕ-4-14С	4
1663 РВІНТ ‘7 : ДВ-6.5-14-225ГІ	6.5	17: И-6.5-14С	6 5
1665 РВІНТ ‘8 : ДЕ-19 14-225ГМ	ці	18: КЕ-10-14С	10	:
1667 РВІНТ ‘9 : Д8-10-24-250ГМ	0	19: П-25-14С	25	:
1668 РВІНТ ‘10: ДЕ-16-24-25СГМ	іб	20: ДЕ-16-24ГМ	16	:
1670 6050В 2000
1672 РВІНТ : ІНРОТ 1
1673	І?	1=11	ТВЕН	01=50	:	І8=*ГН-5О-1'
1674	її	1=12	ЇЗЇН	01=50	:	Е«=‘ГМ-5{і-14‘
1676	її	1=13	ТНЕИ	01=50	:	ї?=‘ГМ-50-14/250‘
1677	її	1=14	7384	01=25	:	Еї=‘ДЕ-25-14Г1<‘
1673 І? 2=15 ТПїН 01=2.5 : Еї=‘ЇІ-2.5-14Є‘
1879 І? 2=16 ТЗЇЯ 01=4 : Е»=‘КЇ-4-14С‘
1680 її 1=17 ТВЇН 01=6.5 : Е»=‘КЕ-6.5-1ІС‘
1682 І? 2=18 ЇЙИ 01=10 : Е»=‘К-10-1-'Г
1684 її 1=19 ТВІЙ 01=25 : Е$=‘К2-25-14С*
1685 І? 1=20 ТВЕН 01=16 : І’І=‘й-16-24іТ
1586 її 2= 1 ТВІЙ 01=4.14 : ЕЗ=‘Д2-4-14ГЙ‘
1687 17 7= 2 ТВІЙ 01=5.73 : Е|=’ДЗ-6.5-14-ПҐ
1683 І? != З ТЕЇЯ 01=10.35: Ї8=‘Д1-Ю-14ГМ‘
1629 Ір 2= 4 ТИП 1’1=16.56: Е$=‘Д8-16-14ГМ‘
16:9 17 ї= 5 ПЯ 01=16 88: Ц=‘д8-35-14ГІ"
202
1691	И	І-	6	ТВЕН	01-4	:	Е5-‘ДЕ-25-24-380ГК'
1692	І?	І-	1	ТВЕН	01=6.5:	Е$='ДЇ-6.5-14-225ГН'
1693	її	І-	8	ТВЕН	01=10	:	Е9='ДЕ-10- 14 -225ГГ
1694	І?	7=	9	ТВЕН	01=10	:	її='ДЕ-10-24-250ГГ
1695 її 1=10 ШН 01=16 : Е$='ДЕ-16-24-250ГГ І
1696 її 2>20 СО ТО 1600
1698 її І<1 СО ТО 1600
1882 Ь1=1ННТ(С1(33)»ЗА6/В1}
1883 СО ТО 1902
1884 РЕІНТ ТАВ(З);'ВМ ЕЕБХОДЕМО ПОВТОРИТЬ ВКБОР МДРКЯ ЇОТІОЙГРЇГЙТД. Ш ИГ
1885 РЕІКТ ТАВ(ІО); 'II 1 В£С';ЕІ;*>4. ЧЕГО ДЕІЙТЬ ЕЕ РЕІОНЕЕДУЕТСЯ .*
1900 СО ТО 1602
1902 СОБОВ 2000
1905 РВІНТ 'ОРОЦЕйТ ЗАГРУЗП РЙБОТЩЗІ ПАРОВИХ ІОТ1ОВ (X) :';(СІ(33)»3.6»100)/(Ь1»В1)
1910 СОБОВ 2000
1912 РЕІНТ ’ЕОИЧЕСТВО РЙБОТ'ТСЖ ІОТЛОЙГРЕГЙТОВ : ';Ь1 : СОБОВ 2050
1920 РЗГкТ 'ВАС УСТРЙЇВАЇТ ДйОЕАЗ ВЕ/ЙЧЯВА, ЕСЛ БЕТ ТО М ПОВТОРІМ ВЯБОР'
1925 РВІНТ 'ОТВЕЧЙІТЕ ТОЛЮ 0-ДЙ Ш 1-ЕЕТ :	ШРОТ 01
1940 РЕІНТ СНВ$(27) ;'Ь';СЕЕ1(27);Т
1945 її 01=1 СО ТО 1600
1953 ЕКТчЕН
1990 СО ТО 2040
2000 ЇОЕ Т=0 ТО К
2010 РЕІНТ ТАВ(Т)
2020 НЕП Т
2030 РЕІНТ
2035 ЕЕТОЕН
2040 ЇОЕ Т=1 ТО 10 ; РЕІНТ : НЕП Т
2041 РЕІНТ ТАВ(17);'ВКЕСЛЕНЗЯ ЗАШЧЕВИ , ЧТО ВИ ПРЕДМЕТЕ:'
2042 РЕІНТ ТАй( 17);' (1) РЛССЕчАТАТЬ РЕЗУЛЬТАТ*!."
2043 РЕІНТ ТАБ( 17);' (2) ВОЗЕГ'ЙЇІТСЙ В РЕІ1Н РЕД8ЕТЕ?9Ьй«.'
2044 ЇОЕ Т=0 ТО 10 :РЕІНТ : НЕП І
2045 ІНРОТ 02 : РЕІНТ СВЕ$(27};'В';СаЕ$(27};'3'
204С її 02=1 СО ТО 2051
2047 И4=1
2048 її Н5>0 СО ТО 2050
2049 СВАІН 'О:РЕАСЕЗ'
2050 СВАІН *0:ЕВІТЗ*
2051 ЇОЕ Т=1 ТО 11 :РЕІНТ :НЕП Т
2052 РЕІНТ ТАВ (11} /РЕЗУЛЬТАТИ ВНЧІСШП ПйРАМЇТРОВ ТЕПЛОВОЇ СШИ'
2055 РЕІНТ ТАВ (21} ;'БУДУТ ВНБЕДЕВЯ Ей ПЕЧАТЬ '
2057 ЇОЕ Т=1 ТО . РЕІНТ : НЕІТ Т
2063 її N4=1 ТВЕН N4=2 :СО ТО 2065
2064 Н4--3
2065 СВАІН '0:РЕІНТЗ'
10450 ЇОЕ 11=0 ТО 120
10460 її £<1(0.31) ТВЕН 11=1 : СО ТО 10480
10470 її А<=Е(II,Л} СО ТО 10480
10475 НЕП II
'.10480 У=А
10485 А=((Т-Е(І1-1І31))/(Е(І1І31)-Е(І1-1,31)))*АВС(Е(І1>32)-Е(І1-1І32))іЕ( 11-1,32)
10490 ИТ0ЕН	~
10500 ЕНВ
203
СПИСОК РЕКОМЕНДОВАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ
1.	Апабовский А. Н, Анцев Б. В., Романовскчіі С. А. Гззо-
снабжение и очистка промишлсіїньїл газов.— К. : Виша ічк Голов-
неє изд-во, 1985.— 192 с.
2.	Аронов И. 3. Контактний катрен води продуктами сгора-
лия природного газа.— 2-е изд„ нерераб. я доп.— Л. .* Недра,
1990.—280 с.
3.	Бузников Е. Ф., Роддагис К. Ф., Берзнньш 9. Я- Прочзвод-
ственние її отопительньїе коїельние.— М. ; Знергйа гомнздагг,
1984.— 248 с.
4.	Впдогрейние котельний Метод, указ, к раечетам і силових
схем котельних для студеніов спец. 0308 «Промишл. теплоенер-
гетика» / Сост.; М. Ф. Боженко, В. Я. Оверчук.— К-, 1986.— 44 с.
5.	Донолнения и изменення к номенклатурному каталогу на
юсвоенние и серийно випускаємие издєлия насосостросния на
1990 г./Сост.: Р. М Холопова. Н. В. Л.теїііипа.— М., 1990.— 24 с.
6.	Ионіїн А. А., Хльїбов Б. М., Брагенков В. Н„ Герлепкая Е. Н.
Теплоснабжение.. М. : С ірониздат, 1982.— 836 с.
7.	Иснользовакие водомазутних змульспй в качееінс пінлива
для производс і венно-отошітельних котельних / Сост.: ІО. В. Хорен-
женко, Г. И. Ясинский.— К., 1989.— 33 с.
8.	Кривоногов Б. М. Новишение вффективности ежиіанпя га-
за и мазута и охрана окружающей ередн.—Л.: Недра, 1986.—
280 с.
9.	Либерман Н. Б., Нянковскап М. Г. Справочпнк по проекти-
рованню котельних установок систем нентрализованного тепло-
снабжения (обшиє воироси проектирования и оеновное оборудо-
вание).—М : Знергия, 1979.—224 с.
10.	Ливший О. В. Снравочник по водоподготовке котельних
установок.— М. : Знергия, 1976,— 287 с.
11.	Методика раечета концентрацнн в атмосфорном воздухе
вредних вешеств, содержашихся в вибросах преднрня'йій.— Л. :
Гидрометиздат, 1987.— 93 с.
12.	Методлческие указаний к раечетам и вибору оборудова-
ния котельних на ЗВМ для студеніов спеинальности «Промиш-
ленная теплознергеїнка» / Сост. : М Ф. Боженко, ІО. Н. Камаев.—
К., 1988.—52 с.
13.	Меюдические указаний к раечетам теплових схем водо-
грейпих котельних на ЗВМ для студентов снециальносги «Про-
мьіпілениая теплоенергетика» / Сост.: М. Ф. Боженко, Ю. Н. К,т*
маев.— К., 1988.— 56 с.
14.	Мі'тодическне указания к раечетам теплових схем котель-
них на ЗЕМ / Сост. : М. Ф. Боженко, ІО. Н. Камаев.— К.. 1987.—
56 с.
15.	Паровьіе н пароводогрейние котельние: Метод, указ к рае-
четам теплових схем котельних / Сост.; М. Ф. Боженко, В. Я. Овер-
чук.- і\., 1986.— 44 с.
204
16.	Псшсхонов Н И. Проектироваиие теплосиабжения.— К.:
Вища шк. Ісловное індію І982.—328 с.
17.	Проектироваиие систем теплоснабження промьішленних
узлов/М. Я. Розкіш, 3. II. Козуля, Г. В. Русланов и др.—К.:
Будпвельник, 1978.— 128 с.
18.	Ринкии С. «Л-, Александров А. А. Тенлофизпчсскне свой-
сіва водьі н водяного пара.— М : Звергни. 19^0.— 424 с.
19.	Рихтер Л. А., Бо іков 3. П., Покроиский В. Н. Охряна
водного и воздушного оассейнов от виоросов ТЗС.— М. : Знеріо-
издат, 1981.—293 с.
20.	Руководство по технико-зконо.мической оценке рішений
схем генеральних планов промьішленньїх узлов.— М.. Стройизда г.
1984.— 107 с.
21.	Соорпик правил п руководящих материалов по котлопад-
зору.— М :1іедра, 1972.— 528 с.
22.	СНиП 11-85-76. Котельньїе установки / ЦИТП Госстроя
СССР.- М., 1977.— 47 с.
23.	Соколов Е. Я Теплофикаиия и тепловьіе сети.— М.: Знер-
гия, 1982.— 376 с.
24.	Соловьев Ю. П. Вспомогательное оОорудование паротур-
бннньїх злекгросіанцнп.—М. : Знсрі онздат, 1983.— 192 с.
25.	Спрапочнич по пьіле- >і золоулавливанию / Под ред.
А. А. Русанова.— М.: Знергоа томиздат, 1983.— 296 с.
26.	Справочник нроектировщнка: Проектироваиие теплових
сетеіі / Под рсд. А. А. 1 Іпколаева.— М. : Стройиздат, 1965.— 359 с.
27.	Шуочн Е. Г). Основнеє попроси проектпрования систем
тспло":іабжеіііія городив,— М.: Знергия, 1979,— 360 с.
ЗМІСТ
Передмова ..... ........................................ З
Вступ .................. ....	&
Розділ І. Системи теплопостачання
1.1.	Споживачі теплоти...................................&
1.2.	Прннципіалміі схеми систем теплопостачання.........17
1.3.	Вибір теплоносія і його параметрів ................23
Розділ 2. Основи проектування котелень
2.1.	Технічні та економічні вимоги до котелень ...... 25
2.2.	Визначення виду палива ............................28
2.3.	С.адії проектування........................... . 31
2.4.	Обсяг і зміст проектної документації...............33
Розділ 3. Теплопі схеми котелень і їх розрахунок
3.1.	Класифікація котелень..............................36
3.2.	Загальні відомості про теплові схеми котелень .... 37
3.3.	Прпнципіальпі теплові схеми парових котелень .... 38
3.4.	Приііцпліальїіі теплові схеми водогрійних котелень . . 42
3.5.	Принципіальні теплові схеми лароводогрійннх котелень . 45
3.6.	Загальні положення і початкові дані для розрахунку теп-
лових схем котелень.....................................4Т
3.7.	Розрахунок теплових схем котелень..................51
Розділ 4. Вибір основного і допоміжного обладнання ко-
тельної
4.1.	Вибір	котлоагрегатів...............................74
4.2.	Вибір	насосів......................................81
4.3.	Вибір	водопідготовної	установки....................89
4.4.	Вибір	теплообмінників.............................107
4.5.	Вибір	Саків (ємкостей)............................128
4.6.	Вибір	трубопроводів...............................130
4.7.	Розрахунок димової труби..........................135
4.8.	Вибір вентилятора і димососа.......................И0
Розділ 5. Паливопостачання котелень
5.1.	Природний газ...................................  142
5.2.	Ма^ут.........................................    147
5.3.	Тверде паливо...................................  155
5.4.	Заходи щодо економії палива . ....................160
Розділ 6. Компоновка котелень
6.1. Загальні відомості . ...........................  164
6.2. План розміщення обладнання котельної  >... 173
206
Розділ 7. Заходи щодо захисту навколишнього середовища
7.1. Зниження шкідливих викидів у атмосферу...............174
7.2. Очистка стічних вод .................................178
Розділ 8. Гсхніко-економічні показники котелень
8.1.	Основні техніко-економічні	показники...............  185
8.2.	Капітальні вкладення ................................187
8.3.	Експлуатаційні витрати...............................188
8.4.	Вибір обладнання.....................................194
8.5.	Собівартість теплової енергії	.	,	  195
Додатки
Додаток, 1. Методичні вказівки до виконання курсового
проекту...................................................197
Додаток 2. Програма розрахунку теплової схеми пароводо-
грінної промислово-опалювальної котельної при закритій си-
стемі теплопостачання ................................... 198
Список рекомендованої літератури , , . . 4 * « « > « 204
Навчальне видання
Д забовський О іекссндр Миколайович
Боженко Михайло Федорович
ХоренУсен\о Юрій Васильович
ПРОЕКТУВАННЯ КОТЕЛЕНЬ
ПРОМИСЛОВИХ ПІДПРИЄМСТВ
Курсове проектування
з елементами САПР
Обкладинка художника 0. М Макаренко
Художній редактор С. П Духлснко
Технічний редактор Л. Ф. Волкова
Коректор Н. 1. Хоменко
ІБ № 15043
Здано до набору 2596.91 Підписано до др'ку 03 02 92.
Формат В4х108„ Папір др\к АЧ 2 Гарнітура літературна.
Вмсоций друк Умов.-Друк арк, 10.92. Умов, фарбонідб 11.18.
Обл -вид. арх. )0,93. Тираді	пр. Вид. Кя 8750. Замов-
лення А» 1-342.
Видавництво «Виша школа». 252054, Київ-54. вуд, Гегелів-
ська, 7
Надруковано з матриць Книжкової ф-ки їм М В. Фрунзе
310057. Харків 57. пул. Донсць-Захаржевськото, 6/8 в Хар*
ківськіЛ міськіп друкарні Аі ю, Харків-З, вуд. Унівсрситет-
СК4Я, 16. 4аи 402.