Ю. П. СОЛОВЬЕВ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
КРУПНЫХ
ЦЕНТРАЛЬНЫХ
КОТЕЛЬНЫХ
ДЛЯ КОМПЛЕКСА
ТЕПЛОВЫХ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
«Э Н Е Р Г И Я»
Москва 1976
6П2.22
С 60_____
удааж^2
ЛЬ
Соловьев Ю. П.
С 60 Проектирование крупных центральных котельных
для комплекса тепловых потребителей. М., «Энер-
гия», 1976.
192 с. с ил.
В книге рассматриваются вопросы проектирования тепломеханической
части центральных котельных, предназначаемых для теплоснабжения круп-
ных промышленных комплексов с раздельной системой энергоснабжения.
Дан справочный материал для проектировщиков-теплоэнергетиков по ката-
логам, нормам, ГОСТ и справочникам, действующим в 1974—1975 гг. Дана
методика расчета оборудования котельных установок. Рассмотрен пример
расчета и выбора тепломеханического оборудования крупной центральной
котельной.
Книга рассчитана на проектировщиков-теплоэнергетиков и студентов
теплоэнергетических специальностей вузов.
30304-383
051(01]-76
14-76
6П2.22
© Издательство «Энергия», 1976 г.
ПРЕДИСЛОВИЕ
Развитие промышленной энерге-
тики Советского Союза идет по пу-
ти централизации как потребите-
лей энергии (тепловой и электри-
ческой), так и энергоисточников —
ТЭЦ, промышленные котельных.
При этом роль крупных цен-
тральных промышленно-отопитель-
ных котельных в системах тепло-
снабжения наряду с ТЭЦ непрерыв-
но возрастает. В перспективе им
также будет принадлежать ведущее
место в балансе теплоснабжения
промышленности и жилых масси-
вов.
В связи с этим вопросы проек-
тирования центральных теплоисточ-
ников, рационализация и система-
тизация технических решений в этой
области, обеспечивающих высокие
экономические показатели проекти-
руемых установок, приобретают
повышенную значимость. При вы-
полнении предлагаемой работы ав-
тор стремился по возможности
обобщить накопленные им за мно-
гие годы работы в области проекти-
рования материалы, систематизиро-
вать ид и ознакомить проектиров-
щиков с техническими решениями
в этой области на современном
уровне. Конечно, предлагаемая вни-
манию читателей небольшая работа
по проектированию котельных для
централизованного теплоснабжения
не может быть исчерпывающей
в этой области. Она может слу-
жить лишь дополнением к опубли-
кованным ранее аналогичным ра-
ботам и требует дальнейшего раз-
вития по мере продвижения техни-
ки вперед.
В круг вопросов, рассматривае-
мых в предлагаемой работе, не вхо-
дят вопросы обоснования сооруже-
ния центральных промышленно-
отопительных котельных в составе
промышленных комплексов. Эти
экономические обоснования явля-
- ются предметом разработки так на-
зываемых «схем теплоснабжения»,
представляющих самостоятельную
область проектирования.
В целях популяризации идей
централизации теплоснабжающих
систем автором приводятся резуль-
таты некоторых исследований по
рассматриваемой теме, проведен-
ных институтом «Промэнергопро-
ект» и представляющих интерес для
проектировщиков крупных цен-
тральных котельных.
В книге рассматриваются вопро-
сы проектирования только тепломе-
ханической части центральных ко-
тельных. Вопросы проектирования
смежных частей котельной установ-
ки — электрической, топливоснаб-
жающих хозяйств, водоподготовки,
автоматизации и др. — автором не
могли быть рассмотрены из-за огра-
ниченности объема книги.
В этих частях автор рекоменду-
ет пользоваться ранее опубликован-
ными работами, например [Л. 22 —
24, 37, 39, 71, 72].
В соответствии с требованиями
издательства в книге принята Меж-
дународная система единиц измере-
ния (СИ). Однако, поскольку в дей-
ствующей в настоящее время ис-
ходной технической документации
по рассматриваемым вопросам —
ГОСТ, нормативах, каталогах, ра-
нее опубликованной технической
литературе — используется систем а
единиц МКГСС, основанная на из-
мерении тепла в калориях и давле-
3
ния в кгс/см2, а также учитывая,
что предлагаемая книга в значи-
тельной мере будет служить спра-
вочником для проектировщиков,
в ней параллельно с формулами и
единицами измерения по системе
СИ приведены необходимые форму-
лы и единицы применительно к си-
стеме мкгсс.
Для упрощения в измерении
теплотехнических величин по систе-
ме СИ в книге приняты следующие
приближенные соотношения между
единицами измерения в системах
СИ и МКГСС:
давление 1 кгс/см2 (1 ат) при-
нято равным 0,1 МПа (вместо
0,098 МПа);
давление 1 кгс/м2 (1 мм вод. ст.)
принято равным 10 Па (вместо
9,81 Па);
барометрическое давление 760
мм рт. ст. принято равным 0,1 МПа
(вместо 0,102 МПа)-
Ряд других величин выражен
также с округлением в тех случа-
ях, где это не имело принципиаль-
ного значения.
В целях достижения наибольшей
преемственности излагаемого мате-
риала по отношению к действую-
щей исходной документации в изме-
рениях массового и объемного рас-
ходов за единицу времени принят
час (т/ч; кг/ч; м3/ч), измерение вы-
работки пара котлами сохранено
в т/ч; напор насосов измеряется
в м вод. ст. — соответственно всем
каталожным данным.
В приведенном в конце книги
примере расчетов для выбора обо-
рудования котельной используются
единицы измерения по системе
МКГСС соответственно действую-
щим каталогам и другой техниче-
ской документации, на основании
которой в примере выбирается обо-
рудование котельной.
При выполнении данной работы
автор исходил из предположения^
что читатели знакомы с теоретиче-
скими основами теплотехники и
оборудованием котельных устано-
вок.
Приведенные в книге характери-
стики и номенклатура оборудова-
ния даны по данным заводов-из-
готовителей на 1974 г., в основном
они действительны и на 1976 г.
Книга рассчитана на проекти-
ровщиков теплоэнергетических уста-
новок, она также будет полезна
студентам энергетических вузов.
Автор выражает благодарность
редактору книги В. И. Кушныреву
за тщательный просмотр рукописи и
ряд ценных предложений по улуч-
шению ее.
Замечания и отзывы по материа-
лам, излагаемым в книге, автор
просит направлять по адресу:
113114, Москва, М-114, Шлюзовая
наб., 10, издательство «Энергия».
Автор
ГЛАВА ПЕРВАЯ
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЦЕНТРАЛЬНЫХ КОТЕЛЬНЫХ
Проектирование котельных уста-
новок, предназначенных для цен-
трализованного теплоснабжения
комплексов промышленных пред-
приятий и относящихся к ним по-
селков городского типа, имеет свою
специфику, предъявляющую к про-
ектировщикам повышенные требо-
вания.
Так, определение расчетные теп-
ловых нагрузок котельной, снаб-
жающей теплом много предприятий
с разнохарактерным режимом теп-
лопотребления, значительно слож-
нее, чем при проектировании инди-
видуальных небольших котельных.
Требуется тщательный анализ за-
явок на тепло, на виды теплоноси-
телей, на параметры теплоносите-
лей, необходима проверка соответ-
ствия заявок удельным нормам
теплопотребления различными тех-
нологическими процессами.
Значительные расстояния тран-
спорта тепла и большие капиталь-
ные затраты, связанные с его осу-
ществлением, требуют специальных
исследований принимаемых проект-
ных решений в части выбора тепло-
носителей и их параметров.
Влияние внешних факторов на
экономичность принимаемых про-
ектных решений с ростом тепловой
мощности источника значительно
возрастает и требует от проекти-
ровщиков комплексного решения
целого ряда вопросов: водоснабже-
ния, электроснабжения, топливо-
снабжения, использования отходов
сжигаемого топлива (золы, шлака),
защиты атмосферы от загрязнений,
защиты от грязных стоков и т. п.
Проектирование технологической
части крупных котельных, предна-
значенных для работы в энергоси-
стемах с раздельной выработкой
тепловой и электрической энергии,
требует единых рациональных про-
ектные решений во всех частях на
современном уровне, без излишеств,
но с обеспечением надежности и
безаварийности.
Капитальные затраты на соору-
жение систем теплоснабжения круп-
ных промышленных узлов весьма
велики и исчисляются миллионами
рублей, поэтому принимаемые про-
ектные решения приобретают по-
вышенную значимость, а проекти-
рование крупных теплоисточников
является повышенно ответствен-
ным, требует большой квалифика-
ции.
Представляется интересным рас-
смотреть с этой точки зрения об-
щие вопросы проектирования цен-
тральных котельных, решение кото-
рых является как бы заданием на
проектирование собственно котель-
ной установки.
1-1. ЦЕНТРАЛИЗАЦИЯ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
В РАЗДЕЛЬНОЙ СХЕМЕ ПРОИЗВОДСТВА
ТЕПЛА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
И ЕЕ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ
Промышленность и городской
жилищно-коммунальный сектор по-
требляют тепловую энергию в очень
5
больших количествах. Так, по от-
четным статистическим данным за
1970 г., всеми промышленными
объектами, строительством и тран-
спортом страны было получено от
ТЭЦ и котельных (кроме ути-
лизационных источников тепла)
4374 млн. ГДж (1063 млн. Гкал)
тепла, поданного в виде пара и го-
рячей воды, что эквивалентно рас-
ходу примерно 200 млн. т/год услов-
ного топлива.
Коммунальный сектор (города и
поселки городского типа) за тот же
период получил 2296 млн. ГДж
(548 млн. Гкал) тепла, на производ-
ство которого израсходовано при-
мерно 110 млн. т/год условного топ-
лива. В настоящее время и тем бо-
лее в перспективе эти расходы теп-
ла значительно превосходят уровень
1970 г. [Л. 1].
На 1975 г. примерный расход
тепла от ТЭЦ и котельных в сек-
торе промышленности планируется
в количестве 5656 млн. ГДж (1350
млн. Гкал) и в коммунально-жи-
лищном секторе 2933 млн. ГДж
(700 млн. Гкал), а расход топлива
соответственно составит 248 и 135
млн. т/год условного топлива.
В Советском Союзе основным
направлением развития теплоснаб-
жения является теплофикация на
базе крупных ТЭЦ мощностью, до-
стигающей уже в настоящее время
1000 МВт с максимальной отдачей
тепла 2900 МВт (2500 Ткал/ч)
[ТЭЦ с теплофикационными турбо-
генераторами типа Т-250-240, с па-
ровыми котлами по 950 т/ч и с во-
догрейными котлами ио 210 МВт.
Централизация теплоснабжения,
предопределяющая возможность со-
оружения столь крупных ТЭЦ, дает
нашей стране большие выгоды как
по линии капитальных затрат на со-
оружение ТЭЦ, так и по линии экс-
плуатационных затрат на производ-
ство тепла и электроэнергии. Одна-
ко не всегда при сооружении
объектов имеются необходимые
условия для централизации потре-
бителей тепловой энергии, соответ-
6
ствующей желаемому укрупнению
теплоисточников, т. е. организации
теплоснабжения от ТЭЦ.
Как известно, промышленным
объектам нужен пар для техноло-
гических процессов, а максималь-
ный экономически оправдываемый
радиус транспорта пара весьма
ограничен и составляет 8—10 км.
На территории, описываемой
этим радиусом, не всегда можно
сконцентрировать промышленные
объекты, дающие суммарную тепло-
вую нагрузку, оправдывающую со-
оружение ТЭЦ. Этому могут пре-
пятствовать много различных
факторов и неэнергетического по-
рядка — привязка промышленного
предприятия по соображениям
организации водоснабжения, подачи
сырья, устройства подъездных же-
лезнодорожных путей и многие дру-
гие. С другой стороны, при суще-
ствующей экономической конъ-
юнктуре в СССР сооружение ТЭЦ,
как правило, оправдывается только
при тепловой мощности их в евро-
пейской части Союза не менее
465 МВт (400 Гкал/ч) и в Сибири
не менее 814 МВт (700 Гкал/ч).
Экономически оправдываемая
мощность ТЭЦ в основном опреде-
ляется количеством и стоимостью
электроэнергии в рассматриваемом
районе и стоимостью топлива (за-
мыкающего) для ТЭЦ.
Экономическая целесообраз-
ность сооружения ТЭЦ в каком-ли-
бо районе определяется соответст-
вующими технико-экономическими
расчетами в первоначальной ста-
дии проектирования его теплоснаб-
жения, при разработке так назы-
ваемой «схемы теплоснабжения»
[Л. 2, 3]. По указанным причинам
далеко не всегда может быть при-
менена теплофикация промышлен-
ных и коммунально-бытовых объ-
ектов, т. е. теплоснабжение их от
ТЭЦ, осуществляющих комбиниро-
ванную выработку тепловой и элек-
трической энергии, в особенности в
начальный период развития пром-
узла.
Экономически более выгодной
становится раздельная схема энер-
госнабжения — электроэнергией из
энергосистемы и теплом от котель-
ных установок.
В этом случае практически мо-
гут быть два варианта организации
теплоснабжения: во-первых, от ин-
дивидуальных сравнительно мелких
котельных теплопроизводительно-
стью в основном не более ~ 35 МВт
(30 Гкал/ч), сооружаемых на про-
мышленных предприятиях для обес-
печения их паром и горячей водой
или в жилищно-коммунальном сек-
торе (ЖКС) промышленного райо-
на (города или поселка городского
типа) для обеспечения отопительно-
вентиляционных нагрузок и горяче-
го водоснабжения; во-вторых, от
крупных центральных (районных)
котельных смешанного типа (паро-
водогрейных) или чисто отопитель-
ных водогрейных в зависимости от
состава потребителей, обслуживае-
мых центральной котельной. Тепло-
вая мощность таких котельных мо-
жет достигать значительных вели-
чин— 465 МВт (400 Гкал/ч) и вы-
ше. Централизация теплоснабжения
промышленных районов и ЖКС
имеет существенные преимущества:
улучшает технико-экономические
показатели теплоисточников (мень-
ше удельные капиталовложения,
выше к. п. д. использования хими-
ческой энергии топлива, меньше
удельные расходы топлива на отпу-
скаемое тепло, ниже стоимость от-
пускаемого тепла), положительно
влияет на санитарное состояние
атмосферы (загазованность), улуч-
шает архитектурно-планировочные
решения.
Однако степень экономически
оправданной централизации тепло-
снабжения промышленных районов
и ЖКС имеет определенные грани-
цы, определяемые условием
23ц<23дц,	(1-1)
где 23ц — суммарные приведенные
затраты по централизованной си-
стеме теплоснабжения, тыс. руб.;
23дц — то же для децентрализован-
ной системы теплоснабжения, тыс.
руб.
Первые определяются выраже-
нием	_
23ц=23ист+АсЗс, (1-2)
где 23ИСт — сумма приведенных за-
трат на теплоисточники, включая
внутриобъектные тепловые сети,
тыс. руб.; Lc—протяженность рас-
пределительных тепловых сетей, км;
Зс — удельные приведенные затра-
ты на 1 км тепловой сети при на-
грузке присоединяемых потребите-
лей с учетом потерь в сетях и при
расположении централизованного
источника на площадке наиболее
крупного потребителя, тыс. руб/км.
Приведенными затратами 3 на-
зывается сумма годовых эксплуата-
ционных расходов, связанных с про-
изводством продукта, в данном слу-
чае тепла (2Я), и доли суммарных
капитальных затрат на сооружение
предприятия, в данном случае ко-
тельной установки и распредели-
тельных теплосетей (2К), опреде-
ляемой нормативным сроком оку-
паемости (е):
3=2Я+е2/С.
В настоящее время для технико-
экономических расчетов в энергети-
ке принимается е=0,12, что соот-
ветствует сроку окупаемости объек-
та около 8 лет [Л. 2].
Переход на теплоснабжение ком-
плексов ЖКС и промышленных
комплексов от центральных котель-
ных теплопроизводительностью
116—465 МВт (100—400 Гкал/ч)
может дать большую экономию
приведенных затрат.
Исследования вопросов цен-
трализации теплоснабжения ЖКС
и промышленности, выполненные
институтом «Промэнергопроект»
в 1971 г., дали следующие резуль-
таты [Л. 5].
При централизованном тепло-
снабжении ЖКС (горячая вода для
систем отопления и вентиляции),
имеющего сплошную застройку, эко-
номически оправдывается централи-
7
зация теплоснабжения от централь-
ной котельной в радиусе от 3,5 до
7 км в зависимости от величины
тепловой нагрузки и геометрической
формы ЖКС.
Для таких ЖКС экономия при-
веденных затрат, получаемая при
переходе на централизованное теп-
лоснабжение от крупных котельных,
составляет 4—8% для европейской
части СССР и Средней Азии и 8—
15% лля Сибири. Увеличение эффек-
тивности централизации теплоснаб-
жения в Сибири объясняется более
высокой стоимостью котельных на
твердом топливе и различием ис-
пользования топлива в малых и
крупных котельных.
ЖКС может представлять не
единую застройку, а иметь значи-
тельные разрывы между отдельны-
ми микрорайонами. В этом случае
централизация теплоснабжения
ЖКС от одного теплоисточника мо-
жет оказаться менее эффективной,
чем теплоснабжение от двух или не-
скольких котельных.
Экономически целесообразные
предельные протяженности транзит-
ных линий для транспорта горячей
воды от котельных в условиях
европейской части Союза приво-
дятся в табл. 1-1 [Л. 5].
Большие значения относятся
к тому случаю, когда при замеще-
нии малой котельной в централь-
ной котельной не требуется уста-
новка дополнительных котлов.
Для условий Сибири предельные
значения экономической дальности
Т аб лица 1-1
Экономически целесообразные расстояния транспорта тепла, км				
Нагрузка замещаемой котельной присоединя- емого микро- района, МВт (Гкал/ч)	Нагрузка объединенной котельной, МВт (Гкал/ч)			
	116(100)	232(200)	348 (300)	464—696 (400— 600)
29 (25)	0,5—2,7	2,7	2,7	2,7
58 (50)	—	1,2—1,6	4,0	4,0
116(100)	—	2,2—3,1	3,2	3,2
232 (200)	—	—	—	1.0
транспорта горячей воды от цен-
тральных котельных, указанные
в табл. 1-1, выше в 1,4—1,5 раза.
Эффективность централизации
теплоснабжения на базе паровых
технологических нагрузок выше,
чем на базе коммунально-бытовых
нагрузок в горячей воде.
Экономически целесообразные
границы централизованного тепло-
снабжения промпредприятий (пар
и горячая вода) расширяются
с увеличением числа потребителей,
подключаемых к общей магистрали.
При подключении к общему ис-
точнику теплоснабжения районов
с существующими котельными гра-
ницы оправдываемой централизации
теплоснабжения уменьшаются.
Дискретный характер зависимо-
сти между тепловой нагрузкой про-
мышленных потребителей и рас-
стоянием от них до теплоисточника
не позволяет установить определен-
ные границы оправдываемой цен-
трализации теплоснабжения про-
мышленных предприятий. Опреде-
ление их должно производиться
в каждом случае путем сравнения
приведенных затрат в сравнивае-
мых вариантах по формуле (1-1).
При рациональном кооперирова-
нии потребителей по параметрам
и по трассе теплопроводов можно
считать экономически оправдывае-
мой ликвидацию существующих
мелких промышленных (паровых)
и промышленно-отопительных (па-
роводогрейных) котельных в радиу-
се от 2 до 2,5 км в условиях евро-
пейской части СССР и 3,5—4 км
в Сибири и замену их одним цен-
трализованным источником.
В настоящее время централиза-
ция теплоснабжения от котельных
еще не получила должного разви-
тия. В секторе промышленности
примерно половина теплопотребле-
ния обеспечивается децентрализо-
ванными источниками тепла—-ин-
дивидуальными промышленными и
промышленно-отопительными ко-
тельными, а в секторе ЖКС доля
мелких отопительных котельных и
8
. ных источников тепла (домо-
амс печи) составляет еще большую
величину.
Покрытие тепловых нагрузок от
крупных районных котельных теп-
эолроизводител'ьностью 116 МВт
(100 Гкал/ч) и выше в секторе про-
мышленности составляет не более
3 , а в секторе ЖКС — не более
15%.
Несмотря на существующий по-
рядок сооружения новых теплоис-
-оччиков только по утвержденным
схемам теплоснабжения, в которых,
как правило, предусматривается
централизованное теплоснабжение
промышленности и ЖКС, в настоя-
щее время еще имеет место строи-
тельство мелких индивидуальных
котельных, снижающих эффектив-
ность использования топлива
в стране.
Главной причиной нарушения
установленного порядка является
разновременность сооружения объ-
ектов, входящих в промышленные
комплексы, что создает затруднения
с финансированием строительства
нейтрализованных источников теп-
та и оапазды®ание сооружения этих
источников, а также магистральных
теплосетей от них до потребите-
лей.
Индивидуальные котельные
промпредприятий, а также группо-
вые и местные источники тепла ис-
пользуют топливо менее эффектив-
но, чем крупные центральные ко-
тельные. Удельный расход условно-
го топлива на единицу отпущенного
тепла в центральных котельных не
превышает — 43 кг/ГДж (180
кг/Гкал), а в мелких промышлен-
-:ых котельных он равен примерно
-8 кг/ГДж (200 кг/Гкал) и выше.
В секторе ЖКС расход условного
топлива квартальными и группо-
выми котельными и особенно мест-
ыми источниками тепла еще
больше.
Таким образом, централизация
теплоснабжения в схемах с раз-
дельной выработкой тепла и элек-
троэнергии представляет огромный
резерв экономии топлива в стране,
и реализация этого резерва является
одной из актуальных проблем сов-
ременной энергетики Советского
Союза.
Возможную экономию топлива
за счет повышения эффективности
его использования в котельных
установках (замена мелких котель-
ных установок централизованными
источниками тепла) можно пред-
ставить из следующего примера.
Если бы на производство тепло-
вой энергии, отпускаемой промыш-
ленности и ЖКС всеми источника-
ми тепла, кроме ТЭЦ и утилизаци-
онных установок, расходовалось бы
0,043 т условного топлива на отпу-
щенный 1 ГДж (0,180 т условного
топлива на отпущенную 1 Гкал), то
годовое потребление топлива этими
источниками по уровню теплопо-
требления в 1975 г. —4780 млн.
ГДж/год (1140 млн. Гкал/год) сум-
марно составило бы 4780-0,043—200
(1140 -0,18л 200) млн. т/год услов-
ного топлива.
В действительности же расход
тепла промышленными котельными
и децентрализованными источника-
ми тепла в системе ЖКС в 1976 го-
ду составит примерно 230 млн. т/год
условного топлива.
Следовательно, потенциальный
резерв экономии в этой области
производства тепла составляет весь-
ма внушительную величину — при-
мерно 30 млн. т/год условного топ-
лива.
Применение электроэнергии для
генерации тепла в рассматриваемых
установках централизованного теп-
лоснабжения промпредприятий и
ЖКС экономически не оправды-
вается и поэтому в настоящей кни-
ге не рассматривается.
1-2. ТРАНСПОРТ ТЕПЛА К ПОТРЕБИТЕЛЯМ.
ТЕПЛОНОСИТЕЛИ, ИХ ПРЕИМУЩЕСТВА
И НЕДОСТАТКИ
Централизация теплоснабжения
приводит к необходимости разви-
тия тепловых сетей, увеличения их
9

протяженности, что в свою очередь
увеличивает затраты на сооруже-
ния для транспорта тепла от тепло-
источников до потребителей.
В связи с этим вопросы рацио-
нализации, удешевления теплосетей
приобретают особо важное значе-
ние. Поэтому необходимо рассмо-
треть вопрос выбора теплоносите-
лей для осуществления транспорта
тепла, от которого в значительной
мере зависят как капитальные, так
и эксплуатационные затраты по
тепловым сетям.
Для подачи тепла промышлен-
ным и жилищно-коммунальным по-
требителям обычно, за редкими
исключениями, используются водя-
ной пар и горячая (перегретая)
вода. В зависимости от требований
потребителей и устройства тепло-
вых сетей транспорт тепла осущест-
вляется паром различных давлений
и водой с максимальной температу-
рой 150 и 180°С. Требования, предъ-
являемые к теплоносителям про-
мышленными потребителями тепла
и потребителями жилищно-комму-
нального сектора, существенно от-
личаются, поэтому необходимо рас-
смотреть их отдельно.
А. Промышленность. Для осуще-
ствления технологических процессов
в промышленности широко исполь-
зуется водяной пар. В зависимости
от температурного уровня осущест-
вляемого технологического процесса
производству обычно требуется пар
с давлением от —0,5 до —'1,5 МПа
(от 5 до 15 кгс/см2). В нагреватель-
ных аппаратах, использующих пар,
происходит конденсация его при
температуре насыщения, соответст-
вующей давлению пара, чем и обес-
печивается нужный температурный
режим аппарата. С помощью пара
указанных давлений можно поддер-
живать температуру в аппаратах
в пределах 150—200°С. Пар таких
параметров используется также
в выпарных установках и струйных
компрессорах.
Широкое применение в промыш-
ленности имеет пар низкого давле-
10
ния —0,3—0,6 МПа (3—6 кгс/см2)
для нагрева воды, жидкого топлива
и продуктов различных технологи-
ческих процессов в поверхностных
рекуперативных подогревателях.
В этой области пар имеет большое
преимущество по сравнению с та-
ким теплоносителем, как вода. Ко-
эффициент теплопередачи от кон-
денсирующегося пара к подогревае-
мому материалу через металличе-
скую разделительную стенку (обыч-
но трубу) в 1,5—2 раза больше, чем
коэффициент теплопередачи в водо-
водяном теплообменнике от грею-
щей воды к нагреваемому материалу.
Так, коэффициент теплопереда-
чи в вертикальном трубчатом паро-
водяном подогревателе имеет значе-
ние -2900—3486 Вт/(м2-К) (2500—
3000 ккал/(м2-ч-°С), а в водо-водя-
ных теплообменниках коэффициент
теплопередачи имеет значение толь-
ко — 1510—1860 Вт/(м2-К) (1300—
1600 ккал/(м2-ч-'°С)).
При одинаковом температурном
перепаде подогреваемой среды
средняя разность температур между
греющей и нагреваемой средой
вдоль поверхности нагрева больше
в паровом нагревателе, чем в водя-
ном, так как температура греющей
среды в паровом подогревателе по-
стоянна на всем пути нагреваемой
среды (температура насыщения),
а в водяном подогревателе она по-
нижается к выходу из подогревате-
ля. Эти два фактора обусловливают
сокращение поверхности нагрева
аппаратов, использующих пар, по
сравнению с аппаратами, где грею-
щей средой является вода, и, следо-
вательно, существенное уменьшение
капитальных затрат как на сами
подогреватели, так и на помещения
для их установки. Уменьшаются
также и эксплуатационные затраты
вследствие сокращения числа уста-
навливаемых подогревателей и свя-
зывающих их трубопроводов.
Сказанное вытекает из следую-
щей общеизвестной формулы:
F = -?-	(1
kht ’	v
где F — поверхность нагрева подо-
гу вателя, м2; Q — количество теп-
л а. передаваемое от греющей среды
г нагреваемой, Вт; k — коэффи-
циент теплопередачи аппарата,
В* <м2-К); Д£—средняя логарифми-
ческая разность температур, К.
Использование пара во многих
технологических схемах производст-
ва определяется потребностями тех-
- алогических машин. К таковым
з первую очередь относятся паро-
вые молоты, прессы, компрессоры,
игровые насосы. Давление пара,
используемого 'Машинами, обычно
находится в пределах 1—3 МПа
(10—30 кгс/см2), в отдельных слу-
чаях оно выше и зависит от конст-
рукции машины и ее мощности.
Транспорт пара от теплоисточ-
ника до потребителя осуществляет-
ся по паропроводам, прокладывае-
мым либо по надземным эстакадам,
либо в каналах проходного и непро-
ходного типов [Л. 6]. Неотъемлемой
частью паропроводов, транспорти-
рующих пар к потребителям, явля-
ются конденсатопроводы, по кото-
рым к теплоисточнику возвращает-
ся конденсат от теплопотребителей.
Конденсатопроводы обычно прокла-
дываются в тех же конструкциях,
что и паропроводы.
Транспорт тепла в виде пара
является относительно дорогим, и
ему присущи следующие недо-
статки:
а)	ограниченность допустимого
расстояния транспорта пара вслед-
ствие больших потерь давления и
больших потерь тепла в окружаю-
щую среду. Первое приводит к не-
обходимости снижения скорости
транспортируемого пара, увеличе-
нию диаметра паропроводов, удоро-
жанию паропроводов и значительно-
му завышению по сравнению с по-
требностью потребителя давления
выдаваемого пара, что в свою оче-
тель удорожает источник тепла
(в рассматриваемом случае паро-
вую котельную) и повышает расход
электроэнергии в нем на собствен-
ные нужды (питательные насосы
паровых котлов), т. е. в конечном
счете удорожает отпускаемое тепло.
Потери тепла паропроводами в ок-
ружающую среду ограничивают
дальность транспорта пара из-за
конденсации его в паропроводах.
Транспорт по паропроводам пара
с большой влажностью недопустим,
так как он приводит к гидравличе-
ским ударам, разрушающим паро-
проводы, особенно арматуру (вен-
тили, задвижки и др.), устанавли-
ваемую на них. Влажный пар, т. е.
содержащий капли воды, вреден
также и для аппаратов, принимаю-
щих пар. По указанным причинам
дальность транспорта пара к про-
мышленным предприятиям практи-
чески ограничена расстоянием 8 —
10 км;
б)	сложность эксплуатации про-
тяженных паропроводов, вызывае-
мая необходимостью организации
дренажа паропроводов по трассе,
сооружения и эксплуатации стан-
ций сбора и перекачки конденсата;
в)	относительно высокая удель-
ная стоимость сооружения паропро-
водов, определяемая высоким
удельным расходом металла труб и
повышенной стоимостью строитель-
ных конструкций (эстакады, ка-
налы) .
Следует отметить, что проклад-
ка паропроводов и конденсатопро-
водов не может быть осуществлена
бесканальным способом.
Рабочие параметры теплоисточ-
ников, снабжающих потребителей
паром, в данном случае—паровых
котлов, должны приниматься исхо-
дя из давления пара, требуемого
производству, и потерь давления и
тепла на трассе паропроводов.
Рабочее давление паровых кот-
лов, устанавливаемых в котельной,
принимается ближайшим к задан-
ному потребителем исходя из но-
менклатуры подходящих паровых
котлов, выпускаемых промышлен-
ностью. При этом должен обеспе-
чиваться достаточный запас на
покрытие потерь давления на
трассе.
11
Сопротивление паропровода за-
висит от скорости пара, протяжен-
ности паропровода, местных сопро-
тивлений и коэффициента гидрав-
лического трения для труб, из кото-
рых выполнен паропровод.
При заданном расходе пара
с определенными параметрами его
скорость в паропроводе подсчиты-
вается по формуле
4 емс
=	(1-4)
где га —скорость пара, м/с; Усек —
объемный расход пара, протекаю-
щего по паропроводу, м3/с:
т/ __ Рчв .
Исек— "3600 ’
(1-5)
D4 — часовой массовый расход па-
ра через паропровод, кг/ч; v —
удельный объем пара при средних
параметрах пара в паропроводе,
м3/кг; dBH —внутренний диаметр
трубопровода, м.
Диаметр трубопровода при за-
данной расчетной скорости пара
определяется по формуле
0,354-10-’(1-6)
При транспорте насыщенного
пара следует учитывать дополни-
тельный расход пара, конденсирую-
щегося в паропроводе вследствие
потерь тепла в окружающую среду
(см. ниже).
Максимальная скорость пара
в паропроводах не должна превы-
шать следующих значений (Л. 9]:
Перегретый пар: 50 м/с при Dy < 200 мм
70 м/с при Dy >200 мм
Насыщенный пар: 40 м/с при Dy <200 мм
60 м/с при Dy > 200 мм
Потеря давления в паропроводе
на трение и в местные сопротивле-
ниях подсчитывается по формуле
ДЯ=Дй/пр, (1-7)
где Дй — удельная потеря давления
на трение, Па/м; /Пр — приведенная
длина трубопровода, м.
Величины /ПР и Д/г, которые вхо-
дят в формулу (1-7), в свою оче-
редь определяются из формул
/пр = / + /э,	(1-8)
где / — длина паропровода, м; /э —
эквивалентная длина местных со-
противлений, м;
рИ2 1
2 Лвв ’
(1-9)

где л — коэффициент гидравличе-
ского трения; w— скорость теплоно-
сителя, м/с; р — плотность теплоно-
сителя при средних параметрах
в трубопроводе, кг/м3.
Значение коэффициента гидрав-
лического трения для паропроводов
определяется по формуле
z=.o,ii fA-Y’25, (i-io)
\ dea J
где йэ— эквивалентная шерохова-
тость внутренней поверхности тру-
бы, м; величину /гэ для паропрово-
дов следует принимать равной
0,0002 м.
Эквивалентная длина местных
сопротивлений определяется по
формуле
/Э = Е^,	(1-11)
где SE; — сумма коэффициентов ме-
стных сопротивлений в трубопро-
воде.
Значения эквивалентных длин
наиболее часто встречающихся эле-
ментов паропроводов, создающих
местные сопротивления, приведены
в справочнике [Л. 6, табл. 9-12 и
9-15].
При отсутствии данных о мест-
ных сопротивлениях на рассчиты-
ваемом участке паропровода экви-
валентная длина их может быть
приближенно определена из выра-
жения
1э=а1,
где I — общая длина рассчитывае-
мого участка паропровода, м.
По данным «Теплоэлектропроек-
та» для паропроводов промышлен-
ных предприятий с П-образными
компенсаторами величину а можно
принимать в соответствии с табли-
цей.
12
— ч-	Диаметр паропро- вода, мм	Величина а	
		Транзит- ные	Развет- вленные
	До 150	0,5	0,5
	175—200	0,5	0,6
	200—300	0,5	0,8
Сиг=ов	175—250	0,7	0,8
	300—350	0,7	1,0
	400—500	0,9	1,0
	600—1000	1,2	1,2
3 тех случаях, когда запас дав-
леная, определяемый возможным
выбором паровых котлов по номен-
кгатуре, явно превышает величину,
необходимую для покрытия потерь
давления, сечения 'паропроводов,
транспортирующих пар к потреби-
-елю, следует назначать исходя из
приведенных выше максимально до-
пустимых скоростей пара. В отво-
дящих паропроводах (не магист-
ральных) в этих случаях допускает-
ся увеличение скорости пара до
30%. Подсчет потери давления
в паропроводах можно производить
с помощью таблиц и номограмм,
приведенных в [Л. 6], сокращающих
затрату времени на расчет. Потре-
бители пара близких параметров
с разницей в давлении примерно до
0,5 МПа (5 кгс/см2), если это допу-
скается их территориальным распо-
ложением, должны группироваться
и присоединяться к одному магист-
оальному паропроводу. Начальное
давление пара в этом паропроводе
-должно приниматься из условия
обеспечения наибольшего требуемо-
го давления пара в группе потреби-
телей. Снижение давления пара до
тэебуемого отдельными потребите-
лями производится на месте в ре-
дукционных клапанах потреби-
еля.
Практическое выполнение расче-
та сопротивления паропровода и
выбора начального давления тепло-
источника показано ниже в приме-
ре 1-1. Для ориентировки при выборе
размеров паропроводов ниже в табл.
1-2 приводится пропускная способ-
ность паропроводов по данным
[Л. 6].
Если располагаемый перепад
давлений между теплоисточником и
потребителем, определяемый из рас-
чета установки паровых котлов
с ближайшим к потребителю номи-
нальным (расчетным, заводским)
давлением, приводит к явному за-
вышению диаметров паропроводов,
то следует параллельно рассмотреть
вариант снабжения потребителей
паром от теплоисточника с паровы-
ми котлами на следующую ступень
давления. По обоим вариантам
Табли'ца 1-2
Пропускная способность (т/ч)
паропроводов с П-образными
компенсаторами при потере давления
примерно 0,1 МПа/км (1 кгс/см2-км)
с учетом местных сопротивлений
(Аэ = 0,2 мм)
[Параметры пара: Ppa(j. МПа;
f, ”С; р, кг/м’
25	0,035	0,045	0,05	0,055	0,07
32	0,06	0,08	0,085	0,095	0,12
40	0,1	0,13	0,14	0,16	0,2
50	0,2	0,24	0,26	0,29	0,37
70	0,45	0,55	0,6	0,67	0,85
80	0,73	0,9	0,95	1,1	1,3
100	1,2	1,5	1,6	1,7	2,3
125	2,2	2,7	2,9	3,2	4,1
150	3,5	4,0	4,5	5,0	6,5
175	5,5	7,0	7,5	8,0	11,0
200	7,5	9,5	10	11	15
250	13	17	18	20	25
300	21	26	28	31	39
350	31	39	42	47	58
400	45	56	58	65	81
450	59	72	—	—	—
500	77	95	—	—	—
600	118	140	—	—	—-
700	165	200	—	—	——
800	235	285	—	—	—
900	315	385	—	—	——
1000	415	500	—	—	—
Примечание. При установке на паропрово-
дах с Рраб< *>6 МПа К*6 кгс/см1) свльниковых ком-
пенсаторов пропускная способность их увеличивается
примерно на 10—2Б% (большие значения относятся к па-
ропроводам с D„^200 мм).
13
Таблица 1-3
Удельная потэря тепла с 1 м изолированного паропровода с учетом
дополнительных потерь арматурой и опорами, Вт/(м-К) [ккал/(м ч-°С)]
Наружный	Надземная прокладка		Прокладка в непроходных каналах		Прокладка в проходных каналах	
диаметр, мм	Температура пара, °C					
	200	250—300	200	250—300	200	250—300
32	0,48(0,41)	0,48(0,41)	0,46(0,4)	0,45(0,39)	0,52(0,45)	0,51 (0,44)
45	0,55 (0,47)	0,53(0,46)	0,53 (0,46)	0,53 (0,46)	0,59(0,51)	0,58 (0,5)
57	0,60(0,52)	0,59 (0,51)	0,58(0,5)	0,57(0,49)	0,64(0,55)	0,63(0,54)
76	0,66 (0,57)	0,66(0,57)	0,64(0,55)	0,64(0,55)	0,71 (0,61)	0,69(0,59)
89	0,72(0,62)	0,71 (0,61;	0,70 (0,60)	0,67 (0,58)	0,77(0,64)	0,72 (0,62)
108	0,79 (0,68)	0,77 (0,66)	0,75 (0,65)	0,74 (0,64)	0,81 (0,7)	0,78 (0,67)
133	0,86(0,74)	0,84(0,72)	0,82 (0,71)	0,80(0,69)	0,92 (0,79)	0,87 (0,75)
159	0,74 (0,8)	0,91 (0,78)	0,89(0,77)	0,87 (0,75)	1,02 (0,88)	0,96 (0,83)
219	1,09(0,94)	1,08(0., 93)	1.04(0,9)	1,03 (0,89)	1,20(1,03)	1,14(0,98)
273	1,24(1,07)	1,22(1,05)	1,20(1,03)	1.17(1,01)	1,32(1,14)	1,27 (1,09)
325	1,40(1,2)	1,36(1,17)	1.33(1,15)	1,30(1,12)	1,45(1,25)	1,38(1,19)
377	1,54(1,32)	1,48(1,27)	1,49(1,28)	1,42(1,22)	1,59(1,37)	1,51(1,3)
426	1,56 (1,34)	1.51 (1,3)	1,50(1,29)	1,42 (1,22)	1,59(1,37)	1,55(1,33)
478	1,67(1,44)	1,59 (1,37)	1,56(1,34)	1,52(1,31)	1,71 (1,47)	1,62 (1,39)
529	1,76(1,51)	1,70(1,46)	1,69(1,45)	1,64(1,41)	1,84(1,58)	1,72(1,48)
650	1,96(1,69)	1.87 (1,61)	1,88(1,62)	1,80(1,55)	2,12(1,82)	1,98(1,7)
720	2,13(1,83)	2,03(1,75)	2,03(1,75)	1,95(1,68)	2,35 (2,02)	2,16(1,86)
820	2,36(2,03)	2,26(1,94)	2,27(1,95)	2,17(1,87)	2,63 (2,26)	2,42(2,08)
920	2,65(2,28)	2,49(2,14)	2,53 (2,18)	2,39(2,06)	2,88(2,48)	2,64(2,27)
1020	2,99 (2,51)	2,76 (2,37)	2,79(2,40)	2,65(2,28)	3,09(2,66)	2,86 (2,46)
должен быть выполнен сравнитель-
ный технико-экономический расчет,
учитывающий капитальные и экс-
плуатационные затраты по тепло-
вым сетям от теплоисточника до по-
требителей (см. § 1-1).
Потеря тепла паропроводами
через изоляцию в окружающую
среду при транспорте перегретого
пара приводит к снижению его тем-
пературы, а при транспорте насы-
щенного пара — к увлажнению его,
что равнозначно уменьшению коли-
чества подаваемого пара.
Начальные параметры пара, от-
пускаемого котельной установкой,
должны быть выбраны с учетом и
этой потери.
Падение температуры Д/ в паро-
проводе при транспорте перегретого
пара подсчитывается по формуле
Д/ = 3,6-^—,	(1-12)
D4Cp ’	'	'
где Q — потеря тепла в окружаю-
щую среду паропроводом, кВт; Рч—
14
часовой расход пара, т/ч; ср — ис-
тинная теплоемкость перегретого
пара при постоянном давлении при
средних параметрах пара в паро-
проводе, кДж/ (кг -К).
С достаточной степенью точно-
сти величину Q можно подсчитать
по формуле
<2=<7уд(^р-ММ0-3,	(1-13)
где 7Уд — полная удельная потеря
тепла изолированным паропрово-
дом, Вт/(м-К) (табл. 1-3), /Ср —
средняя температура пара в паро-
проводе, °C; /ок — температура
окружающей среды, °C, принимае-
мая равной: в непроходных каналах
(грунт) /ОК=0°С, в проходных ка-
налах /оК=4'0°С, при надземной про-
кладке /ок принимается равной рас-
четной температуре для отопления
/н.о’, / — длина паропровода, м.
Количество образующегося кон-
денсата Z?koh, т/ч, в паропроводах
насыщенного пара подсчитывается
ж ртрму.те
n 3,6Q	, ,
Г»КОН------- ----,	(1-14)
rze Q — потеря тепла в окружаю-
S;  среду, подсчитываемая по фор-
г«-те (1-13) кВт; г—скрытая тепло-
парообразования, кДж/кг, соот-
етстзующая среднему давлению
wpa з паропроводе.
Полный часовой расход насы-
i зного пара по паропроводу ДПол,
• ч, равен:
Dnon =ИПот + Пкон,
(1-15)
гл? Ппот—количество насыщенного
аза, требуемое потребителю, т/ч.
В тех случаях, когда вследствие
охлаждения пара в паропроводе со-
стояние насыщения наступает на
трассе паропровода, нужно учиты-
вать конденсацию пара в оставшем-
ся участке паропровода.
При мер. Выбрать рабочие па-
раметры паровых котлов централь-
ной котельной, снабжающей паром
-’отребителей, указанных на схеме
рис. 1-1.
Исходные данные: /1=0,6 км;
/2=1,0 км; /з=0,5 км; /4=0,2 км;
/-=0,5 км; /е=0,3 км; /7=0,5 км.
Прокладка паропровода на участ-
ках /1 и h произведена в непроход-
ных каналах, на остальных участ-
ках — надземная.
а б в г
пара, т/ч..	15	10	30	8
Д чтение пара (на
гзанице потреби-
теля), МПа
(КГС/СМ2) . . . .0,3 (3,0) 0,5^(5,0) 0,8 (8,0) 0,3 (3,0)
Температура пара
/ай границе по-
требителя), °C. . ^250	<:250	^220	=^250
Примечание. Данные приве-
дены с учетом коэффициента разно-
временности.
Из рассмотрения схемы следует,
что параметры пара на выходе из
чотетьной определяются объектом
В. требующим наибольшего давления
-ара ~0,8 МПа (8 кгс/см2) с тем-
-еэатурой перегрева 220°С [при дав-
лении ~0,8 МПа (8 кгс/см2) темпе-
ратура насыщения равна 169,6°С].
Остальные потребители могут при-
Рис. 1-1. Схема пароснабжения предприя-
тий промкомплекса от центральной ко-
тельной.
А, Б, В, Г — потребители пара; К — центральная
котельная; й—й — длина участков паропроводов.
нять пар с температурой до 250°С.
Ближайшим к заданным пара-
метрам (потребитель В) является
серийно выпускаемый паровой ко-
тел на давление ~'1,4 МПа
(14 кгс/см2) с перегревом пара до
250°С. При установке этих котлов
располагаемый перепад давления во
внешних паропроводах между ко-
тельной и объектом В составит
—1(1,35—0,8) =0,55 МПа (13,5—8=
= 5,5 кгс/см2) [потеря давления
в пределах котельной ориентиро-
вочно принята равной 0,05 МПа
(0,5 кгс/см2)]- По табл. 4-2 диаметр
магистрального паропровода на рас-
четном участке от котельной до по-
требителя В 1—2—5—6 (см. рис.
1-1) принимаем равным 350—250 мм
и ориентировочным расчетом про-
веряем действительное падение дав-
ления в паропроводе.
Расчет сведен в табл. 1-4. Как
следует из результатов расчета,
принятого давления пара на котлах
~11,4 МПа (14 кгс/см2) достаточно
для обеспечения потребителей па-
ром требуемого давления.
Проверим также температурный
режим паропровода, для чего вы-
полним ориентировочный расчет
охлаждения пара в паропроводе.
По условиям температуры пара рег-
ламентирующим также является
потребитель В, к которому пар дол-
жен быть подан с температурой не
ниже 220°С.
15
Таблица 1-4
Расчет падения давления в паропроводе (к рис. 1-1)
Рассчитываемая величина	Расчетная величина по участкам				Всего
	1	1	2		5	6	
Расход пара, т/ч Плотность пара при средних параметрах на расчетном уча- стке 1,045 МПа (10,45 кгс/см2)	63	55	45	30	
и 235°С, кг/м3	4,65	4,65	4,65	4,65	
1 Принимаемый размер паро- провода по ОСТ, мм	377X9	377X9	325X8	273X7	
Скорость пара, м/с	36,9	, 32,2	35,5	33,6	
Длина паропровода, м	600	1000	500	300	
Эквивалентная длина мест- ных сопротивлений (принимаем а - 0,5), м	300	500	250	150	
Приведенная длина паропро- вода, м Действительная удельная потеря давления в паропроводе [Л. 6, табл. 9-19 и формула	900	1500	750	450	
(9-37)], Па/м (кгс/м2-м) Действительная потеря дав-	-156(15,6)	-119 (11,9)	-175(17,5)	195(19,5)	
ления по расчетной трассе, Па	-140000	-178000	-131 000	-88 000	-537 000
„	(кгс/м2)	(14 000)	(17 800)	(13 100)	(8 800)	(53700)
То же, МПа	-0,140	-0,178	-0,131	-0,088	-0,537
(кгс/см2) Средняя потеря давления иа 1 км трассы	(1,4)	(1,78)	(1.31) 4.0,15 (1,5)	(0,88)	(5,37)
Расчет снижения температуры пара в паропроводе
от котельной до потребителя В (к рис. 1-1)
Таблица 1-5
Наименование рассчитываемых величин	Расчетная величина по участкам				Всего
	1	2	5	6	
Расход пара, т/ч Наружный диаметр паропро- вода, мм Способ прокладки Длина паропровода, м Удельная по еря тепла (табл. 1-3), Вт/(м-К) [ккал/(м-ч-°С)] Потеря тепла по формуле (1-13), кВт (ккал/ч) Снижение температуры пара по формуле (1-12), °C Температура пара у потре- бителя В, °C	63 377 Непроходной канал 600 1,45(1,25) -230(180 000) 5,9	55 377 Надземная 1000 1.51 (1,30) -400 (350 000) 11,8	45 325 Надземная 500 1,40(1,20) -186(160 000) 6,7	30 273 Надземная 300 1,23(1,06) -98 (85 000) 5,4	29,8 -220
Потерю тепла и снижение темпе-
ратуры пара подсчитываем по фор-
мулам (1-12), (1-13) и с использо-
ванием табл. 1-3. ’
Результаты подсчетов сведены
в табл. 1-5.
16
Принимаем среднюю температуру
„ср 250 + 220
пара в паропроводе гп =---f,--=
=235°С, расчетную температуру
для отопления в районе располо-
жения (промышленного комплекса
ж.’2~аем равной минус 30°С, тепло-
bi. —ь пара при средних па-
амгтрах в паропроводе равна
КДж/(кг-К) [0,53 ккал/(кгХ
Ьгс»]- Таким образом, по темпера-
до^ому режиму паропровода от-
г-:- из котельной пара с перегре-
х в 250°С также удовлетворяет
В*данным условиям.
Для обеспечения теплом систем
отопления и вентиляции промпред-
жтиятий в подавляющем большин-
стзе случаев используется горячая
(перегретая) вода с максимальной
-- ''пературой до 180°С. Для тепло-
31 -бжения этот вид теплоносителя
«особенно эффективен в системах
-ептофикации при комбинированной
выработке тепловой и электриче-
ской энергии, но и в системах цен-
трализованного теплоснабжения от
котельных он имеет существен-
ные преимущества перед паром,
а именно:
а)	возможность применения
в котельных водогрейных котлов,
что дает значительную экономию
капитальных затрат. Так, стоимость
отопительной котельной тепло-
производительностью ~232 МВт
(200 Гкал/ч) составляет [Л. 7] при
установке паровых газомазутных
котлов (пять котлов паропроизводи-
тельностью по 75 т/ч)—5,8 млн. руб.,
а водогрейная котельная той
же теплопроизводительности (2Х
ХКВГМ-100) стоит 3,5 млн. руб.;
б)	в случае получения в котель-
ной горячей воды с помощью паро-
вых подогревателей сетевой воды
весь конденсат греющего пара со-
храняется в цикле производства те-
пла без потерь, что сокращает экс-
плуатационные расходы теплоисточ-
ника и стоимость отпускаемой им
продукции. Приготовление химочи-
щенной воды для восполнения по-
~еэь конденсата обходится дорого,
примерно по 10 коп. за 1 т;
в)	значительно уменьшаются ка-
питальные затраты при сооружении
теплопроводов. Так, стоимость теп-
лопровода с расчетной нагрузкой
^58 МВт (50 Гкал/ч) (два водовода
?—533
£)у=400 мм, проложенных в непро-
ходных каналах) и протяженностью
2 км составляет ~400 тыс. руб.
{Л. 8]; для передачи такого же ко-
личества тепла паром (в качестве
теплоносителя) потребовалось бы
сооружение паропровода £>у =
=500 мм, стоимость прокладки его
в непроходном канале составила бы
560 тыс. руб., т. е. на 160 тыс. руб.
больше.
Поэтому для технологических
процессов промпредприятий, про-
текающих при температуре не вы-
ше 150°С, в качестве теплоносителя
нужно по возможности использо-
вать воду, а не пар.
Проектировщики теплоисточни-
ков должны анализировать зада-
ваемые технологами промпред-
приятий условия теплоснабжения
(выбор теплоносителя) и, если воз-
можно, исправлять их.
Вопросы проектирования трубо-
проводов высокотемпературной во-
ды от теплоисточника к потребите-
лям, выбор расчетных параметров-
воды, расчет диаметров водоводов и
гидравлических сопротивлений их
нормализованы и достаточно полно
освещены в специальной литерату-
ре, например в [Л. 6]. Поэтому по-
вторять этот материал нет необхо-
димости, тем более, что эти данные
по водяным теплосетям не являют-
ся определяющими для выбора ра-
бочих параметров и основного обо-
рудования котельных установок.
Заметим лишь, что при проектиро-
вании теплоисточников заданные
расходы тепла на отопление и горя-
чее водоснабжение потребителей
следует увеличивать на 3%, чем
ориентировочно учитываются поте-
ри тепла в окружающую вреду теп-
лопроводами.
Б. Жилищно-коммунальный сек-
тор. В системах централизованного'
теплоснабжения ЖКС теплоносите-
лем является высокотемпературная
перегретая вода с расчетным пере-
падом температур 150—70 и 180 —
70°С. В центральных котельных чи-
сто отопительного типа подогрев
17
воды осуществляется непосредствен-
но в водогрейных котлах. В котель-
ных производственно-отопительного
типа нагрев .воды, подаваемой
в сеть, осуществляется либо непо-
средственно в водогрейных котлах,
либо .в подогревателях сетевой воды
паром. Применение схем котельной
с использованием промежуточного
теплоносителя (пара) в системах
централизованного теплоснабжения
ограничивается случаями, когда
отопительно-вентиляционная на-
грузка центральной котельной от-
носительно невелика по сравнению
с паровой нагрузкой и не оправды-
вает установку отдельных водогрей-
ных котлов. Преимущества воды
как теплоносителя были отмечены
выше. В системах централизованно-
го теплоснабжения ЖКС они при-
обретают еще большую значимость.
1-3. РЕЖИМЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛА
ПРОМЫШЛЕННЫМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ
И ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНЫМ
СЕКТОРОМ ПРОМЫШЛЕННЫХ
КОМПЛЕКСОВ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК ЦЕНТРАЛЬНЫХ
КОТЕЛЬНЫХ
В схемах централизованного
теплоснабжения промышленных
комплексов от крупных котельных
режимы теплопотребления отдель-
ными предприятиями существенно
влияют на выбор оборудования ко-
тельной и эффективность использо-
вания ее.
Количество и единичная мощ-
ность устанавливаемых котлов за-
висят от суммарных тепловых на-
грузок котельной и режима отпуска
тепла, что в свою очередь опреде-
ляется режимом потребления тепла
отдельными предприятиями. Режи-
мом теплопотребления может опре-
деляться установка резервных кот-
лов, если без них не обеспечивается
ремонт оборудования котельной.
Наконец, от него зависит эффектив-
ность использования устанавливае-
мого оборудования, характеризуе-
18
мая числом часов использования
максимальной мощности котлов и
себестоимостью отпускаемого теп-
ла. Поэтому проектировщикам не-
обходимо знать и учитывать влия-
ние режимных факторов при реше-
нии схем централизованного тепло-
снабжения.
Расход тепла предприятиями
всех отраслей промышленности ха-
рактеризуется большой неравномер-
ностью. Теплопотребление техноло-
гических процессов (а также про-
мышленной вентиляции) неравно-
мерно как в течение суток, так и
в течение месяца и года. Примером
могут служить графики, представ-
ленные на рис. 1-2—1-4. Суточная
неравномерность потребления пара
обусловливается спецификой техно-
логических процессов и режимом
работы предприятия. Предприятия
с непрерывным технологическим
процессом — нефтеперерабатываю-
щие и химические заводы, пред-
приятия резинотехнического и алю-
миниевого производства — имеют
наименьшую суточную неравномер-
ность (рис. 1-2).
Предприятия менее теплоемкие,
работающие в две смены, — маши-
ностроительные, легкой промыш-
ленности — имеют большую суточ-
ную неравномерность (рис. 1-3).
Как показывают специальные
исследования в этой области [Л. 10],
коэффициент заполнения суточного
графика предприятий с непрерыв-
ным технологическим процессом
Кз.с, равный отношению среднеча-
совой нагрузки за сутки к макси-
мальной часовой нагрузке, имеет
значение, равное примерно 0,9. Для
двухсменных предприятий Кз.с име-
ет значение 0,7—0,8.
В месячных графиках неравно-
мерность проявляется в еще боль-
шей степени, так как сказывается
влияние выходных и праздничных
дней, организационных факторов —
требований плана, плановых ремон-
тов и др.
Годовые графики потребления
технологического пара у предприя-
г - 1-2. Суточные графики потребления
- логического пара нефтеперерабаты-
вающим заводом.
Рис. 1-3. Суточный график потребления тех-
нологического пара предприятием легкой
промышленности.
мес
Рзс. 1-4. Годовой график потребления тех-
нологического пара нефтеперерабатываю-
щим заводом.
тий всех отраслей промышленности
имеют большую сезонную неравно-
мерность (рис. 1-4), обусловливае-
мую изменением температуры на-
эужного воздуха в течение года,
сменностью производства, плановы-
ми ремонтами и т. п. Зависимость
расхода пара от температуры на-
ружного воздуха определяется от-
крытой установкой оборудования,
температурой поступающего сырья,
топлива, воды и др. Коэффициент
з.толнения годовых графиков тех-
нологического теплопотребления
для различных предприятий колеб-
лется в значительных пределах и по
О*
оценке исследователей [Л. 10] со-
ставляет величину Лз.г=0,57-i-0,76.
Теплопотребление системами ото-
пления и .вентиляции в жилищно-
коммунальном секторе промышлен-
ных комплексов имеет явно выра-
женный сезонный /характер, так как
зависит только от изменений тем-
пературы наружного воздуха и си-
лы ветра. Характерный трафик рас-
хода тепла этими потребителями
представлен на рис. 1-5. Как видно,
тепло на отопление и вентиляцию
в ЖКС расходуется только в тече-
ние отопительного сезона (начало
и конец отопительного сезона при
среднесуточной температуре наруж-
ного воздуха +8°С [Л. 11]).
Расход тепла системами горяче-
го водоснабжения неравномерен
в течение недели, суток и особенно
за каждый час, так как он зависит
от бытовых условий населения
ЖКС. Характерными расходами
тепла на горячее водоснабжение
являются:
максимальный часовой ...........Q“a*c
среднечасовой за неделю..........
средний за сутки наибольшего недо-
потребления (обычно суббота и вос-
кресенье) .......................QJPB
В практике проектирования си-
стем теплоснабжения ЖКС приня-
Рис. 1-5. Годовой график расхода тепла си-
стемами отопления и вентиляции.
tB—температура наружного воздуха, °C; Q—расход
тепла: Омакс и Омин—максимальный и минимальный
от от з
расходы тепла за отопительный период, Гкал/ч.
19
ты следующие соотношения указан-
ных величин:
фмагс 1>98	2,32Q^, Вт
(1,7-ь2,0(£рв, ккал/ч);
О Вт(1.2(2г^н, ккал/ч).
Теплопотребление систем горя-
чего водоснабжения промпредприя-
тий имеет лишь суточную неравно-
мерность.
Первой задачей, которую при-
ходится решать проектировщикам
котельных установок, предназна-
чаемых для теплоснабжения ком-
плексов промышленных предприя-
тий с их жилым фондом, является
составление исходных данных по
тепловым нагрузкам котельной
установки. Этот участок в проект-
ных работах является наиболее от-
ветственным, так как от него зави-
сят все последующие проектные
решения —• принципиальная тепло-
вая схема котельной, выбор вспо-
могательного оборудования и тех-
нико-экономические показатели ко-
тельной.
Практикой проектирования
установлен следующий порядок
обработки заявок потребителей на
отпуск им тепла:
1.	Распределение теплопотреби-
телей на группы по видам теплоно-
сителей (пар или вода) и по их па-
раметрам. При этом следует руко-
водствоваться указаниями, данными
выше в § 1-2.
2.	Суммирование паровых на-
грузок и определение максимальных
часовых расходов пара по каждой
группе потребителей. Эта задача
наиболее точно может быть решена
путем составления совмещенного
суточного графика расхода пара
данных параметров отдельно для
отопительного и неотопительного
периодов. Однако далеко не всегда
проектировщики могут располагать
суточными графиками по всем або-
нентам и по всем параметрам по-
требляемого пара. В большинстве
случаев технологи задают только
20
суточный максимум расхода пара.
При отсутствии суточных графиков
суммирование максимумов паровых
нагрузок должно производиться
с учетом несовпадения максимумов
паровых нагрузок по каждой груп-
пе потребителей отдельно для ото-
пительного и летнего периодов.
Представление технологами сведе-
ний по максимальным расходам
пара данных параметров раздельно
для отопительного периода и лета
является обязательным. Коэффици- I
ент несовпадения максимумов рас-
хода технологического пара ориен-
тировочно можно принимать рав-
ным 0,8.
3.	Расчет годового расхода пара
по каждой группе потребителей и
возврата конденсата этого пара.
Эти расчеты выполняются по каж-
дому производству в отдельности и
передаются проектировщикам вме-
сте с данными по суточным расхо-
дам пара. Годовой расход пара по
группе в целом является суммой за-
явленных годовых расходов от-
дельными потребителями. Задавае-
мый возврат конденсата по каж-
дой группе потребителей и его
температура должны быть критиче-
ски рассмотрены проектировщика-
ми, чтобы не допускать необосно-
ванного занижения возврата кон-
денсата. Загрязненный конденсат,
допускающий очистку (например,
загрязненный маслом конденсат)
должен полностью возвращаться
в котельную по отдельным конден-
сатопроводам. По вопросам сбора и
возврата производственного конден-
сата следует руководствоваться
указаниями, приведенными в
[Л. 12].
4.	Расчет выходных параметров
пара по каждой группе потребите-
лей и расчет надбавок, учитываю-
щих конденсацию пара в паропро-
водах. Эти расчеты должны выпол-.
няться согласно указаниям, приве-
денным выше в § 1-2.
5.	Расчет расходов тепла систе-
мами отопления, вентиляции и го-
рячего водоснабжения промпред-
приятии и ЖКС. Расчетный расход
тепла этими потребителями, т. е.
расход при максимальной расчет-
ной температуре наружного возду-
ха [Л. 11], задается потребителями
либо подсчитывается проектировщи-
ками котельной. В последнем слу-
чае следует руководствоваться ни-
жеследующими методиками подсче-
та этих расходов тепла.
Отопительио - вентиляцион-
ные потребители. Максимальный
расчетный расход тепла на отопление того
или иного сооружения QpOt является функ-
цией температуры наружного воздуха и
определяется по формуле:
QpOT = ^oPn(^Bn—^и.о),	(1-16)
где qo — отопительная характеристика зда-
ния, Вт/(м3-К); vB — объем здания по на-
оужным размерам, м3; /вп и tB.Q — темпера-
тура воздуха внутри помещения и расчет-
ная температура наружного воздуха, °C.
Температура воздуха зимой внутри зда-
ния должна приниматься согласно следую-
щим нормам [Л. 13]:
Производственные помещения, ха-
рактеризуемые условиями легкой
работы (работы, не требующие
систематического физического
напряжения: швейное производ-
ство, приборостроение, полигра-
фическое производство, контор-
ские работы)..................18—21*С
То же при работе средней тяже-
сти (прядильно-ткацкие фабрики,
механосборочные цехи и т. п.) . 16—18*С
То же при тяжелой работе (мар-
теновские, кузнечные, литей-
ные, прокатные цехи)..........14—16*С
Общественные и жилые помеще-
ния ..........................19—21*С
В производственных помещениях вспо-
могательного назначения температура воз-
духа принимается по СНиП П-М.3-62. Тем-
пература наружного воздуха должна при-
ниматься по климатологическим таблицам
{Л. 11]. Расчетная температура наружного
воздуха fH.o, определяющая наибольший
расход тепла на отопление, соответствует
средней температуре наиболее холодной
пятидневки (средняя температура наиболее
холодных пятидневок из восьми зим за
50-летний период).
Отопительные характеристики зданий
зависят от их конструкции, наружного
объема, конфигурации, этажности, степени
остекления, назначения и изменяются в до-
вольно широких пределах. При расчетах
можно принимать для производственных
зданий 0,46 4-0,85 Вт/(м3-К)	[0,4-т-
0,75 ккал/(м3-ч-°С)] (уточняется по типо-
вым проектам или проектам аналогичных
предприятий), для жилых и общественных
зданий (1—5 этажей) q0 0,41 -=-
0,46 Вт/(м3-К) [0,35-н 0,4 ккал/(м3-ч-°С)].
Более подробные данные по значениям q0
для общественных и жилых зданий см.
СНиП [Л. 9, приложение 1].
Годовой расход тепла <2™д, Дж/год, на
отопление системами, работающими кругло-
суточно (например, жилые здания), подсчи-
тывается по формуле (1-17) или графику
Россандера, построение которого приводит-
ся ниже.
<2™ = 3600-24 Q$;OT пОт. (1-17)
где — средняя за [отопительный сезон
нагрузка, Вт, соответствующая средней за
отопительный сезон температуре наружного
воздуха, подсчитывается по формуле (1-24);
Пот—число суток в отопительном сезоне.
Если отопительные системы произ-
водств, работающих в две смены, пять или
шесть дней в неделю, снижают отопитель-
ную нагрузку в нерабочее время (6 ч ночью
и 24 ч в нерабочие дни) на 50%, то годо-
вое теплопотребление для них подсчиты-
вается по формуле
С" = 3600-24 [0,875Q^OT (нст-/7Нер) +
+ 0,5Q§P-OT«Hep], | ~ (Г-18)
где Пнер — число нерабочих суток за ото-
пительный сезон; 0,875 — поправочный ко-
эффициент, учитывающий снижение отопи-
тельной нагрузки в ночное время рабочих
суток.
Этот поправочный коэффициент опре-
деляется из выражения
0,75<2™д +0,25-0,5<2™д = 0,875<2£д . (1-19)
Подсчет годовых расходов тепла си-
стемами, работающими со снижением ото-
пительной нагрузки в ночное и нерабочее
время (недотоп), должен производиться от-
дельно.
Расчетный расход тепла на вентиляцию
Qpe, Вт, определяется количеством подо-
греваемого воздуха и температурой его до
и после подогрева:
<2₽в ЩОвнрвСв (4н.в—<"в),	(1-20)
где т — кратность воздухообмена; —
внутренний объем вентилируемого помеще-
ния, м3; рЕ — плотность воздуха, кг/м3;
св — средняя удельная теплоемкость возду-
ха, Дж/(кг-К); <н.в и /"в — температуры
воздуха до и после подогрева, °C.
Необходимая кратность 'воздухообмена
зависит от вредных выделений, загрязняю-
щих воздух, и принимается согласно строи-
тельным нормам [Л. 13] или по справоч-
никам по отоплению и вентиляции. Для
промышленных зданий при ориентировочных
подсчетах можно принимать т— 1ч-2 (в за-
висимости от наличия н количества вред-
ных выделений).
21
Расчетная температура для вентиляции
Zh.b принимается согласно климатологическо-
му справочнику [Л. 11].
Подогрев воздуха до требуемой
температуры f"B при температурах наруж-
ного воздуха ниже /н.в обеспечивается
за счет сокращения кратности воздухооб-
мена, что допустимо, так как период
с t<tB,o обычно непродолжителен. Расчет-
ный расход тепла на вентиляцию общест-
венных зданий может быть определен так-
же по их удельным характеристикам:
<2рв=?вПн(<вн—^н.в),	(1-21)
где «/в — удельная вентиляционная харак-
теристика здания, Вт/(м3-К); <н.в — рас-
четная температура наружного воздуха
для вентиляции; /вв — внутренняя темпера-
тура помещения, °C.
Годовой расход тепла на вентиляцию
Св°д> Дж/год, подсчитывается по формуле
(1-22) или определяется по графику Рос-
сандера (см. ниже):
Q™ = 3600QP^tZb +
+ 3600QBpZB (пот- n®T).	(1-22)
где пот—число суток отопительного пе-
риода; ZE — число часов работы вентиляции
в течение суток; QpB — максимальный рас-
четный расход тепла на вентиляцию, Вт;
0^р — средний расход тепла на вентиля-
цию за период переменной нагрузки от вен-
тиляции, Вт; пЕот— число суток с темпера-
турой ниже расчетной для вентиляции.
Величина	подсчитывается по
формуле
^вн — ^рв
Q'p = Qh------(1-23)
в в Гвн — Гн.в	'	'
где /н.в — расчетная температура для венти-
ляции; ^рв — средняя температура наружного
воздуха за период с переменной нагрузкой от
вентиляции; /врв определяется в зависимости
от длительности стояния наружных темпера-
тур.
Как указано выше, годовые расходы
тепла на отопление и вентиляцию могут
подсчитываться также графическим спосо-
бом. На рис. 1-5 представлен такой гра-
фик. Описание его построения приводится
ниже.
Построение графика Рос-
сан дера. По оси абсцисс от начала ко-
ординат вправо откладывают в произволь-
ном масштабе время (в часах) продолжи-
тельности отопительного периода. Далее
тоже по оси абсцисс для нескольких про-
межуточных температур наружного возду-
22
ха в том же масштабе откладывают время,
в течение которого наружный воздух имеет
температуру, равную или ниже каждой из
заданных промежуточных.
Расчетные температуры (опорные точ-
ки на графике) и длительность их стоя-
ния за отопительный сезон определяются
по климатологическому справочнику
(Л. 11].
В представленном на рис. 1-5 графике
такими промежуточными опорными точка-
ми являются следующие: точка А — начало
отопительного сезона, которому соответ-
ствует температура наружного воздуха
+8 °C; эта температура и более низкие зна-
чения наблюдаются в течение всего отопи-
тельного сезона, поэтому длительность их
стояния равна продолжительности отопи-
тельного сезона; точки В, С, D соответству-
ют температурам ±0, —10 и —16 °C; дли-
тельность стояния этих (и более низких)
температур взята из климатологического
справочника для заданной местности. По-
следняя точка Е соответствует расчетной
температуре наружного воздуха (в рассмат-
риваемом примере —30°C). Точка Е долж-
на находиться на некотором расстоянии
от начала координат, так как температура
—30 °C и более низкие температуры имеют
весьма незначительную длительность стоя-
ния. Однако практически ее можно совме-
щать с началом координат графика, так
как при более низких температурах увели-
чение расхода тепла нормами не предусмат-
ривается.
Из опорных точек восстанавливаются
ординаты, на которых в определенном мас-
штабе откладываются тепловые нагрузки,
соответствующие температурам в этих точ-
ках.
На ординате в точке Е откладывается
расчетная нагрузка за отопительный сезон.
Тепловые нагрузки Qi, Вт, соответствующие
точкам D, С, В, А, пересчитываются из
расчетных по формуле
= п-24)
где QpOT— тепловая нагрузка при расчет-
ной температуре наружного воздуха, Вт
(QpB для вентиляции); fpH— расчетная
температура наружного воздуха, определяе-
мая по климатологическому справочнику,
°C (для отопления и вентиляции); Вв — те-
кущая температура наружного возду-
ха, °C.
Для упрощения отыскания величины
ординат опорных точек слева можно по-
строить вспомогательный график изменения
тепловой нагрузки в зависимости от тем-
пературы наружного воздуха и с него пе-
реносить искомые нагрузки на ординаты
опорных точек, как показано на рис. 1-5.
Вершины ординат опорных точек соеди-
няют плавной линией, которая ограничива-
ет площадь, определяющую годовой расход
тепла на отопление и вентиляцию за ото-
пительный сезон.
Закон изменения тепловой нагрузки
отопительных систем н систем вентиляции
в зоне наружных температур от /н.в и
выше одинаков. В зоне температур /в.в
и .ниже вентиляционная нагрузка не повы-
шается. На этом участке графики Россан-
дера для систем отопления и вентиляции
различны. Непродолжительность этого пе-
риода позволяет пренебречь указанным не-
соответствием и подсчитывать расход тепла
на отопление и вентиляцию по сумме их
расчетных нагрузок.
Однако не следует забывать, что по-
строение годового графика тепла описанным
способом по сумме расчетных расходов
тепла на отопление и вентиляцию можно
производить лишь в тех случаях, когда обе
системы работают без перерывов или сни-
жения тепловой нагрузки в ночное время.
В противном случае построение графика
годовых расходов тепла на отопление и
вентиляцию надо производить с учетом
снижения теплопотребления по среднечасо-
вым расходам тепла.
По отопительно-вентиляционным потре-
бителям, работающим со снижением нагруз-
ки в нерабочее время (ночью и в выходные
дни), подсчитывают расходы тепла за ото-
пительный сезон по формулам (1-18) и
(1-22). Полученные величины делятся на
число часов отопительного периода, что
дает значение средней за отопительный пе-
риод нагрузки системы Qc₽, соответствую-
щей среднеотопительной температуре на-
ружного воздуха.
Пересчет среднезимней нагрузки Qcp
на температуры, принятые для опорных то-
чек графика, производится по формуле
= ,<ВС5--	О'25)
Полученные средние нагрузки на отоп-
ление и вентиляцию указанных выше по-
требителей суммируются с отопительно-вен-
тиляционными нагрузками 'равномерных по-
требителей при соответствующих темпера-
турах опорных точек, и по сумме их стро-
ится график годового теплопотребления.
Сумма годовых расходов тепла на
отопление и вентиляцию , деленная
на продолжительность отопительного пе-
риода, дает суммарную среднесуточную за
отопительный период нагрузку от систем
отопления и вентиляции. Эта нагрузка со-
ответствует среднеотопительной температу-
ре наружного воздуха.
При обработке исходных тепловых на-
грузок нужно обязательно проверять соот-
ветствие заданной суммарной нагрузки при
средней отопительной температуре наруж-
ного воздуха заданному годовому тепло-
потреблению.
Для непрерывных потребителей всегда
должно выдерживаться равенство
S3600- 240^рвотпот = Qo°b 
Если при заданных значениях Q£PBOT и
это равенство не выдерживается, то,
следовательно, не все суммируемые нагруз-
ки являются круглосуточными и суммарный
годовой график теплопотребления на отоп-
ление и вентиляцию надо строить по сред-
несуточным нагрузкам, как указано выше.
Системы бытового горячего
водоснабжения. Расход тепла на бы-
товое горячее водоснабжение определяется
исходя из норм потребления горячей воды
с температурой 65 °C в жнлых зданиях,
предприятиях коммунально-бытового назна-
чения и производственных зданиях, утверж-
денных Госстроем СССР ![Л. 14].
Расход горячей воды очень неравноме-
рен как в течение суток, так и в течение
недели. Средний расход тепла на горячее
водоснабжение 0врвн , Вт, определяется
по формуле
пе.п.н Ю-г<?тср(65 —/х,3)
чг’.в —	36G07'	’ ’- I
где а — норма расхода горячей воды (л)
при температуре 65 °C на единицу потреб-
ления, принимается по СНиП П-Г.8-62; т—
количество единиц потребления, отнесенное
к суткам (количество потребителей горячей
воды, килограммов белья и т. п.); с—сред-
няя удельная теплоемкость воды,
Дж/(кг-К); /х.з — температура холодной
водопроводной воды в зимний период (при-
нимать +5 °C); Т — число часов работы
системы горячего водоснабжения в течение
суток; для жилых домов и общественно-
бытовых помещений принимать Т=24 и
для промышленных предприятий — равным
числу часов зарядки баков аккумуляторов;
р — плотность воды, кг/м3.
При заданном расходе тепла Qr.B, Вт,
на горячее водоснабжение для систем с не-
посредственным водораз'бором (открытые
системы) расход воды Gr.B, т/ч, зимой опре-
деляется по формуле
^.. = 3,6-^^,	(1-27)
где /г — температура горячей воды, посту-
пающей в местную систему горячего водо-
снабжения; обычно принимается равной
65—70°С; с — средняя удельная теплоем-
кость воды, Дж/(кг-К).
Для закрытых систем Gr.B определяет-
ся согласно указаниям в СНиП {Л. 9]
(в зависимости от того, какое значение
Ог.в в формуле (1-27) будет задано, по-
лучим максимальный, средний за неделю
или средний за сутки наибольшего водо-
потребления расход воды).
Летняя тепловая нагрузка бытового
горячего водоснабжения жилых и обще-
ственных зданий снижается на 20% за
счет сокращения водопотребления и на 18%
23
Таблица 1-6
Сводная таблица тепловых нагрузок центральной котельной
Наименование группы потребителей	Теплоноситель и его параметры на выходе из котельной	Единицы измерения	Максимальный часовой расход тепла (пара) по режимам с учетом потерь в наружных сетях				Возврат конденсата, %/его тем- пература, °C	Годовое потреб- ление тепла, ГДж/год (Гкал/год),; или пара, т/год
			I макси- мальный зимний	II средний самого холодного месяца	III средний отопитель- ный	IV летний		
Предприятия с непрерывным технологическим процессом — технология	Пар ~1,4 МПа (14 кгс/см2), 250* С	т/ч	30	30	30	18	50/90	169 000
Промпредприятия— техноло- гия и производственная венти- ляция	Пар ~0,7 МПа (7 кгс/см2), 200°С	т/ч	120	120	120	60	80/70	530 000
1 Промпредприятия — отопле- ние и вентиляция служебно-бы- товых помещений	Вода 150/70’С	МВ г (Гкал/ч)	14 (12)	8,7 (7,5)	6,7 (5,8)	—	— «	84 000 (20 000)
Промпредприятия —горячее водоснабжение, открытая систе- ма с местными баками-аккуму- ляторами	Вода 65”С	МВт (Гкал/ч)	5,8 (5)	5,8 (5)	5,8 (5)	4,8 (4,1)	—	122 000 (29 200)
Отопление и вентиляция по ЖКС	Вода 150/70°С	МВг (Гкал/ч)	58 (50)	36 (31)	27,2 (23,4)	—	—	482 000 (115 000)
Горячее водоснабжение ЖКС (открытая схема)*	Вода 65°C	МВт (Гкал/ч)	11,6 (Ю)	11,G ПО)	11,6 (Ю)	7,5 (6,5)	—	216 000 (51 600)
Итого по теплоносителю «горячая вода”	150/70” С	МВт (Гкал/ч)	89,4 (77)	62,1 (53,5)	51,3 (44,2)	12,3 (10,6)	—	900 000 (215,800)
* Среднечасовая нагрузка за сутки наибольшего водопотребления с учетом установки баков-аккумуляторов.
150 С
Рис. 1-6. Температурный график теплосети.
М счет повышения температуры холодной
эсды с 5 до 15 °C:
Слг B = 0,8-0,82Q3r.B =
= 0,655Q3r.B-	(1-28)
Дтя производственного горячего водо-
сгз'жения расход тепла летом уменьшается
т---:о за счет повышения температуры хо-
эодвой воды.
Годовой расход тепла на горячее водо-
сн±бжение подсчитывается по формуле
Г- 9]
= 3600 • 24Q^h/!ot + 0,8- 3600 24 X
(8400-nOI),
(1-29)
г5« Гх.л — температура водопроводной воды
з летний период; яот — продолжительность
отопительного периода в сутках; 0,8 — ко-
~ циент, учитывающий снижение потреб-
ления горячей воды жилыми и обществен-
вьити зданиями летом; для бытового го-
: « его водоснабжения производственных
здзнчй его вводить не надо.
Формула (1-26) учитывает простой си-
"ечы горячего водоснабжения летом в ре-
. re (15 дней).
6. Составление сводной таблицы тепло-
вых нагрузок проектируемой котельной. Эта
('лица составляется по форме, приведен-
С* инже (табл. 1-6), для четырех харак-
-•-ных режимов теплопотребления в течение
—трех зимних и одного летнего.
Зв азе режимы отличаются только темпе-
рвтурой наружного воздуха и рассчиты-
мтся для следующих значений ее:
I — режим — максимально-зимний, при
Т» в. равной расчетной для отопления
Г- Ш;
II режим — средний наиболее холодного
в5.-ца, при <н.в = ^’м ;
III режим — среднеотопительный, при
1н.в, равной средней за отопительный се-
зон (рис. 1-6).
IV режим — летний, при отсутствии
расхода тепла иа отопление и вентиляцию.
В трех зимних режимах (табл. 1-6)
для каждой группы потребителей указы-
вается суммарная максимальная суточная
для зимы нагрузка по пару с учетом по-
терь в наружных сетях.
В четвертом режиме аналогично указы-
вается суммарная максимальная суточная
нагрузка для лета.
Годовые расходы пара и процентная
доля возврата конденсата для каждой груп-
пы потребителей вносятся в таблицу на
основании просуммированных данных по-
требителей. Суммарные тепловые нагрузки
систем отопления и вентиляции промпред-
приятий и ЖКС, зависящие от температу-
ры наружного воздуха, заносятся в таб-
лицу на основании расчетов по вышеуказан-
ным методикам.
1-4. ОСНОВНЫЕ НОРМЫ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЦЕНТРАЛЬНЫХ
КОТЕЛЬНЫХ
Центральные котельные должны
проектироваться в соответствии
с нормами, изложенными в СНиП
П-Г.9-65 «Котельные установки».
При проектировании крупных
центральных котельных следует ис-
ходить из следующих основных по-
ложений:
1.	Строительство новых, а так-
же расширение и реконструкция
25
существующих котельных устано-
вок должны осуществляться в соот-
ветствии с утвержденными схемами
теплоснабжения районов, городов
и промышленных узлов.
При отсутствии утвержденной
схемы теплоснабжения для выбора
источников тепла должны выпол-
няться технико-экономические обос-
нования (ТЭО), учитывающие перс-
пективы развития района, города,
промышленного узла.
2.	Число и единичную теплопро-
изводительность устанавливаемых
котлоагрегатов следует выбирать по
величине расчетной теплопроизво-
дительности котельной установки
с тем, чтобы при выходе из строя
наибольшего по производительности
котла оставшиеся обеспечивали ма-
ксимальный отпуск тепла техноло-
гическим потребителям, а также
отпуск тепла на отопление, венти-
ляцию и горячее водоснабжение
в количестве, определяемом ре-
жимом «наиболее холодного ме-
сяца».
3.	Выбор типа котлов, устанав-
ливаемых в промышленной парово-
догрейной котельной (паровые, па-
роводогрейные или паровые и водо-
грейные), производится в зависимо-
сти от соотношения нагрузок по
пару и горячей воде, на основании
технико-экономических расчетов и
в соответствии с номенклатурой па-
ровых и водогрейных котлов, выпу-
скаемых отечественной промышлен-
ностью.
4.	Площадка для строительства
котельной выбирается на основании
утвержденного ТЭО в соответствии
со схемой теплоснабжения и проек-
том планировки и застройки насе-
ленного пункта или промышленно-
го узла и согласовывается с тер-
риториальной проектной органи-
зацией.
5.	Площадка строительства по
своим размерам и конфигурации
должна обеспечивать возможность
расширения котельной установки до
обеспечения мощности, определяе-
мой на основании утвержденной
26
перспективной схемы теплоснабже-
ния.
6.	При проектировании котель-
ных установок, размещаемых на
территории промышленных пред-
приятий, следует объединять со
зданиями и сооружениями пред-
приятия того же назначения сле-
дующие сооружения котельной:
материальные склады и склады
химреагентов, ремонтно-механиче-
ские мастерские, мастерские по
ремонту контрольно-измерительных
приборов, водоподготовительные
установки, трансформаторные под-
станции, лаборатории.
7.	В зависимости от градострои-
тельных требований и климатиче-
ских условий района строительства
часть оборудования котельных
установок может устанавливаться
на открытых площадках.
На открытых площадках могут
быть установлены дымососы, дутье-
вые вентиляторы, золоуловители,
деаэраторы, баки различного назна-
чения и другое оборудование, изго-
товленное для работы на открытых
площадках в соответствующих кли-
матических условиях. При этом
следует предусматривать необходи-
мые мероприятия, обеспечивающие
надежную и безопасную эксплуата-
цию котельной установки, защиту
от замерзания трубопроводов перио-
дического действия и арматуры,
воздушную автоматизированную об-
дувку поверхностей и т. п.
При открытой установке деаэра-
торов запорная и регулирующая
арматура должна быть расположе-
на внутри здания.
В районе пылевых бурь или
обильных атмосферных осадков
следует проектировать котельные
установки с полностью закрытым
оборудованием.
8.	Шаг колонн по крайним и
средним рядам главного здания ко-
тельной следует принимать 6 или
12 м.
9.	Пролеты главного котельного
помещения и его пристроек долж-
ны быть кратными 6 м.
10.	Несущие и ограждающие
конструкции зданий и сооружений
котельных установок следует проек-
тировать с применением унифици-
рованных сборных железобетонных
и бетонных элементов индустриаль-
ного изготовления и металлических
конструкций заводского изготовле-
ния. В покрытиях следует приме-
нять крупноразмерные плиты или
оцинкованные гофрированные на-
стилы.
11.	Объемно-планировочные и
конструктивные решения зданий
котельных, расположение вспомо-
гательных зданий, помещений и со-
оружений, а также выводов и вво-
дов инженерных сетей должны до-
пускать возможность расширения
котельной.
У торцевой стены со стороны
расширения допускается размеще-
ние отдельных вспомогательных со-
оружений или устройств (тамбура,
натяжного устройства скреперной
установки, монорельса и т. п.).
12.	При разработке компоновки
оборудования котельных установок
должны обеспечиваться условия
для механизации ремонтных работ.
Все узлы оборудования и трубо-
проводов массой более 150 кг, под-
лежащие демонтажу для ремонта,
должны обслуживаться стационар-
ными или инвентарными грузоподъ-
емными устройствами (подвесные
кран-балки, тельферы, тали, авто-
краны, электрокары, автопогрузчи-
ки и т. п.).
Грузоподъемные устройства
с ручным приводом применяются
при горизонтальном перемещении
грузов до 6 м.
Стационарные краны для выпол-
нения монтажных работ в котель-
ных не предусматриваются.
13.	Для ремонта оборудования,
устанавливаемого на открытых пло-
щадках, следует применять назем-
ные безрельсовые краны.
14.	Оборудование водоподготов-
ки центральных котельных с откры-
той схемой горячего водоснабжения,
как правило, размещается в отдель-
ном здании в блоке с помещением
реагентного хозяйства.
15.	В составе водоподготовки
следует предусматривать конденса-
тоочистку при возврате от потреби-
телей загрязненного конденсата.
16.	Технологическое оборудова-
ние с динамическими нагрузками:
дробилки, дутьевые вентиляторы,
дымососы, центробежные насосы
с электродвигателями более 50 кВт
и т. п. — следует размещать на са-
мостоятельных фундаментах или
конструкциях, не связанных с кон-
струкциями зданий.
17.	В центральных котельных
устанавливаются паровые котлы па-
ропроизводительностью 50 т/ч и
выше и водогрейные котлы пример-
но на 35, 58, 116, 210 МВт (30, 50,
100, 180 Гкал/ч), серийно выпускае-
мые отечественной промышленно-
стью. В отдельных случаях допуска-
ется установка паровых котлов про-
изводительностью 25—35 т/ч. Сжи-
гание всех видов топлива — камер-
ное. Рекомендуется установка одно-
типных котлов.
18.	Газопроводы на участке от
дымососов до дымовых труб следу-
ет проектировать железобетонными,
кирпичными или металлическими.
Стены и плиты оснований газопро-
водов следует выполнять в зависи-
мости от .температуры дымовых га-
зов и содержания в них серы из
железобетонных плит или из крас-
ного кирпича.
Для котлов указанной в п. 17
мощности газопроводы на всем про-
тяжении допускается проектировать
металлическими.
19.	Высоту дымовых труб ко-
тельных, работающих на твердом
топливе и мазуте, следует опреде-
лять из условий рассеивания в ат-
мосфере выбросов вредных веществ
с учетом высоты расположенных
вблизи зданий с тем, чтобы факел
выбрасываемых газов распростра-
нялся выше этих зданий.
20.	Для котельных, сжигающих
высокосернистый мазут, рекоменду-
27
ется применение многоствольных
металлических труб.
21.	Принципиальная схема ко-
тельной установки в части узла
подпитки теплосети должна быть
увязана с проектом теплоснабже-
ния промышленного узла и его
жилищно-коммунального сектора.
Открытые системы теплоснабжения
и соответствующие подпиточные
устройства в котельных разрешают-
ся только в тех случаях, когда мо-
жет быть обеспечена подача в ко-
тельную воды питьевого качества
в количестве, достаточном для под-
питки теплосети, на которую рабо-
тает котельная.
22.	При возможности использо-
вания шлако-золовых отходов уголь-
ных котельных для изготовления
стройматериалов их системы шла-
козолоудал ения должны проектиро-
Я
г»
ваться с условием выдачи сухой
золы.
г- 23. Использование электроэнер-
/ гии для производства тепла (пар и
вода высокой температуры) в мас-
штабах централизованного тепло-
снабжения промышленных ком-
плексов в настоящих конъюнктур-
ных условиях экономически не
оправдывается, а поэтому централь-
ные электрокотельные не проекти-
руются.
24. Центральные котельные уста-
новки по категории электроснабже-
ния относятся к первой группе по-
требителей, т. е. обеспечивается
бесперебойное снабжение котельной
электроэнергией. При этом установ-
ка резервных питательных насосов
с паровым приводом не обяза-
тельна.
ГЛАВА ВТОРАЯ
ТОПЛИВО И ЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЕ В ЦЕНТРАЛЬНЫХ КОТЕЛЬНЫХ
2-1. ВИДЫ ТОПЛИВА, СЖИГАЕМОГО
В КОТЕЛЬНЫХ В НАСТОЯЩЕЕ ВРЕМЯ
И В ПЕРСПЕКТИВЕ. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ
ТОПЛИВА ДЛЯ КРУПНЫХ ЦЕНТРАЛЬНЫХ
КОТЕЛЬНЫХ
Годовая потребность в млн. тонн
условного топлива крупных котель-
ных теплопроизводительностью бо-
лее 23,2 МВт (20 Гкал/ч) в настоя-
щее время оценивается следующи-
ми величинами (ориентировочно):
1970 г. 1975 г. 1980 г.
Европейская часть СССР
и Урал.................... 59	84	124
Азиатская часть СССР 14	24	43
Удовлетворение этих потребно-
стей осуществляется в настоящее
время и намечается в перспективе
видами топлива, приведенными
в табл. 2-1 (ориентировочно, в про-
центном исчислении).
28
Из приведенных в табл. 2-1 цифр
четко выявляется тенденция внед-
рения газового топлива в котельных
установках, особенно в европейской
части Советского Союза, за счет
сокращения расхода твердого то-
плива. Однако для районов Азии,
располагающих очень большими
Таблица 2-1
Использование отдельных видов топлива
(%) в центральных котельных в
настоящее время и в перспективе
Нанменова-	Европейская часть СССР			Азиатская часть СССР		
ние вида топлива			ь.			
	о	ст>		2	СП	
Природ- ный газ	50	60	63	12	15	26
Мазут	24	23	27	18	22	18
Уголь	24	15	9	70	63	56
Торф	2,0	2,0	1.0	—	—	—
Таблица 22
Элементарный состав и основные показатели твердого и нидкего топлива (Л. 15]
Наименование и марка угля	Элементарный состав рабочей массы угля							QP, МДж/кг (ккал/кг)	уг л	^ги	угВТИ ЛО	Характеристика го- товой пыли для систем с прямым вдуванием		Рекомендуемый тип мельниц при схеме с прямым вдуванием (для котлов ЛЭ12т/ч)
	WP	ДР	SP, об	i СР	HP	NP	OP							
												№пл, %	₽.о, %	
Кузнецкий, 2СС, Р	9	18,2	0,4	64,1	3,3	1,5	3,5	24,60(5870)	21	1,5	1,5	1.0	-/18	Среднеходные
Кузнецкий, ICC, Р														мельницы
	9	18,2	0,3	61,5	3,7	1,5	5,8	23,90(5700)	30	1,6	1,5	1,0	23/23	Молотковые
Экибастузский, СС, Р	7	40,9	0,8	41,1	2,8	0,8	6,6	15,90(3790)	30	2,5	1,35	2,0	20/—	То же
Карагандинский, Р	8	27,6	0,8	54,7	3,3	0,8	4,8	21,35(5090)	28	1,5	1,4	0,8	20/21	
Подмосковный, Б2, Р	32	25,2	2,7	28,7	2,2	0,6	8,6	10,43(2490)	50	7,5	1,7	14	55/—	
Львовско-Волынский, Г, Р	10	19,8	2,6	55,5	3,7	0,9	7,5	22,00(5250)	39	3,5	1,2	20	32/27	
Челябинский, БЗ, Р	18	29,5	1 ,о	37,3	2,8	0,9	10,5	13,97(3332 15,63(3740)	45	10	1,32	10	55'/—	
Ирша-Бородинский, Б2, Р	33	6,0	0,2	43,7	3,0	0,6	13,5		48	12,0	1,2	15	60/52	
Черемховский, Д, Р	13	27	1,1	45,2	3,4	0,7	8,9	17,90(4270)	47	4,5	1,3	3	40/32	Среднеходные мельницы Молотковые
Назаровский, Б2, Р	39	7,3	0,4	37,6	2,6	0,4	12,7	13,05(3110)	48	13	1,1	16	60/52	
Башкирский, Б1, Р														мельницы
	56,5	7,0	0,6	25,4	2,4	0,2	7,9	8,76(2090)	65	10	1,7	16,5	60/55	Мельница-
Азейский, БЗ, Р	25,0	12,8	0,4	46	3,3	0,9	11,6	17,38(4140)	46	11,0	1,12	14	58/50	вентилятор Молотковые
Березовское, Б2, Р			0,2	44,3										мельницы
	33,0	4,7			3,0	0,4	14,4	15,68(3740)	48	12,0	1,3	16	60/52	Молотковые
Гусиноозерское, БЗ, Р		16,8	0,5	43,9										мельницы
	23,5				3,2	0,7	11,4	16,40(3910)	45	12,0	1,0	13	57/-	То же
Реттиховское, Б1, Р	42,5	17,3	0,2	27,3	2,3	0,3	10,1	9,05(2160)	56	10,5	1,0	10	60/—	Мельница-
Фрезторф	50	6,3	0,1	24,7	2,6	1,1	15,2	10,02(2440)	85	10,5	—	37	—	Молотковая или
														мельница-веити-
Мазут высокосернистый	3,0	0,1	2,8	83,0	10,4	0	,7	38,80(9260)						лятор
марки 100 Мазут ма.чосернистый	3,0	0,05	0,3	84,65	Н.7	0	,3	40,03(9620)						
марки 100													1	
Примечания: 1. Принятые обозначения: ICC и 2СС — слабоспекающийся с различным выходом летучих; Б1, Б2, БЗ — группы, отличающиеся влажностью; Р—ря-
довой; К—крупный; ICC—выход летучих 25—37%; 2СС —выход летучих от 17—25%; Б1 — U"P>40%; Б2 — W'Р=30-М0%; БЗ —И7Р<30%.
2. Влажность пыли указана для пылеспстем с подсушкой горячим воздухом в схемах с прямым вдуванием. R0O— в числителе для молотковых мельниц и мельниц-
вентиляторов, в знаменателе — для ВСМ (разница в значениях /?и определяется различием структуры выдаваемой пыли, т. е. содержанием грубых фракций в остатке)
3, Влажность мазута задана применительно к разогреву острым паром при сливе в железнодорожных цистернах. Указано среднее содержание серы в мазутах. Практи-
ку чески содержание серы в мазутах различных заводов может доходить до 4,2%
[Л. 16]. Указано предельное содержание золы, практически ЛР может быть меньше.
Таблица 2-3
Средни? характеристики газов основных газопроводов СССР [Л. 15]
Название газопровода	Состав газа в % по объему							Плотность при °C и 0.1 МПа (760 мм Hg), кг/м3	МДж/м3 (ккал/м3)
	СО2	N2 и редкие	сн,	с2н,	СзН,	СЛ»,	С5Н12		
Саратов — Москва	0,8	7,8	84,5	3,8	1,9	0,9	0,3	0,837	35,8(8550)
Саратов — Горький Ставрополь — Москва	1,2	3,0	91,9	2,1	1,3	0,4	0,1	0,786	36,21 (8630)
I нитка	0,4	2,0	93,8	2,0	0,8	0,3	0,1	0,764	36,20(8620)
II нитка	0,5	2,5	92 8	2,8	0,8	0,4	0,1	0,722	36,60(8730)
III нитка	0,5	2,6	91,2	3,9	1,2	0,5	0,1	0,786	37,05(8840)
Дашава — Киев — Брянск — Москва	0,2	0,4	98,9	0,3	0,1	0,1	0	0,712	36,95(8570)
Шебелинка — Харьков и Днепропет- ровск	0,10	1,5	92,8	3,‘>	1,0	0,4	0,3	0,781	37,40(8910)
Газли — Ташкент	0,4	2,0	94,0	2,8	0,4	0,3	0,1	0,751	36,35(8660)
Ставрополь— Невинномысск— Грозный	0,2	1,0	98,2	0,4	0,1	0,1	0	0,728	35,70(8510)
Карадаг — Тбилиси — Ереван	0,2	1 ,з	93,9	3,1	1,10	0,3	0,1	0,766	37,20(8860)
Шебелинка — Брянск — Москва	—	1,2	94,1	3,1	0,6	0,2	0,8	0,776	37,85(9045)
Средняя Азия — Центр	0,0	0,7	93,8	3,6	0,7	0,2	0,4	0,776	37,60(8970)
Бухара — Урал	0,4	0,9	94,9	3,2	0,4	о,1	0,1	0,758	36,80(8770)
Северный газопровод (Ухта)	1,01	0,12	98,63	0,12	0,02	0,10	—	0,70	33,15(7900)
Газопровод ,Дружба”	0,2	5,5	89,9	2,6	0,8	0,6	0,4	—	35,90(8560)
Жлдасами дешевого угля (Азейский,
И*ша-Бородинский, Назаровский,
рш«бастузский бассейны и др.),
веэдое топливо является преобла-
»?»-|Щим. Учитывая в перспективе
х*.-энейшее наращивание темпов
•еюения природных ресурсов вос-
т - гых районов страны, интенсив-
s* развитие промышленности
э г-тх, а также условия, оправдыва-
BGue в этих районах во многих
иг чаях организацию теплоснабже-
 с помощью центральных ко-
тельных (дешевое топливо, избыток
**шевой электроэнергии), следует
«четь в виду, что для крупных цен-
тра тьных котельных наряду с га-
эо* и мазутом нередко в каче-
ггз< топлива будет выделяться
_~оль указанных выше восточных
месторождений.
Характеристики основных видов
топлива, с которыми могут встре-
титься проектировщики котельных
установок, приведены в табл. 2-2
и 2-3.
Сжигание твердого топлива
о паровых и водогрейных котлах и
тэблюдение при этом высоких эко-
номических показателей использо-
вания топлива значительно сложнее,
чем газомазутного топлива, и тре-
бует значительно больших капи-
тальных и эксплуатационных за-
трат.
Главная причина усложнения и
удорожания угольной котельной по
сравнению с газомазутной заклю-
чается в устройствах для подготов-
ки к сжиганию твердого топлива и
з удорожании самих котлов. Основ-
зые сведения по углеподготовитель-
устройствам центральных ко-
тельных и оборудованию для них
z:вводятся в следующем парагра-
фа настоящей главы.
2-2. СУЩЕСТВУЮЩИЕ СПОСОБЫ
СЖИГАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ
ТОПЛИВА И ИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ
Б практике проектирования цен-
— гых котельных можно встре-
*гься с установкой паровых котло-
агрегатов производительностью 50 и
75 т/ч (в перспективе 100—150 т/ч)
и водогрейных котлов примерно на
35, 58, 116 МВт (30, 50 и
100 Гкал/ч)—серия унифицирован-
ных водогрейных котлов (см. гл. 3).
До освоения выпуска пылеугольных
водогрейных котлов теплопроизво-
дительностью ~58 и 116 МВт (50 и
100 Гкал/ч) будет продолжаться
выпуск водогрейных пылеугольных
котлов типа ЭЧМ-60 теплопроизво-
д'ительностью ~70 МВт (60 Гкал/ч).
Вопросы подготовки и сжигания
топлива рассматриваются примени-
тельно к котлоагрегатам только
этой мощности. Часовой расход
топлива котельным агрегатом за-
данной мощности Вч, т/ч, в первую
очередь зависит от низшей теплоты
сгорания топлива Qph и подсчиты-
вается по следующим формулам.
Паровые котлы:
__ Рч (tn.n--- tn в) • 102
фРя^к.а
(2-1)
где £)ч — расчетная (номинальная)
паропроизводительность котельного
агрегата, т/ч; in.n — энтальпия пере-
гретого пара, выдаваемого котлом,
Дж/кг; ?п.в — энтальпия питатель-
ной воды, подаваемой в котел,
Дж/кг; Qpn — низшая теплота сго-
рания топлива (см. табл. 2-2),
Дж/кг; т)к.а — коэффициент полезно-
го действия котлоагрегата, %.
Водогрейные котлы:
>   ЗбОДв.К
4	фРн^к.а ’
(2-2)
где Qb.k —расчетная теплопроизво-
дительность водогрейного котла, Вт.
В паровых и водогрейных котлах
паропроизводительностью 50 т/ч и
выше или теплопроизводительно-
стью ~35 МВт (30 Гкал/ч) и выше,
устанавливаемых в центральных ко-
тельных, применяется исключитель-
но факельное сжигание топлива.
Паровые и водогрейные котлы ука-
занной выше мощности выпускают-
ся с топочными камерами только
для факельного сжигания топлива.
31
Твердое топливо вводится в топоч-
ную камеру котла потоком воздуха
в виде пыли с размерами частиц,
измеряемыми микронами, которая
получается с помощью углеразмоль-
ных мельниц. В таком состоянии
угольная пыль горит в топочной
камере факелом.
Аналогично протекает процесс
сгорания жидкого и газообразного
топлива.
Сжигание твердого топлива
в виде пыли в настоящее время
является практически единствен-
ным способом, обеспечивающим вы-
сокую эффективность. Последняя
характеризуется потерями, обуслов-
ливаемыми химической и механиче-
ской неполнотой сгорания топлива,
исчисляемой в процентах (q3 и дь).
По сравнению с ранее применяв-
шимся слоевым способом сжигания
твердого топлива (котлы паропро-
изводительностью 50 и 75 т/ч) фа-
кельный способ дает несравненно
лучшие показатели q3 и qt. Так, при
факельном сжигании бурого угля д3
и 94 имеют соответственно значения
0,0—0,5 и 0,5—2,0%, а при слоевом
сжигании 0,5 и 7,5%, в том числе
со шлаком 4,5% •
Соответственно к. п. д. слоевых
котлов ниже.
Эффективность использования
химической энергии топлива, как
известно, определяется не только
неполнотой сгорания его, но также
потерями с уходящими газами и
потерями в окружающую среду, ко-
торые зависят от конструкции
котла.
Современные паровые котлы
среднего и низкого давления паро-
производительностью 50 и 75 т/ч, по
данным заводов-изготовителей, име-
ют следующие средние значения
к. п. д., которыми можно пользо-
ваться для предварительных расче-
тов на стадии технического проекта
котельных.
%
Пылеугольные котлоагрегаты .... 89
Мазутные котлоагрегаты.............90—91
Газовые котлоагрегаты.............. 92
32
Для водогрейных газомазутных
котлов теплопроизводительностью
от 35 до 116 МВт (от 30 до
100 Гкал/ч) можно ориентировочно
принимать следующие величины
к. п. д.:
%
Мазутные....................91,2
Газовые....................• 92,6
Разрабатываемый в настоящее
время газомазутный водогрейный
котел теплопроизводительностью
210 МВт (180 Гкал/ч), по данным
технического проекта, будет иметь
к. п. д. на мазуте — 92% и на газе
-93,8%.
Перейдем теперь к рассмотре-
нию вопросов, связанных с подго-
товкой различных видов топлива
для сжигания в топках паровых и
водогрейных котлов.
2-3. ПОДГОТОВКА ТОПЛИВА
ДЛЯ СЖИГАНИЯ В ПАРОВЫХ
И ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛАХ
Пылеприготовление. Проектиро-
вание пылеприготовительных уста-
новок нормализовано и должно вы-
полняться в соответствии с «Нор-
мами расчета и проектирования
пылеприготовительных установок»
[Л. 17]. Расчет и выбор оборудо-
вания для них, а также компоновка
его в котельной, как правило, про-
изводятся заводом— поставщиком
котлоагрегата по заданию проекти-
ровщика котельной. Эти заводские
проектные разработки выполняют-
ся на завершающей стадии проек-
тирования котельной, называемой
«рабочим проектом». В предшест-
вующей стадии проектирования, на-
зываемой «техническим проектом»
(гл. 4), принципиальные решения
по этому узлу и предварительный
выбор оборудования производятся
основным проектировщиком котель-
ной установки. Поэтому представ-
ляется целесообразным в объеме
настоящей книги дать основные
сведения по выбору принципиаль-
ию схем оборудования для пыле-
чготовления и практические реко-
 -нлации в объеме, соответствую-
щем профилю центральных 'котель-
ных установок. Более подробные
сведения читатели могут найти
• [Л. 17].
В зависимости от качественных
характеристик углей, определяю-
_ с их реакционную способность
(х стовия протекания реакций горе-
в основном зависящие от со-
л >жания летучих в горячей массе
угля и его зольности), нужна опре-
деленная тонкость размола угля,
-’ующая применения того или
другого размольного оборудования.
Тонкость размола угля определяет-
ся путем просеивания угольной
пыли через металлические сита и
з основном характеризуется остат-
вом пыли на сите Рво с размером
-чаек 90X90 мкм. Для углей Со-
ветского Союза требуемая тонкость
-азмола угля Д,о лежит в пределах
"-60% [Л. 17]:
%
Л । бурых углей и сланца.......40—60
_ । каменных углей.............15—40
Да антрацитов и тощих углей . . . 7—15
Характеристики углей, определя-
ющие выбор оборудования пыле-
приготовительных установок.
1.	Влажность топлива:
VTp — влагосодержание рабочей
массы, %;
IP1 — приведенная влажность, %
[на 4187 кДж (1000 ккал) тепло-
творной способности топлива];
1Г:1Л — влажность пыли, %;
Wra — влажность гигроскопиче-
с- ।: (воздушно-сухая), %;
1Гб — значение Wp, при превы-
 - । которого начинается смерза-
топлива (безопасная влаж-
•>.*'-». %;
Т !ЫП — значение при превы-
_ :я.  которого топливо теряет сы-
- свойства.
Д (я основных углей рассматри-
гого профиля котельных устано-
вок W° и 1ГСЬШ имеют следующие
значения:
Марка топлива
Азейский .............
Назаровский...........
Карагандинский бурый
Подмосковный..........
Челябинский...........
Кузнецкий.............
Башкирский............
Березовский ..........
W6, %
23
37
24—25
22—26
12—14
7—8
44
33
^'СЫП, <у
26 °
41
34—38
58
37
2.	Зольность топлива и выход
летучих на горючую массу:
— зольность рабочей мас-
сы, %;
Ас — зольность сухой массы, %;
Лп — приведенная зольность, %
[на 4187 кДж .(1000 ккал) тепло-
творной способности топлива];
Угл — выход летучих на горючую
массу, %.
3.	Размолоспособность. Коэффи-
циент размолоспособности, Кло-
Кло=~^~ (безразмерная величина),,
.	(2-3)
где Ээтал И Лисп — удельный- расход
электроэнергии на размол эталон-
ного и испытуемого топлива. 
Существуют четыре метода оп-рег
деления значения ДЛо, с которыми
могут встретиться проектировщики.
В СССР принят метод Всесоюзного
теплотехнического института и- Цен-
трального котлотурбинного инсти-
тута. В качестве эталонного топли-
ва в ВТИ принят антрацитовый
штыб, для которого
Квти=1,0.
ло
В размольных характеристиках
углей Советского Союза (табл,
л л\	fВТИ
2-2) приводится значение лл0 .
/л	ь,ВТИ г-ЦКТй
Связь между дло и дло вы-
ражается формулой
д-вти = о>34^цкти 0>6 J. (2-4)
В США принят метод определе-
ния Дло по Хардгрову и метод Гор-
ного Бюро. Связь между этими ко-
33
эффициентами и	выражает-
ся формулами:
Д™ =* °’°149К*АР + 0.32; (2-5)
К™ = 0.0136Д™ 4- 0,61. (2-6)
Кроме основного показателя
тонкости размола угля Двд, требует-
ся проверка готовой пыли по остат-
ку на сите с ячейками 200X200 мкм
для каменных углей и 1000 X
Х'1000 мкм для бурых углей.
Значения Д90 для пыли основных
углей, пригодной для факельного
сжигания в топках котлов, приве-
дены в табл. 2-2.
Для получения минимальных по-
терь с механическим недожогом
(qt) при указанных в табл. 2-2 зна-
чениях 7?so остаток на других ситах
должен быть: каменный уголь —
Дгоо= 1,3—13%, бурый уголь —
Дгоо= 15—357о и Кюоо=О,5—1,5%.
Сырое топливо до поступления
в мельницу должно подвергаться
дроблению, характеризуемому
остатком на ситах с ячейкой 5X5 и
ЮХ'Ю мм, Д5 и 7?ю. Для углей, не
замазывающих дробилок, принимают
7?5=20% и К1о=5%. Для углей, за-
мазывающих дробилки, принимают
Т?5=30—35% и J?10=ll—14%, ма-
ксимальный размер куска соответ-
ственно 15 и 25 мм.
Из условий взрывобезопасности
разрешаются следующие величины
№пл: бурый уголь при TFril<0,4IFP
может иметь U7njI^IFri1; каменные
и бурые угли при U?riI^0,4Wr мо-
гут иметь И7ПЛ^0,51^ги; фрезерный
торф может иметь й7пл^25%.
По условиям взрывобезопасно-
сти регламентируется также темпе-
ратура пылевоздушной смеси за се-
паратором. Согласно [Л. 21, § 36]
с последующими уточнениями,
в установках с прямым вдуванием
температура сушильного агента за
сепаратором не должна превышать:
При сушке воздухом:	®С
экибастузского угля...............150
других каменных углей.............130
бурых углей...................-.100
фрезторфа......................80
При сушке смесью дымовых газов с воз-
духом:
каменных и бурых углей..........180
фрезторфа.....................  150
Для размола угля применяется
несколько видов размольных мель-
ниц: тихоходные шаровые барабан-
ные (частота вращения от 16 до
23 об/мин), быстроходные молотко-
вые (980, 735 и 590 об/мин), валко-
вые среднеходные (от 50 до
78 об/мин) и мельницы-вентилято-
ры (частота вращения 1470, 985,
735 и 590 об/мин).
Шаровые барабанные мельницы
(ШБМ) применяются для размола
антрацитов и каменных углей, тре-
бующих получения весьма тонкой
пыли. Молотковые и среднеходовые
мельницы—для размола бурых и
каменных углей с относительно
большим выходом летучих. Мельни-
цы-вентиляторы— для размола мяг-
ких бурых углей, фрезторфа и
сланцев. Выбор типа мельницы про-
изводится в зависимости от требуе-
мой тонкости размола угля, твердо-
сти угля, характеризуемой коэффи-
циентом размолоспособности Кло, и
требуемой производительности пы-
леприготовительной установки.
В системах пылеприготовлення про-
изводятся не только размол угля, но
и его подсушка воздухом, подавае-
мым в систему пылеприготовления
из воздухоподогревателя котла,
а иногда и смесью воздуха с топоч-
ными газами. Существует много
схем пылеприготовления, применяе-
мых в зависимости от физико-хими-
ческих свойств сжигаемых топлив,
составляющих две основные груп-
пы: индивидуальные и центральные
схемы. Первые предназначаются
для систем пылеприготовления од-
ного котельного агрегата, а вто-
рые— для самостоятельных пыле-
установок (пылезаводы), снабжаю-
щих готовой пылью все котлы.
Подробное рассмотрение их приво-
дится в [Л. 17]. Для котельных
агрегатов центральных котельных
34
указанной выше теплопроизводи-
тельности .применяются только ин-
дивидуальные схемы пылеприготов-
ления.
Схемы пылеприготовительных
установок. Индивидуальные схемы
пылеприготовления составляют две
основные группы — схемы с прямым
вдуванием пыли в топочную камеру
котла и схемы с промежуточным
бункером готовой пыли. Пылепри-
готовительные установки по схеме
с прямым вдуванием значительно
проще и дешевле, чем по схеме
с промежуточным бункером.
Качественные характеристики
углей (торфа) центральных котель-
ных (см. § 2-1 и табл. 2-2) в подав-
ляющем большинстве случаев допу-
скают применение пылеприготови-
тельных установок по схеме с пря-
мым вдуванием. Поэтому ниже рас-
сматриваются только такие схемы
и оборудование для них. В схемах
с прямым вдуванием резервные
мельницы не устанавливают. Все
установленные мельницы должны
находиться в работе.
На рис. 2-1 показана наиболее
простая индивидуальная схема пы-
леприготовления с молотковыми
мельницами и с прямым вдуванием
пыли через амбразуры (окна)
в топочной камере котла.
Подсушка угля производится
в процессе размола его в мельни-
це 4. Из мельницы пыль потоком
первичного воздуха (часть горячего
воздуха, проходящего через мельни-
цы) выносится в шахтный сепара-
тор гравитационного типа 5 и далее
через амбразуры в топку котла.
С помощью сепаратора производят-
ся отделение и возврат в мельницу
пылинок угля, имеющих крупность
более заданной. Сепарация пыли и
тонкость размола регулируются из-
менением скорости потока первич-
ного воздуха (гравитационный се-
паратор) . Небольшой избыточный
напор первичного воздуха, созда-
ваемый мельницей, расходуется на
покрытие сопротивления сепарато-
ра. Такая схема пылеприготовления
3*
Рис. 2-1. Индивидуальная схема пылеприго-
товления с прямым вдуванием через амбра-
зуры.
/ — бункер сырого угля; 2 — подбункер; 3— пита-
тель сырого угля; 4 — молотковаи аксиальная
мельница; 5 — шахта-сепаратор; 6 — горловина,
соединяющая шахту с амбразурой; 7 — коллектор
вторичного воздуха; 8— дутьевой вентилятор; 9 —
воздухоподогреватель; 10 — котел.
применяется для размола бурых
влажных углей и фрезторфа (Дэо^
^45%) при установке молотковых
мельниц единичной производитель-
ностью до 20 т/ч и при условии, что
конструкция котла предусматрива-
ет ввод пыли через амбразуры.
Для котлов, оборудованных пы-
леугольными горелками (не амбра-
зурами), для тех же углей приме-
няется индивидуальная схема пы-
леприготовления с установкой за
мельницами сепараторов инерцион-
ного типа, показанная на рис. 2-2.
Процесс размола и подсушки
угля в этой установке проте-
кает аналогично рассмотренному
выше. Значительное сопротивление
проходу сушильного агента через
сепаратор и пылеугольные горелки
определяет избыточное давление во
всей системе до 2500 Па
(250 кгс/м2). В связи с этим требу-
ется уплотнение всей системы,
включая тракт и питатели сырого
угля.
Для размола каменных углей,
требующих более тонкого размола
(R90= 15—40%), применяются мо-
лотковые мельницы или среднеход-
35
Рис. 2-2. Индивидуальная схема пылеприго-
товления с прямым вдуванием через турбу-
лентные горелки.
/ — бункер сырого угля; 2— подбункер; 3 — пита-
тель сырого угля; 4 — молотковая тангенциальная
мельница; 5 —- сепаратор; 6 — распределитель пы-
ли; 7 — коллектор вторичного воздуха; 8 — пыле-
угольные турбулентные горелки; 9 — дутьевой
вентилятор; 10— котел; И — воздухоподогрева-
тель; 12— взрывной клапан; 13 — шибер с быстро-
закрывающим устройством.
н^е мельницы с центробежными се-
параторами.
Схема пылеприготовления с пря-
мым вдуванием с этими мельница-
ми аналогична показанной на
рис. 2-2.
Размол и подсушка топлива, как
и в ранее рассмотренных схемах,
производятся в мельнице, а регули-
рование тонкости выдаваемой пыли
осуществляется гв сепараторе цен-
тробежного типа. Пыль вводится
в топку котла через турбулентные
пылеугольные горелки, обеспечива-
ющие высокую экономичность сжи-
гания пыли. Вся пылесистема на-
ходится под избыточным давлением
[наддув 2500 Па (250 кгс/м2)], тре-
буется уплотнение тракта и питате-
ля сырого угля.
Мягкие высоковлажные угли
(например, Башкирский) размалы-
ваются в мельницах-вентиляторах.
Схема пылеприготовительной уста-
новки с этими мельницами показа-
на на рис. 2-3.
В схемах с этими мельницами-
осуществляется двухступенчатая
подсушка высоко влажного угля с
подмешиванием в сушильный агент
топочных газов. Первой ступенью
подсушки является шахта с нисхо-
дящим потоком сушильного агента
Рис. 2-3. Схема пылеприготовления с мельницами-вентиляторами.
а —с газовой сушкой; б — с газовой сушкой н концентратором; 1—бункер угля; 2 — отсекающий' ши-
бер; 3— питатель угля; ^ — устройство для нисходящей сушки (шахта); 5 — мельница-вентилятор;-6 —
сепаратор; 7 — горелка; 8— газозаборное окно; 9 — отключающий шибер; 10 — котел; 11 — дутьевой
вентилятор; 12 — -воздухоподогреватель; 13 — воздухопровод: 14 — короб вторичного воздуха; 15 — взрыв-
ной клапан; 16 — воздухопровод для присадки горячего воздуха; 17— сбросная горелка; 18 — клйпан
присадки холодного воздуха; 19— мигалка; 20 — концентратор; 21 — водяная форсунка; ^ — распреде-
литель пыли; 23 — смесительная -камера.
36
4, а второй ступенью — мельница 5.
За мельницей устанавливается се-
паратор инерционного типа 6, из
которого готовая пыль транспорти-
руется сушильным агентом к пыле-
угольным горелкам 7. Как и в дру-
гих схемах с механическими сепа-
раторами, вся система находится
под избыточным давлением.
Пылесистемы с прямым вдува-
нием обладают следующими пре-
имуществами по сравнению с дру-
гими схемами пылеприготовления:
конструктивная простота; сравни-
тельно низкий удельный расход
электроэнергии на размол;-относи-"
тельно низкая стоимость (капиталь-
ные затраты); применяемые в этих
схемах мельницы имеют небольшие
расходы электроэнергии на холо-
стой ход, а поэтому перерасход
электроэнергии ими при недогруз-
ках небольшой.
Углеразмольные мельницы и питатели
сырого топлива. Молотковые мель-
ницы применяются для размола углей
Рис. 2-4. Общий вид молотковой мельницы с тангенциальным подводом воздуха (ММТ)
и инерционным сепаратором.
1 — сепаратор; 2— корпус; 3 — торцевые крышки; 4— ротор с билами; 5 и 6 — подшипники; 7 и 8 — со-
единительные муфты; 9 — электродвигатель;-. 10 — подвод пара; Н— подвод воздуха; 12 — подвод воды;
13 — отвод воды; 14 — выход пыли.
37
с Ало «1,35 при требуемом значении Asos>
^20% и выпускаются двух типов, акси-
альные (ММА) и тангенциальные (ММТ),
различающиеся подводом воздуха (сушиль-
ного агента) в корпус мельницы. В мельни-
цах типа ММА воздух подводится с двух
торцов вдоль оси вала мельницы через
специальные камеры. В мельницах типа
ММТ воздух подводится в корпус мельни-
цы с фронта по всей ширине ротора. Об-
щий вид мельницы ММТ показан на
рис. 2-4. Конструкция мельницы состоит
из стального корпуса 2 и расположенного
в нем ротора с шарнирно-укрепленными на
нем билами 4. Вал ротора опирается на
два подшипника и вращается от приводного
электродвигателя 9. В корпусе мельницы со
стороны подвода топлива имеются двери
для смены бил, а с противоположной сто-
роны имеется люк для опорожнения мель-
ницы при ремонтах.
Подшипники вала мельницы имеют
консистентую смазку. Валы мельницы и
электродвигателя соединяются через фрик-
ционную одноступенчатую муфту с дробе-
вым наполнением, обеспечивающую плавный
разворот мельницы. Уплотнение вала в ме-
стах прохода его через корпус осуще-
ствляется воздухом, который подводится
в коробки боковых уплотнений с давлением
на 1000 Па (100 кгс/м2) больше давления
в корпусе мельницы. Размельчение угля
происходит вследствие ударного действия
бил при вращении ротора. Над мельницей
устанавливается сепаратор пыли, назначе-
ние которого — возвращать в мельницу
пыль, не достигшую заданной тонкости. Для
пыли каменных углей применяются сепара-
Рис. 2-5. Схема центробежного сепа-
ратора пыли типа СП-MM конструкции
ЦКТИ—ЧМЗ к тангенциальным молотко-
вым мельницам.
А — вход воздуха; Б — вход угля; В — выход
пыли.
38
b
Рис. 2-6. Схема инерционного сепара-
тора пыли типа СП-MM конструкции
ЦКТИ—ЧМЗ к аксиальным молотковым
мельницам.
А — вход угля; Б — выход пыли.
торы центробежного типа (рис. 2-5), дей-
ствие которых основано на отвеивании ча-
стичек угля, не достигших требуемой тон-
кости, за счет центробежных сил, возникаю-
щих в завихренном потоке пылевоздушной
смеси. Для пыли бурых углей и фрезторфа
применяются сепараторы инерционного типа
(если нельзя применить шахтные сепарато-
ры), действие которых основано на отвеи-
вании недомолотых частичек угля за счет
сил инерции (рис. 2-6). Угольная пыль, вы-
носимая из мельницы потоком воздуха,
ударяется о наклонно установленный щит
и поворотный шибер, в результате чего
частицы пыли относительно больших раз-
меров, потеряв скорость, выпадают из по-
тока и возвращаются в мельницу. Готовая
пыль выносится в верхнюю часть сепара-
тора, где в результате резкого поворота
перед выходом из сепаратора происходит
окончательное отвеивание из потока пыли-
нок, не достигших нужной тонкости размо-
ла. Изменением угла поворота шибера мож-
но регулировать тонкость пыли, выдаваемой
сепаратором. При возможности установки
шахтных сепараторов они компонуются
с мельницей, как показано на рис. 2-7.
Мельницы выпускаются в двух модифика-
циях— открытые и закрытые. Открытые
мельницы имеют корпус, охватывающий ро-
тор на угол 180°, и предназначаются для
размола бурых углей, фрезторфа, сланцев
и каменных углей, не требующих тонкого
размола (Аэо>25%). Закрытые мельницы
имеют угол охвата ротора 240° и пред-
назначаются для размола каменных углей,
требующих тонкого помола (Аео<25%).
Эти мельницы снабжаются сепараторами
центробежной конструкции. Присоедини-
Г а б л и u а 2-4
Молотковыэ мельницы с открытым корпусом для котельных агрегатов центральных котельных и сепараторы к ним
(ОСТ 24.270.03-73)
со	Характеристика	Тангенциальные мельницы						Аксиальные мельницы					
		1 1000/470/980*	1000/710/980	1000/950/980	1300/1310/735	1310/2030/735	1500/1910/735	1000/350/980	1000/470/980	1000/710/980	1300/950/735	1500/1190/735	1500/1670/735
	Производительность по подмосковному углю, т/ч (инерционный сепаратор) Рекомендуемая мощность двигателя, кВт Охлаждение вала Подвод воздуха в торце- вые уплотнения: правое левое Максимальное расстоя- ние между осями мелышц при перпендикулярном их расположении к фронту котла, оэеспечивающее от- крывание дверей (округ- ленно), мм Габарит мельницы (с электродвигателем), мм: длина ширина высота (без сепаратора) Габарит для осевого вые- ма ротора (от корпуса мельницы), мм Тип проходного центро- бежного сепаратора СПММТ То же СПММА Тип инерционного сепа- ратора СММТ Тип инерционного сепа- ратора СММА * Первая цифра — диа цифра — частота вращения, Примечания: 1. московному углю при Кл0 = 2. Действительная прои деляется по табл. 2-7.	3,3 40 Б/охл 2X1^ 2х£ 2600 3148 1780 1332 2800 1275- 1000/470М 1000/470М метр ротора, об/мин. 3 таблице п s 1,7 и тонкг зводительно	5,0 70 Б/охл 2х£ 2Х1то 4 2900 3480 1780 1332 3000 1500- 1000/7 ЮМ 1000/710М мм, вторая введена про >сти размол г :ть мельниц	5,6 ПО Б/охл 2Х1г- 4 1" 2Х1|- 3000 3945 1780 1332 3100 1500- 1000/950М ЮОО/950М цифра — дл! азводительн ^so —- 35% при размоле	10,8 160 Водой 1“ 2Х1Г 2х1г 3500 5285 2160 1700 4000 2000- 1300/ 1310М 1300/ 1310М гна ротора, м )сть мельни: других топ	16,7 210 Водой 2x1g- 2х1г 3500 6230 2160 1700 5000 2500- 1300/2030М 1300/2030М м, третья по под- лив опре-	23,4 320 Водой 2X2- 2X2* 3700 6620 2480 1896 5500 2500- 1500/ 1910М 1500/ 1910М 3.	Все 4.	Мел шильного аг 5.	Все венно чему к воздуха у ы	2,7 40 Б/охл 1“ 2Х1Г 1“ 2Х1Т- 4 2800 3315 1570 1336 2700 мельницы и ьницы, име: ента при вхо мельницы вь еняется пол ельниц ММ1	3,5 40 Б/охл 2x11: 2x11: 2700 3480 1570 1336 2800 1250- 1000/470М 1000/470М меют осевой мцие водяно де в мельни пускаются эжение угол	5,2 70 Б/охл 2x11: 2x11: 2900 4060 1570 1336 3000 1500- 1000/710М .10Э0/7ЮМ выем ротора охлажден: ХУ 450’ с, а правым и л ной течки	8,1 125 Водой 2X2* 2X2- 3500 4780 1798 1632 4000 1800- 1330/950М 1300/950М :е вала, доп ез охлажден евым враще на прогнили	14,5 200 Водой 2X2“ 2X2- 3400 5820 1965 1900 4500 2000- 1500/1190М (1500/119ЭМ ускают теь ия вала 350° тем ротора сложное и	20,4 320 Водой 2X2- 2X2* 3300 6770 1965 1900 5500 2500- .1500/ЮТОМ 1500/1670М пературу су- c. соотзетст- место входа
Рис. 2-7. Схема установки молотковой мель-
ницы с шахтным (гравитационным) сепара-
тором.
1—молотковая мельница; 2 — шахта-сепаратор;
3 — амбразура.
тельные размеры открытых и закрытых мо-
лотковых мельниц одни и те же.
Молотковые мельницы и сепараторы
к ним (типоразмеры, приведены в табл. 2-4)
изготовляются плотными и допускают
избыточное давление сушильного агента до
5000 Па (500 кгс/м2). Мельницы с диамет-
ром ротора 1300 мм и более имеют полые
валы, охлаждаемые водой, и допускают тем-
пературу сушильного агента до 4t>0 °C.
Мельницы меньших типоразмеров имеют
сплошные валы с холодильниками и допу-
скают температуру сушильного агента
до 350°С. Выем ротора — осевой, пред-
почтительно в сторону, противополож-
ную двигателю. Номенклатура мельниц
приведена в табл. 2-4. К котельным агрега-
там центральных котельных обычно
устанавливаются две мельницы, реже—три.
При установке двух мельниц на котел каж-
дая из них выбирается из расчета обес-
печения 60% номинальной производительно-
сти котла. При остановке одной из мель-
ниц вторая должна обеспечить 75% нагруз-
ки котла за счет повышения загрузки (8%)
и угрубления пыли (7%). При установке
трех мельниц производительность каждой
из них выбирается исходя из необходимо-
сти обеспечения 80% производительности
котла при одной остановленной мельнице.
Удельный расход электроэнергии на
размол в зависимости от размольных ха-
рактеристик углей составляет от 4 до
12 кВт-ч/т по сырому углю (см. табл. 2-7).
Мельницы- вентиляторы при-
меняются для размола мягких высоковлаж-
ных углей (типа башкирских, табл. 2-2) и
фрезторфа. Номенклатура их приведена
в табл. 2-5 (указаны типоразмеры, приме-
няемые для котлов центральных котель-
ных). Комплектно с мельницами поставля-
ются инерционные сепараторы. Общин азид
мельницы-вентнлятора представлен на
рнс. 2-8. В установках с мельницами-венти-
ляторами подсушка топлива осуществляет-
ся по двухступенчатой схеме — перед мель-
ницей в шахте с нисходящим потоком су-
шильного агента и в самой мельнице
(рис. 2-3). При наличии подсушки топлива
перед мельницей допустима начальная тем-
пература сушильного агента около 800 °C.
Температура сушильного агента при входе
в мельницу не должна быть более 400 °C.
Размол топлива в этих мельницах происхо-
дит в результате ударного действия’’Массив-
ных лопастей крыльчатки, при вращении
которой создается напор для внешней сети
-1000—1400 Па (100—140 кгс/м2).
Этот напор достаточен для преодоления
сопротивления .пылевоздушного тракта от
мельницы до горелок и самих горелок.
Смазка подшипников мельниц—.принуди-
тельная от общей маслоустановки,! постав-
ляемой комплектно с мельницами. Одна
маслоустановка обслуживает 3—4 .мельни-
цы-вентилятора. Мельница соединяется
Таблица 2-5
Мельницы-вентиляторы
(М-В) (ОСТ 24.035.02-74)
Тип мельницы	Напор для внешней сети, Па (мм вод. ст.)	Частота вращения, о5/мин	Мощность двигателя, кВт	Оэший габарит агрегата, м (ориентировочно)
МВ-950/210 1470*	950(97)	1470	40	3,0X2, ОХ 1,2
МВ-1100/260 1470	1335(136)	1470	75	3,5X2,2X1,5
МВ-1100/350/1470	1080(110)	1470	125	3,8X2,2X1,5
МВ-1600/400/980	1210(123)	980	200	5,0X3,2X2,3
МВ-1600/600/980	1130(115)	980	'	320	5,3X3,2X2,3
* Первая цифра — диаметр ротора, мм, вторая—ширина лопаток, мм, (третья — частота вращения, об/мин.
Примечания: I. Допустимая температура аэросмеси на входе в метьницу 400°С.
2. Смазка подшипников принудительная, охлажденным маслом, от группозой или итдизидуатьной устанозки.
3. М-В поставляются комплектно с сепараторами инерционного типа.
4. Высота мельницы указана от чистого пота без сепаратора н пылегазовоздухопроводов.
5. Производительность .мельниц приведена в табл. 2-8.
40

Рис. 2-8. Общий вид мельницы-вентилятора.
— к.рпус; 2—ротор: 3 —била; 4— инерционный сепаратор; 5 - шахта нисходящей подсушки топлива
ектродвпгателем через фрикционную
« irv с дробевым заполнением, обеспечи-
>1- тью плавный запуск мельницы. Нормы
» -_-озки мельниц-вентиляторов по числу
v тэонзводительности те же, что и для мо-
~ тновых мельниц. Удельный расход элек-
— .ааепгии на размол составляет примерно
7—10 кВт-ч/т (по сырому углю, табл. 2-8).
Валковые среднеходные
Вельиицы (ВСМ) выпускаются соглас-
г| номенклатуре, приведенной в табл. 2-6
(типоразмеры, применяемые в центральных
котельных). Мельницы предназначаются для
размола каменных углей с Кло не менее
1,15, влажностью Wp 'не более 16% и золь-
ностью Ар менее 30%. Применение их
в центральных котельных ограничивается
случаями, когда по размольным характери-
стикам углей не могут быть применены
молотковые мельницы (КЛО<1,35 при /?эо<
<20%). Мельничный агрегат состоит из
собственно мелницы с редуктором, центро-
Т а б л и ц а 2-6
Валковые среднеходные мельницы
Ха рактеристика	Тип мельниц			
	МВС-9ЭА	МБС-105А	МБС-125А	МВС-140А
Ддаметр стола, мм	900	1050	1250	1400
Лиаме тр центробежного сепаратора мм	1650	2000	2400	2800
Частота вращения стола, об мин	78,2	64,6	59,5	50,6
Мощность электродвигателя, кВт	75	125	200	320
ас гота вращения электродвигателя, £ мин	1470	985	98а	985
Минимальное расстояние между осями ведь ниц при перпендикулярном их распо- ВжеиЕШ к фронту котла, обеспечиваю- щее выем валков, мм	4000	5000	5000	6000
"нп мельничного вентилятора	ВВСМ-1у	ВВСМ-2у	ВВСМ-2у	ВВСМ-2у, ВВСМ-Зу
Производительность мельничного вен-	9000—13 000	15 000—	24 000—	36 000—
^.тс-ора, м3/ч Габаритные размеры:		22 000	34 000	52 000
дшрина, мм	2220	2550	2760	3250
длина, мм	3650	4152	4770	5265
высота, мм	3508	4230	4810	5690
Примечание. Производительность мельниц приведена в табл. 2-9.
41
1
Рис. 2-9. Схема сборки валковой среднеход-
ной мельницы.
/ — мельница; 2 — вентилятор; 3 — электропривод.
бежного сепаратора пыли, приводного элек-
тродвигателя и мельничного вентилятора,
соединенного со вторым концом вала при-
водного электродвигателя, как показано на
рис. 2-9.
Общий вид мельницы показан на
рис. 2-10.
Размол угля производится стальными
валками 4 при качении их по вращающе-
муся столу 2. Пыль, выдаваемая мельницей
через центробежный сепаратор, отсасывает-
ся мельничным вентилятором. Мельница и
сепаратор работают под разрежением, со-
здаваемым этим вентилятором. Система
смазки подшипников размольных валков —
жидкая циркуляционная от насосной уста-
новки, обслуживающей группу мельниц
в количестве 6—10 шт.: для МВС-90А и
МВС-105А—10 шт., для МВС-125А—8 шт.,
для МВС-140А — 6 шт.
Нормы установки МВ С по числу и про-
изводительности те же, что и для молотко-
вых мельниц.
При влажности сырого угля до 16%
МВС могут работать без предварительной
подсушки его. При большей влажности тре-
буется предварительная подсушка угля.
Удельный расход электроэнергии на
размол в этих мельницах составляет при-
мерно 10 кВт-ч/т (табл. 2-9). Эти мельницы
имеют провал иедомолотого угля, достигаю-
щий величины 15 кг/т (мельница ВСМ-140),
и расход металла в связи с износом зна-
чительно больше, чем у молотковых мель-
ниц.
Быстрому износу подвержен мельнич-
ный вентилятор, через который проходит
вся пыль, выдаваемая мельницей.
Питатель сырого угля для су-
хих топлив имеет дисковую конструкцию,
показанную на рис. 2-11. Топливо из бун-
кера через входной патрубок поступает на
вращающийся диск 2, с которого ножом 5
сбрасывается в выходной патрубок. Эти
питатели типа ПТ1000КЭ выпускаются про-
изводительностью от 6,4 до 64 м3/ч.
Для влажных замазывающих углей
выпускаются скребковые питатели, пока-
занные на рис. 2-12 (ГОСТ 8332-71). Топ-
ливо поступает из бункера через входной
патрубок на движущуюся ленту с планка-
ми-скребками 1, которыми перемещается
к выходному патрубку. Питатели этой кон-
струкции выпускаются двух типов [Л. 19]:
42
для углей типа СПУ с шириной корпуса
500, 700, 900 и 1100 мм производительно-
стью от 0,4 до 160 т/ч и типа СПТ для тор-
фа с шириной корпуса 700 и 1'100 мм на
производительность от 0,8 до 60 т/ч. По
длине скребковые питатели выпускаются
в нескольких модификациях {Л. 19].
Регулирование подачи в этих питателях
производится изменением скорости движе-
ния ленты, а также толщиной слоя топли-
ва, устанавливаемой положением регулято-
ра слоя (ножа). Производительность пита-
телей выбирается по номинальной произ-
водительности мельниц с коэффициентом за-
паса 1,1.
В пылеустановках с прямым вдувани-
ем привод питателей сырого угля должен
обеспечивать плавное регулирование их
(электродвигатель постоянного тока).
Конструкция питателей сырого угля
к мельницам, работающим под поддувом.
(ВыхоВ
угольной пыли
Рис. 2-10. Общий вид валковой среднеход
ной мельницы.
/ — редуктор с электродвигателем; 2 — враща
щийся стол; 3 — корпус мельницы; 4 — размол-
ные валки; 5 — центробежный сепаратор; 6 — пр.-
жиниые опоры валков.
1530
Рис. 2-11. Дисковый питатель сырого угля.
1 — корпус; 2 — диск; 3 — редуктор; 4 — телескопическая труба; 5 — нож.
к .а быть плотной при избыточном дав-
* не менее 5000 Па (500 кгс/м2).
производительность мель-
; т *• заданному углю (торфу),
’•(ают две производительности мель-
— тазмольную и сушильную. Рабочая
згодптельность мельницы при сухих и
.♦ых топливах ограничивается размоль-
пт’озззодительностью, при мягких и
влажных углях размольная производитель-
ность обычно превышает сушильную.
В предварительных проектных разра-
ботках производительность мельниц прини-
мается по данным {Л. 17], приведенным
в табл. 2-7—2-9.
Конструктивные требования к пыле-
приготовительным установкам. Пылесисте-
мы котельных агрегатов располагаются пе-
4Э
Таблица 2-7
Номинальная производительность молотковых мельниц, Т/Ч, и удельный расход электроэнергии на размол, кВт ч т
Марка угля	.U7P, %	с> ч“ Е	ВТН \по	%	Тип сепа- ратора	Типы тангенциальных мельииц, ММТ						Типы аксиальных мельниц, ММА^					
						1000/470/980*	086/OIZ/OOOI	086/096/0001	1300/1310/735	13J0/2033/735	1500/1910/735	1000/350/980	1000/470/980	086/OIZ/OC01	13 >0/950/735	1500/1190/735	1500/1670/735
Подмосковный, Б2	33	14	17	55	Ииерциои-	3,3**	5,0	6,6	10,8	16,7	23,4	2,7	3,5	5,2	8,1	14,5	20,4
					ный	4,1	4,0	4,1	5,0	5,0	5,8	4,3	4,3	4,2	5,1	5,9	5,9
												2,1	2,8	4,2	6,1	11,0	15,4
					Шахтный	—	—	—	—	—	—	5,5	5,4	5,2	6,4	7,4	7,4
								5,7	8,6	13,4	19,7	2,3	3,0	4,5	6,6	12,2	17,1
Челябинский, БЗ	16,5	10	1,32	55	Ииерциои ный	6,0	5,9		3\8	~7?8	8,7	6,3	6,3	6,1	7,8	Те	8,8
						3 4		6,8	10 8	16,7	23,6	2,7	3,6	5,3	8,2	14,6	20,6
Назаротский, Б2	39	If)	1,1	60	Инерцион- ный	4ТГ		"гГо		"б^	7.3	5.4	5,4	5,2	6,3	7,3	7,3
						1 9	2^0	3,9	6,0	9,4	13,4	1.6	2,0	3,0	4,6	8,3	11,7
Львовско-Волынский, Г	10	2	1 ,2	32	Центро- бежный	8Т	“о	"8J	ТЦ2		12,8	9,1	9,4	9,2	11,2	12,9	12,8
						1,8	2,7	3,7	к г.	8,5	12,6	1.5	1,9	2,9	4,1	7,8	11 (J
Экибастузскнй, СС	8	2	1 ,35	20	Цонтро- б.’ЖНЫЙ	8Д<"		8,7	Пр	11,7	13,0	9.1	9,4	9,0	12,0	13,1	
						4	6,1	8,2	16,4	25.5	31,5	3,2	4,3	6,4	12,3	19,6	27,6
Фрезторф	50	37	—	—	Шахтный	4.2	7~г	4,1	3,9	3,9	5,2	4,6	4,4	4,3	4,0	5,2	5,2
* Первая цифра —диаметр ротора, мм,			вторая -	1ПИРИ1Н	ротора, мм,	третья —	нас тога	вращения. об/мин.									
** Числитель—производитель {ость мельницы, знаменатель — расход эисктроэнергип.																	
					Таблица 2-8										Таблица 2-S		
Номинальная производительность мельниц-вентиляторов
(по сырому углю), т ч, и общий удельный расход
электроэнергии на размол, кВт-ч/т
Номинальная производительность, т'ч, и удельный
расход электроэнергии на размол, кВТ'Ч т, в
срздниходных мельницах МВС
Марка угля	WP, %	Е is	Р о	$£)0> %	Типоразмеры мельниц МН				
					950/210/1470	1100/260/1470	1100/350/1470 J	1690/400/980	086/0(9'0091
					3,6*	5,2	7,2	И,8	17,2
Башкирский	56,5	16,5	1,7	60	6,4	9,2	8,5	9,8	9,0
Рет тихо в - ский	44,5	10	1,0	60	3,3 7,0	4,8 10,2	7,2 8,7	10,0 ТО	16.6 9,1
* Числитель—производительность, знаменатель—расход электроэнергии.
					ТиПораз меры мелi ииц			
Марка угля	ИГР, %	.а	вти ло	RqOi %			1Л	о
		Е ь			О со	0 СО £	й S	fc %
Кузнецкий, 2СС	Г)	1 ,0	1,5	18	4,7- 9,8	7,1 ’ 97	12,0 9.4	16,7 9.3
Черемховский, Д	12	3	1,3	32	4,8 9,2	7,7 9,0	13,0 8,7	18 8,6
* В чнс л и те л е — прои з водительность, н знаменателе—расход электроэнергии.
Вход
топлива
Вы.тпВ топлива
Рис. 2-12. Скребковый питатель сырого угля.
1 — цепь со скребками; 2 — звездочка; 3 — нож, регулирующий толщину слоя топлива.
дед фронтом котла, что позволяет до ми-
1мума сократить протяженность тракта
сырого угля и пылепроводов и способству-
ет надежности и безопасности эксплуата-
111 пылесистемы.
Суммарная емкость бункеров сырого
угля должна обеспечивать работу котло-
агрегата с поминальной нагрузкой в тече-
ние следующего времени:
Сжигаемое топливо	Количество
часов
Каменные угли .......	8
эурые угли............................ 5
тдрф.................................. 3
Насыпную массу угля в среднем можно
принимать (т/м3): бурый уголь—0,78;
каменный уголь — 0,88; антрацит — 0,95;
фрезерный торф — 0,3. Заполнение бункера
принимается равным 80—85% в зависимо-
сти от геометрических размеров его и спо-
соба наполнения.
Мельницы устанавливаются на нулевой
отметке, в пролете бункерной этажерки или
котельной перед фронтом котла и должны
обслуживаться местными грузоподъемными
механизмами, автомашинами или автокара-
ми. При компоновке мельниц должны вы-
держиваться расстояния между осями, ука-
занные .в табл. 2-4—2-6, обеспечивающие
эемонт мельниц. Питатели сырого угля и
подбункера для них располагаются в про-
тете бункерной этажерки, на основной от-
метке обслуживания котельного агрегата.
К подбункерам по всей длине бункерной
этажерки должна сооружаться площадка
для обслуживания их с входом в двух-
трех местах. Верхняя часть бункерной эта-
жерки над бункерами является бункерной
галереей, где размещаются ленточные
транспортеры, подающие топливо в бун-
кера.
Сырой уголь, в особенности бурый, име-
ет склонность к налипанию, затрудняющую
прохождение его по тракту сырого угля
из бункеров к мельницам. Застревание сы-
рого топлива в бункерах происходит
вследствие налипания его в углах и обра-
зования сводов. Понижение подвижности
сырого угля находится в прямой зависимо-
сти от его влажности, содержания золы и
глины. Влажность в свою очередь зависит
от содержания мелочи в угле. С увеличе-
нием содержания мелочи влагоемкость угля
повышается и ухудшается подвижность его
в бункерах и течках. Первым требованием,
выполнение которого обязательно при про-
ектировании пылеприготовительных устано-
вок, является соблюдение следующих усло-
вий при конструировании угольных бунке-
ров и течек сырого угля: пространственные
углы наклона стенок бункеров, пересыпных
рукавов и течек должны быть ,не менее 60°
для угля и 65° для торфа (ОРГРЭС реко-
мендует .в торфяных бункерах принимать
эти углы .равными 70—80°); на внутренних
поверхностях бункеров и течек не должно
быть неровностей и выступов; проходные
сечения для угля в любом направлении же-
лательно иметь с поперечными размерами
не менее 1 м [для котлов ~70 МВт
(60 Гкал/ч) и выше это требование обя-
зательно]; внутренние углы бункеров долж-
ны округляться; железобетонные бункера
с внутренней стороны должны железниться;
под основными бункерами, над течками, со-
единяющими бункер с питателями сырого
угля, желательно сооружение подбуикеров,
45
обеспечивающих доступ к потоку угля через
соответствующие люки. В тех случаях, ког-
да сыпучие качества сжигаемого угля тако-
вы, что нормальное прохождение его не
обеспечивается выполнением вышеуказан-
ных правил, должны применяться механиче-
ские средства, улучшающие подвижность
угля: электромеханические вибраторы, пнев-
мообрушители и др.
В результате прохождения процессов
сушки сушильный агент, транспортирующий
пыль, насыщается парами воды, которые
могут конденсироваться на металлических
стенках пылепроводов, если температура
их будет ниже точки росы. При этом будут
происходить налипание пыли на стенки и
нарушение прохождения пыли по тракту.
Для защиты от этого явления все обору-
дование систем пылеприготовления и пыле-
проводы, начиная от мельницы .включитель-
но до горелок, покрываются слоем изоля-
ции. При конструировании систем пылепри-
готовления необходимо учитывать увеличе-
ние габаритных размеров оборудования и
дополнительные нагрузки за счет изоляции.
Тепловая изоляция оборудования и пыле-
проводов нужна также по соображениям
уменьшения тепловых потерь котельного
агрегата и улучшения пылесжигания. При
температуре окружающей среды +25 СС
температура на поверхности должна быть
не выше:
Температура
Температура внутренней среды	поверхности
До 500 °C......................... +45°С
От 500 до 650°С................... +48’С
Изоляционные материалы и размеры
изоляционных конструкций принимаются иа
основании соответствующих расчетов и норм
Все твердые топлива, за исключением
антрацитов и тощих углей, являются взры-
воопасными. Пыль их при определенных
концентрациях в воздушной среде имеет
взрывные свойства. Причиной взрыва пыли
может быть искра или повышение темпера-
туры пыли выше определенных пределов.
При взрывах пыли в оборудовании и пыле-
проводах возникают избыточные давления
0,1—0,35 МПа (1—3,5 кгс/см2), которые
могут разрушить оборудование и причи-
нить тяжелые травмы обслуживающему
персоналу. Для защиты пылесистем от
взрывов применяются защитные устрой-
ства— взрывные клапаны, предохраняющие
их от возникновения опасных избыточных
давлений, а также ряд эксплуатационных
мероприятий, имеющих целью предупреж-
дение возникновения очагов самовозгорания
пыли. Места установки взрывных клапанов
в пылесистемах указаны в нормах {Л. 21].
Предохранительные клапаны в установ-
ках с прямым вдуванием должны устанав-
ливаться:
а)	на воздухопроводе (газопроводе) —
один или два клапана непосредственно
у входного патрубка мельницы;
46
б)	при установке центробежного сепа
ратора—не менее двух клапанов для от
вода взрывных газов из внутреннего кону
са и не менее двух — для отвода взрывны;
газов из наружного конуса;
в)	при установке инерционного сепара
тора — не менее одного на выходном пат.
рубке сепаратора;
г)	при установке гравитационны,
шахт — один или два клапана па шахт»
Длина патрубков от шахты до предохрани
тельных клапанов должна быть не мене|
полутора диаметров патрубка.
Общее сечение клапанов, устанавливав
мых на воздухопроводе до мельницы, и1
сепараторе или за ним, включая свободна
сечение для выхода газов в топку черд
горелочные устройства (при длине пылд
провода до горелки менее 10 его диамет-
ров), должно составлять 0,04 м2 на 1 м1
объема мельницы и сепаратора (шахты).
Пылепроводы должны выполняться так
чтобы исключалась возможность отложени!
пыли и образования очагов ее самовозгсь
рания. Все участки пылепроводов должн,
быть гладкими, ие иметь выступающих ча
стей и быть доступными для осмотра i
очистки. Пылепроводы должны иметь таки
размеры, чтобы скорость пылевоздушно
смеси в них при любых режимах систем,
была бы ,не ниже допустимой по услови.,1
отложения пыли {Л. 17]. Для тушения оча
гов тления и возгорания пыли в питатеги
сырого угля и мельницы для взрывоопас
ных углей должен быть подведен пар. К mw
лотковым мельницам в местах подвода су
шильного агента должна быть подведен;
вода. В установках, размалывающих бурч!
уголь или фрезторф, вода подводится, кро
ме того, в сепаратор или шахту. Требова-
ния, предъявляемые к пылесистемам в отн -
шении их взрывобезопасности и надежно-
сти, изложены в «Правилах 'взрывобезопас
ности пылесистем» [Л. 21], которые должн-
строго соблюдаться как при проектировант
пылеприготовительных установок, так и пр,
их эксплуатации.
Пылеприготовительные установки
мельницами-вентиляторами и среднеходны
ми мельницами оборудуются станциям!
централизованной смазки, которые требую,
соответствующего места, что нужно учиты
вать при компоновке вспомогательного обо
рудования котельных. В компоновках такж,
надо предусматривать возможность выем:
роторов мельниц, не занимать необходимы
для этого пространства другим оборудовл
нием и пылепроводами. Должен обеспечи-
ваться доступ к оборудованию при его ре
монтах и при необходимости демонтаж]
вспомогательного оборудования. Фундамен
ты под .мельницы и другое оборудовали,
должны проектироваться на основании спе
циальных заданий поста!вщиков оборудова.
ния.
Во всех пылесистемах в большей ИЛ!
меньшей мере имеет место проникновени,
пыли в помещение котельной, где она от
лагается на строительных конструкциях и
площадках обслуживания. Эти отложения
пыли могут быть причиной возникновения
пожаров и взрывов, а поэтому в проектах
котельных с пылеугольными котлами долж-
ны предусматриваться специальные уста-
новки для пневматической уборки пыли или
в крайнем случае — устройства, обеспечи-
вающие организацию мокрой уборки пыли.
Рекомендуется применять решетчатые кон-
струкции площадок и лестниц на котлах.
Современные котельные агрегаты не мо-
гу т эксплуатироваться без автоматизации
управления процессами горения, в частности
подачи топлива. Поэтому пылесистемы ко-
тельных агрегатов наряду с другим вспомо-
гательным оборудованием котельной авто-
матизируются. Безопасность и надежность
их работы обеспечиваются соответствующи-
ми блокировками и технологическими защи-
тами, предупреждающими развитие режи-
мов, опасных для эксплуатации.
В заключение рассмотрим пример выбо-
ра схемы и оборудования пылесистемы
к котельному агрегату центральной котель-
ной.
Пример. Выбрать принципиальную
схему и основное оборудование пылепри-
готовительной установки к водогрейному
пылеугольному котлу теплопроизводитель-
ностью 116 Мвт (100 Гкал/ч) типа
КВТК-ЮО, устанавливаемому в централь-
ной котельной.
Исходные данные:
Топливо — назаровский бурый уголь
марки Б2.
Характеристика угля дана в табл. 2-2,
<2рн= 13,05 МДж/кг (3110 ккал/кг).
В этой же таблице указан рекомен-
дуемый тип мельниц — молотковые.
По формуле (2-2) подсчитываем номи-
нальный расход топлива котлом, принимая
к. п. д. котлоагрегата 87%, согласно дан-
ным рекомендациям--
D . 3,6.10=Qli K 360-116-lOel
4-J СМк.а ~ 13,05-Юе.87 ~ 37 т/ч‘
Котел КВТК-ЮО оборудован пылеуголь-
ными горелками турбулентного типа, по-
этому устанавливаемые молотковые мель-
ницы должны быть оборудованы механи-
ческими сепараторами. Согласно табл. 2-7
при размоле назаровского бурого угля реко-
мендуется установка инерционных сепара-
торов. К осуществлению принимается схе-
ма пылеприготовления с прямым вдуванием
согласно рис. 2-2.
Размол требуемого количества угля
(37 т/ч) может быть обеспечен двумя мель-
ницами.
Согласно нормам [Л. 17] при установке
двух .мельниц на котел нормальная произ-
водительность каждой мельницы должна
быть равна 60% номинального расхода
угля, т. е. в данном случае
0,6-37=22 т/ч.
По табл. 2-7 ближайшей соответствую-
щей эгим условиям является тангенциаль-
ная молотковая мельница типа
ММТ-1500/19Ю/735 производительностью по
назаровскому углю 23,6 т/ч, которую и при-
нимаем к установке (2 шт.). Согласно
табл. 2-4 мощность электродвигателя мель-
ницы составляет 320 кВт и частота враще-
ния 735 об/мин; к мельницам должны быть
поставлены инерционные сепараторы типа
СММТ-1500/191ОМ (табл. 2-41
Для подачи в мельницы сырого угля
должны быть установлены питатели типа
СПУ (2 шт.). Согласно нормам [Л. 17]про-
изводительность питания выбирается по но-
минальной производительности мельницы
с запасом в 10%, т. е. в данном случае она
должна быть 'равна 1,1-23,6=26 т/ч.
По технической характеристике питате-
лей угля СПУ, приведенной в каталоге пы-
леприготовигельного оборудования [Л. 19],
подбираем нужный питатель типа
СПУ-700/1680, обеспечивающий подачу угля
в количестве от 3,2 до 34 т/ч.
Для привода питателя должен быть
установлен электродвигатель постоянного
тока мощностью 3,4 кВт на 1500 об/‘мин.
Длина питателя (расстояние между
осями валов), равная 1680 мм, принята по
соображениям компоновки пылеприготови-
тельной установки.
В тех случаях, когда в табл. 2-7—2-9
пет данных по номинальной производитель-
ности мельниц на заданном топливе, в пред-
варительных проектных проработках ее
можно определять по аналогии с другими
марками углей, близкими по показателям
WP, Кпо и J?so к заданному топливу. Эти
показатели приведены в табл. 2-2. Если
указанные показатели заданного топлива
резко отличаются от всех топлив, приведен-
ных в табл. 2-7—2-9, то производительность
мельниц на заданном топливе должна опре-
деляться расчетом согласно указаниям
в [Л. 17].
Подготовка мазута. Котельные
установки, работающие на жидком
топливе, получают в основном мазут
марки 100, который согласно ГОСТ
10585-63 характеризуется следую-
щими средними параметрами:
Вязкость условная при 80вС, °УВ,
не более........................15,5
Зольность на сухую массу Лс, %,
не более........................0,15
Содержание воды, %, при разогреве
острым паром при сливе, не более 5,0
Содержание серы, %, не более:
Малосернистый.................0,5
Высокосернистый .............3,5
Температура застывания, °C, не вы-
ше .............................. 25
Плотность при 20°С, г/см3, не более 1,015
47
Степень текучести жидкого топ-
лива характеризуется его вязко-
стью. Она измеряется специальным
прибором — вискозиметром [Л. 23].
Сравнивают время истечения из
вискозиметра 200 см3 мазута, на-
гретого до 50°С, с временем исте-
чения такого же количества ди-
стиллированной воды при 20°С.
Если на истечение мазута затрачи-
вается времени, предположим,
в 40 раз больше, чем на истечение
воды, то говорят, что вязкость ма-
зута при температуре 50°С равна
40 град условной вязкости (сокра-
щенно указывается ВУзо=4О°УВ).
Для высоковязких мазутов, не
обладающих при 50°С достаточной
текучестью, вязкость определяется
при 80°С.
Элементарный состав и тепло-
творная способность рабочего топ-
лива (средние значения содержания
влаги и серы) приведены в табл. 2-2.
В большинстве случаев котель-
ные установки снабжаются мазутом
со значительным содержанием се-
ры, даже превышающим предель-
ную величину по ГОСТ, равную
3,5% [Л. 16].
Подготовка мазута для сжига-
ния в топках паровых и водогрей-
Рис. 2-13. Номограмма для определения подогрева мазута из условия нормальной работы
форсунок (по ВТИ).
Мазут — ГОСТ 10585-63. ПФ', ВВФ', ВКФ', МФ' — предельная вязкость для паровых, воздушно-вентиля-
торных, воздушных компрессорных, механических центробежных форсунок: ПФ", ВВФ", ВКФ", МФ" — ре-
комендуемая вязкость для тех же случаев; М-40, М-100, М-260, Ф-5, Ф-12 — марки топочного и флот-
ского мазута.
4:8
ых котлов заключается в подогреве
его до температуры, обеспечива-
ющей тонкое распиливание в фор-
сунках (снижение вязкости), созда-
нии напора, необходимого для по-
крытия гидравлических сопротивле-
ний форсунок и мазутопроводов, и
а обработке мазутов специальными
-эчсадками, снижающими загряз-
нение и коррозионное разрушение
поверхностей нагрева котлов.
Паровые мазутные или гаэома-
зутные котлы, используемые в цен-
тра тьных котельных установках
дэоизводительностью 50 и 75 т/ч,
борудуются форсунками механиче-
ского распыливания мазута.
Водогрейные газомазутные кот-
лы башенной конструкции также
эорудованы форсунками механиче-
- эго распыливания. Водогрейные
^зомазутные котлы новой унифн-
чрованной серии оборудуются ро-
тащюнными газомазутиыми горел-
I ами.
Подогрев мазута. По данным
Всесоюзного теплотехнического ин-
. титута, для нормальной работы
азутных форсунок требуется сни-
сение вязкости мазута перед ними
до значений, указанных в графике
рис. 2-13, что достигается подо-
гревом мазута до температур, при-
еденных на этом графике. Ротаци-
тные газомазутные горелки типа
ГМГ-30 допускают работу при
гхзкости мазута, равной 6°УВ.
Требуемый подогрев мазута пе-
~«д форсунками различных типов
рязеден также в табл. 2-10
Л. 23].
Подогрев мазута осуществляется
паромазутных подогревателях,
станавливаемых в мазутонасосной
хозяйства жидкого топлива.
Создание необходимого напора
чазута. Для механических форсу-
ек. устанавливаемых на паровых
отлах среднего и низкого давле-
1Я. напор мазута перед ними дол-
-еч быть ~2,5 МПа (25 кгс/см2).
Ротационные форсунки, устанавли-
ваемые на водогрейных котлах но-
н серии, работают с давлением
4—533
Таблица 2-10'
Температура разогрева мазута °
разных марок перед форсунками, °C
Тип форсунок	Марка мазута		
	49	10Э	200
Механического и паро- механического распылива- ния	100	120	130
Механического распи- ливания, ротационные	85	105	110
Воздушного распылива- ния, низконапорные	90	ПО	115
Парового или воздуш- ного распыливания, высо- конапорные	85	105	110
При м еча ни я: 1. Для мазуга марок 4-0 и 100*
перед ротационными форсунками допускветсл ежгке-
ние температуры разогрева мазута до 60°С.
2. При обработке мазута жидкими присадками
температура разогрева его должна быть не ниже 110°С,
3. В случае использования смеси мазута разных
марок температура разогрева принимается по наиболее
тяжелрму мазуту.
мазута только ~0,2 МПа
(2 кгс/см2). Гидравлическое сопро-
тивление мазутопроводов зависит от
протяженности мазутопроводов и
определяется расчетом [Л. 24].
Нужный напор мазута создается
специальными насосами, устанавли-
ваемыми в мазутонасосной хозяйст-
ва жидкого топлива.
В том случае, когда в котельной
устанавливаются котлы с механи-
ческими форсунками и ротационны-
ми форсунками, напор мазута опре-
деляется механическими форсунка-
ми, а перед ротационными форсун-
ками его снижают с помощью регу-
лирующих дроссельных клапанов,
включаемых по схеме показанной
на рис. 2-14.
В качестве регулятора давления
перед группой водогрейных котлов
устанавливается игольчатый регули-
рующий клапан БКЗ типа 9с-3-3-1,
£>у50, ру64 с шпинделем № 4.
Жидкие присадки в мазуте. Вы-
соковязкие и высокосернистые ма-
зуты (марки 100) отличаются высо-
ким содержанием смолистых и
сернистых соединений. Сжигание1
таких мазутов в топках котлов со-*
49
Рис. 2-14. Схема подачи мазута в котельную с паровыми и водогрейными котлами, обору-
дованными механическими и ротационными форсунками.
Л—водогрейные котлы с ротационными мазутными горелками; Б — паровые котлы с механическими
форсунками.
провождается интенсивным образо-
ванием отложений на поверхностях
нагрева, коррозией газового тракта
и хвостовых частей котла, а также
образованием осадков в топливных
емкостях мазутохозяйств. Элемен-
том, вызывающим низкотемпера-
турную коррозию хвостовых по-
верхностей нагрева, является сер-
ный ангидрид SO3. В среде продук-
тов сгорания сернистого топлива,
содержащей свободный кислород О2
(избыток воздуха), протекает реак-
ция 2SO2+O2=2SOs; входя в соеди-
нение с парами воды, всегда при-
сутствующими в продуктах сгора-
ния топлива, SO3 образует пары
серной кислоты (2SO3+2H2O =
=2H2SC>4), точка росы которых
значительно выше точки росы чи-
стых водяных паров в продуктах
сгорания топлива (~6О°С).
50
В результате,точка росы газов,
протекающих по газоходам котлов,
повышается до 120—140°С в зави-
симости от концентрации в них SO3.
При достижении поверхностями на-
грева или газами температуры точ-
ки росы начинается конденсация
H2SO4, конденсат разъедает металл,
образует плотные золовые отложе-
ния, трудноудаляемые с поверхно-
стей нагрева, и является причиной
снижения теплопроизводительности
котлов и сокращения срока их экс-
плуатации.
Наиболее эффективным средст-
вом защиты котлов, работающих на
высокосернистых мазутах, является
эксплуатация их с малыми избыт-
ками воздуха (не более 2—3%).
При этом не происходит значитель-
ного образования SO3 и H2SO4, точ-
ка росы продуктов сгорания топли-
ва в основном определяется содер-
жанием в них водяных паров и при-
ближается к /«50°С.
Однако устойчивое и длительное
осуществление такого режима вкот-
лах рассматриваемого профиля
в настоящее время практически
еще не достижимо. Мазутные фор-
сунки обеспечивают полноценное
сжигание мазута лишь при избыт-
ках воздуха, значительно превыша-
ющих оптимальные (а= 1,1 1,15).
Ограждающие конструкции котлов
не обладают высокой плотностью,
чем объясняются присосы воздуха
в котел, работающий под разреже-
нием (в топках а—1,1 -=-1,15, за
котлом а«’1,24 и более).
В результате имеют место серни-
стая коррозия и другие указанные
выше явления.
В настоящее время котлострои-
тельная промышленность подготав-
ливает к серийному выпуску газо-
плотные паровые и водогрейные
газомазутные котлы для работы под
наддувом (§ 3-3). Работа кот-
лов под наддувом, т. е. с избыточ-
ным давлением в газовом тракте
котлоагрегата, исключает присосы
воздуха через ограждающие конст-
рукции, а следовательно, будет
улучшать условия работы котло-
агрегатов в отношении коррозион-
ных процессов.
Другим средством защиты от
низкотемпературной сернистой кор-
розии является обработка мазута
жидкими присадками.
В настоящее время в Советском
Союзе используется жидкая при-
садка ВНИИНП-106, которая пред-
ставляет собой раствор алкилфено-
лятов железа и кубовых остатков
от ректификации пиридиновых
оснований в каменноугольных мас-
лах следующего состава: каменно-
угольное -масло — 50%, кубовые
остатки от ректификации пиридино-
вых оснований — 25%, алкилфено-
ляты железа — 25%.
Внедряется также водораствори-
мая присадка, разработанная ВТИ,
типа ВТИ-4ст, представляющая со-
4*
бой соединения магния MgCbT-
+Mg(OH)Cl, которая на испытани-
ях показала высокие коррозионно-
защитные свойства и значительное
снижение стоимости производства.
Как показал опыт использования
этой присадки, она эффективно за-
щищает высокотемпературные зоны
котлоагрегата от ванадиевой корро-
зии, а также существенно снижает
скорость и величину низкотемпера-
турной коррозии хвостовых поверх-
ностей нагрева котлоагрегатов за
счет частичного связывания серы
с магнием (образования сернистого
магния MgSO4), что понижает точ-
ку росы уходящих газов и, следо-
вательно, уменьшает сернистую
коррозию поверхностей нагрева
котлов.
Присадка ВТИ-4ст дает рыхлые
отложения, легко удаляемые сухой
обдувкой. Увеличивается время экс-
плуатации котла.
Применение присадок к котель-
ным топливам получило широкое
распространение также в США,
ФРГ и других странах.
В проектах мазутных хозяйств
котельных ввод в мазут присадки
ВНИИНП-106 предусматривается
при возможности слива ее в прием-
ные емкости по схеме, показанной
на рис. 2-15.
Жидкая присадка ВНИИНП-106
дозируется в сливаемый мазут из
расчета 2 кг на 1 т мазута. При-
садка подается во всас насосов,
перекачивающих мазут из прием-
ной емкости в мазутохранилища.
Каждый перекачивающий насос
имеет сблокированный с ним насос-
дозатор, чем обеспечиваются посто-
янство и непрерывность дозировки
присадки в мазут.
Для слива присадки из железно-
дорожных цистерн в приемные ем-
кости при низких температурах на-
ружного воздуха ее разогревают до
температуры не более 20—30°С
с помощью змеевика, обогреваемо-
го паром, который опускают в гор-
ловину цистерны, либо за счет цир-
куляции части подогретой присад-
51
Рис. 2-15. Схема установки для приема и
ввода жидкой присадки ВНИИНП-106
в мазут.
1 — емкость для хранения жидкой присадки; 2 —
иасос-дозатор присадки; 3 — рециркуляционный
«насос присадки; 4 — иасос подачи мазута на
склад: 5 — насос откачки присадки из железнодо-
рожной цистерны; 6 — подогреватель присадки;
7 — промежуточная емкость; 8 — железнодорожная
цистерна с присадкой; 9 — железнодорожная ци-
стерна с мазутом; Пр — присадка; М — мазут.
ки (рис. 2-15). Температура пара
должна быть не выше 150°С.
Жидкая присадка ВНИИНП-106
токсична и огнеопасна, поэтому
слив ее из цистерн в приемную
емкость должен производиться че-
рез специальное герметизирующее
устройство.
Подогрев присадки перед пода-
чей в мазутопроводы также не дол-
жен превышать 30°С. Температура
хранения мазута, обработанного
жидкой присадкой ВНИИНП-106,
должна быть не выше 80—90°С.
Емкости для хранения жидкой при-
садки выбираются из расчета 15-
суточного запаса ее. Производи-
тельность насосов-дозаторов долж-
на соответствовать нормативному
времени слива мазута.
Присадка ВТИ-4ст поступает
к потребителю в сухом виде (поро-
шок серого цвета). Перед употреб-
52
лением присадка растворяется в те-
плой воде до концентрации 10%,
подогревается до 80°С змеевиковым
подогревателем и с помощью насо-
сов-дозаторов дозируется в мазут,
подаваемый в котельную. Принци-
пиальная схема ввода присадки
ВТИ-4ст представлена на рис. 2-16.
Присадку ВТИ-4ст следует дозиро-
вать в количестве от 0,3 до 0,8 кг
на 1 т мазута.
Опыт работы котельных устано-
вок, использующих присадки, пока-
зывает, что они дают должный эф-
фект при непрерывности ввода их
в мазут, что необходимо учитывать
в эксплуатации котельных.
Подготовка газа. Транспорт газа
от места его добычи до потребите-
лей осуществляется по магистраль-
ным газопроводам, давление газа
в которых определяется сопротивле-
нием газопроводов, зависящим
в основном от протяженности газо-
провода. В распределительных газо-
проводах, к которым подключаются
отдельные потребители, давление
составляет ~0,4—0,6 МПа (3—
6 кгс/см2). С таким давлением газ
не может быть подан к горелочным
устройствам котлов. Поэтому тре-
буется снижение его давления, что
и является единственной подготов-
кой его к сжиганию.
Горелочные устройства паровых
и водогрейных котлов, устанавли-
Рис. 2-16. Схема ввода раствора присадки
ВТИ-4ст.
1 — растворный узел; 2— перекачивающий иасос;
3 — расходный бак; 4 — иасос-дозатор; 5 — мазут-
ный насос второго подъема; А — мазут от насосов
первого подъема и подогревателей мазута; Б —
в котельную.
аемых в центральных котельных,
ассчитаны на давление газа от 0,3
со 0,01 ат. Снижение давления газа
до требуемого осуществляется в спе-
циальных дроссельных установках
с помощью регулирующих клапа-
нов, автоматически поддерживаю-
щих заданное давление газа.
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ЦЕНТРАЛЬНЫХ КОТЕЛЬНЫХ
И ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ НИХ
3-1. КЛАССИФИКАЦИЯ ЦЕНТРАЛЬНЫХ
КОТЕЛЬНЫХ
По назначению центральные ко-
тельные для теплоснабжения про-
ышленных комплексов составляют
три основные труппы: паровые ко-
тельные, пароводогрейные и чисто
одогрейные котельные.
Первые оборудуются только па-
ровыми котлами и в основном пред-
назначаются для обеспечения паром
технологических потребителей пром-
нредприятий. Отпуск тепла системам
отопления, вентиляции и горячего
сдоснабжения производится в не-
больших 'количествах, только для
гсжд предприятий.
Котельные второй группы, назы-
аемые также смешанными, обору-
дуются паровыми и водогрейными
котлами и предназначаются для от-
пуска тепла как в 'виде пара пром-
предприятиям, так и в виде воды
с высокой температурой для отопи-
тельно-вентиляционных потребите-
лей предприятий и жилищно-ком-
мунальных секторов.
В смешанных котельных мощно-
сти паровых и водогрейных котлов
определяются соотношением тепло-
вых нагрузок по теплоносителям
<пар» и «горячая вода» (§ 1-4,
п. 3) и выбираются на основании
соответствующих технико-экономи-
ческих расчетов.
Как паровые, так и водогрейные
котлы могут быть газомазутными
или пылеугольными.
Рабочее давление пара в паро-
вых котлах обычно ~ 1,4 М.Па
(14 кгс/см2). В отдельных случаях
соответственно требованиям потре-
бителей пара или по условиям вы-
бора котлов, выпускаемых промыш-
ленностью, могут устанавливаться
котлы на. давление — 2,4 или
4,0 МПа (24 или 40 кгс/см2). Все
паровые котлы — барабанные с ес-
тественной циркуляцией и экрани-
рованными топочными камерами.
Третья группа котельных обору-
дуется водогрейными котлами. Чи-
сто водогрейные котельные в схе-
мах теплоснабжения промышлен-
ных комплексов, как правило, при-
меняются в сочетании с паровыми
и пароводогрейными котельными
для покрытия тепловых нагрузок
потребителей жилищно-коммуналь-
ного сектора, значительно удален-
ных от пароводогрейных источников
тепла.
Центральные водогрейные ко-
тельные, для которых мазут служит
основным или резервным топли-
вом, подаваемым железнодорожным
транспортом в цистернах, в своем
составе должны иметь вспомога-
тельные паровые котлы небольшой
паропроизводительности (типа
ДКВР) на давление —1,4 МПа
(14 кгс/см2) в основном для обес-
печения паром мазутного хозяйства.
При наличии в котельной таких
источников пара рекомендуется
использование их и для других соб-
ственных нужд котельной — деаэра-
ция питательной воды паровых кот-
53
лов, подогрев сырой и химочищен-
ной воды, отсос газов пароструйны-
ми эжекторами из вакуумных деаэ-
раторов подпиточной воды.
В водогрейных котельных в слу-
чаях подачи разогретого мазута
с нефтеперегонного завода (НПЗ)
по трубопроводам вспомогательные
паровые котлы не устанавливаются.
В водогрейных котельных могут
быть применены пароводогрейные
газомазутные котлы, имеющие спе-
циальные паровые контуры, обес-
печивающие котельную паром для
собственных нужд.
В настоящее время подготавли-
вается выпуск таких комбинирован-
ных котлов на базе водогрейных
котлов типа КВ-ГМ-50, КВ-ГМ-100
и КВ-ГМ-180. Принципиальная схе-
ма пароводогрейного котла показа-
на на рис. 3-1.
По паропроизводительности цен-
тральным котельным соответствуют
паровые котлы мощностью 50 т/ч и
выше. Однако в отдельных случаях
могут быть использованы также
паровые котлы низкого давления
паропроизводительностью 25 и
35 т/ч.
Наша отечественная промыш-
ленность в настоящее время выпу-
Рис. 3-1. Принципиальная схема пароводо-
грейного котла (КТК).
1 — водогрейный контур котла; 2— парогенерн-
рующий контур котла; 3— выносной циклон; 4 —
пароперегреватель; 5 — водяной экономайзер; А —
вход сетевой воды; Б — выход сетевой воды; В—
вход питательной воды парового контура;
Г — выход перегретого пара; Д — непрерывная
продувка парового контура.
скает паровые котлы низкого дав-
лепия — 1,4 и 2,4 МПа (14 и
24 кге/см2) паропроизводительно-
стью 35 и 50 т/ч на твердом топливе
и 25, 35 и 50 т/ч на мазуте или газе
и среднего давления (40 кгс/см2)
паропроизводительностью 50 и
75 т/ч. Паровые котлы большей па-
ропроизводительности (100 и
150 т/ч) лишь предполагаются
к освоению.
Водогрейные котлы, применяе-
мые в центральных котельных,
имеют мощность — 35 МВт
(30 Гкал/ч) и выше.
Серийно выпускаются нашей
промышленностью водогрейные кот-
лы теплопроизводительностью — 35,
58, 116 МВт (30, 50 и 100 Гкал/ч)
только для газомазутного топлива.
3-2. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ
ЦЕНТРАЛЬНЫХ КОТЕЛЬНЫХ
Наиболее распространенным ти-
пом центральной котельной для те-
плоснабжения комплексов промыш-
ленных предприятий является сме-
шанная пароводогрейная котельная.
Рекомендуемый вариант тепло-
вой схемы такой котельной пред-
ставлен на рис. 3-2. Котельная обо-
рудуется паровыми котлами сред-
него давления — 4,0 МПа
(40 кгс/см2) и водогрейными кот-
лами и предназначается для рабо-
ты на теплосеть с открытой схемой
горячего водоснабжения [установка
паровых котлов на давление
— 4,0 МПа (40 кгс/см2) обусловле-
на потребностью в паре повышен-
ного давления].
Паровая часть котельной. Выра-
батываемый пар в основном отпу-
скается потребителям с давлением
— 1,4 МПа (14 кгс/см2), через РОУ
/2 и частично с параметрами
свежего пара ~4,0 МПа/440°С
(40 кгс/см?/440°С). На собственные
нужды котельной, за исключением
мазутного хозяйства, используется
редуцированный пар с давлением
~0 6 МПа (6 кгс/см2). На мазутное
54
Рис. 3-2. Принципиальная тепловая схема центральной котельной смешанного типа для
открытой схемы теплоснабжения.
f—блоки паровых котлов; II— блок использования тепла непрерывной продувки паровых котлов и дре-
нажей; III — блок водопитательной установки паровых котлов и общего оборудования; IV •— блоки водо-
грейных котлов; V — блок подпитки теплосети; А, Б — пар на производство; С — производственный кон-<
денсат из блока химочистки; В — сырая исходная вода; Г — сырая вода в блок химводоочнстки; Д—
вода нз теплосети; Е— вода в теплосеть; И — сырая вода для подпитки теплосети; К — химочищенная
аода; N ~~ пар на мазутное хозяйство; Z — конденсат мазутного хозяйства из блока химочистки; О —
асхолаживающая вода; Н — дренажи паропроводов; / — паровые котельные агрегаты; 2 —калориферы
для подогрева дутьевого воздуха паровых котлов; 3 — сепараторы непрерывной продувки; 4'—тепло-
обменники непрерывной продувки; 5 — ПВП сырой воды; 6 — расширитель периодической продувки
(барботер); 7— расширитель дренажей; 8 — деаэраторы питательной воды паровых котлов атмосфер-
ные с барботажем; 9 — охладители выпара; 10—ПВП химочищеиной воды; Н—питательные электро-
насосы; 12 — РОУ; 13— баки дли сбора производственного конденсата и дренажей; 14 — перекачиваю-
щие коидеисатиые насосы; 15— подогреватель высокого давления; 16— охладитель конденсата; 17 —
ЧСВ; 18 — ПВП сырой воды для подпитки теплосети; 19 — водогрейные котлы; 20 <— рециркуляцион-
ные насосы; 21 — калориферы для подогрева дутьевого воздуха водогрейных котлов; 22 — деаэратор под-
питочной воды вакуумный с барботажем Саратовского завода; 23 — пароструйные эжекторы; 24 — про-
межуточная емкость подпиточной воды; 25— основные подпиточные насосы: 26 — ПВП подпитки: 27—
^аки-аккумуляторы подпиточной воды; 28— перегрузочные подпиточные иасосы; 29— грязевик; 30— се-
тевые насосы; 31 — летняя линия подачи воды для ГВС; 32— летняя перемычка для возврата 10% воды из
системы ГБС; 33 — регуляторы питания и продувки паровых котлов, давления и уровня в деаэраторах,
рециркуляции, отвода конденсата из ПВП и ПСВ; 34 — РУ; 35 — дроссельный клапан; 36 — коидеисато-
отводчики или регуляторы уровня конденсата.
хозяйство подается пар с давлением
~ 1,4 МПа (14 кгс/см2). Водопита-
тельная установка котельной состо-
ит из атмосферных барботажных
деаэраторов 8, охладителей выпара
деаэраторов 9, пароводяных подо-
гревателей химочищеиной воды 10
и питательных насосов 11. Установ-
ка атмосферных двухступенчатых
деаэраторов с барботажем обеспе-
чивает получение деаэрированной
питательной воды с температурой
104°С, отвечающей требованиям,
предъявляемым устанавливаемыми
• 55
котлами (ГОСТ 3619-69, тип Е).
В целях поддержания расчетно-
го режима котлов по воде преду-
смотрена непрерывная и периодиче-
ская продувка их. Тепло непрерыв-
ной продувки котлов используется
в рабочем цикле котельной с помо-
щью сепараторов 3 и охладителей
продувочной воды 4. Отсепариро-
ванный пар из сепараторов отво-
дится в деаэраторы питательной
воды, а отсепарированная проду-
вочная вода охлаждается сырой
водой в теплообменнике 4 до 50°С
и затем сбрасывается в канализа-
цию.
После подогрева в теплообмен-
нике непрерывной продувки 4 сырая
вода перед поступлением ее на хим-
очпстку догревается до 25—30°С
в пароводяном подогревателе
(ПВП) 5.
Все используемые в котельной
пароводяные подогреватели обогре-
ваются редуцированным паром
~0,6 МПа (6 кгс/см2), и конденсат
после них через регуляторы уровня
(копденсатоотводчики) выдавлива-
ется непосредственно в деаэраторы
питательной воды. Производствен-
ный конденсат поступает в проме-
жуточные баки 13 и после контроль-
ной проверки перекачивается насо-
сами 14 в деаэраторы.
В соответствии с требованиями,
связанными с установкой паровых
котлов на давление ~4,0 МПа
(40 кгс/см2) (ГОСТ 3619-69), на
липин питательной воды за пита-
тельными насосами 11 расположе-
ны подогреватели высокого давле-
ния (ПВД), обеспечивающие подо-
грев питательной воды до 145°С.
В случае установки паровых котлов
низкого давления ~1,4 МПа
(14 кгс/см2) ПВД не устанавлива-
ются.
Водогрейная часть котельной.
Водогрейные котлы 19 подогревают
воду для отопительно-вентиляцион-
ных потребителей промышленного
комплекса соответственно заданно-
му режиму работы теплосети (150—
70 или 180—70°С). Водогрейные
56
котлы работают весь отопительный
сезон, т. е. в основном режиме.
Подогреватель сетевой воды
(ПСВ) 17 работает зимой при на-
личии избытка пара или в случае
аварийной остановки водогрейного
котла. Надобность в этом ПСВ
определяется по балансу во II ре-
жиме (табл. 1-6).
К водогрейным котлам устанав-
ливаются рециркуляционные насо-
сы 20, обеспечивающие минимально
допустимую температуру воды на
входе в котел, равную 70°С при
сжигании газа или твердого топли-
ва и 110°С при сжигании высоко-
сернистого мазута [Л. 24]. Количе-
ство рециркуляции регулируется
автоматически.
Соответственно условию рабо-
ты котельной на теплосеть с откры-
тым водоразбором узел подпитки
теплосети рассчитан на подготовку
больших количеств подпиточной
воды. Для деаэрации подпиточной
воды устанавливается вакуумный
барботажный деаэратор (ДСВ)
конструкции ЦКТИ (гл. 4). Эти де-
аэраторы серийно выпускаются Са-
ратовским заводом тяжелого маши-
ностроения на производительность
400, 800 и 1200 т/ч.
Отличительной особенностью
рассматриваемой схемы узла под-
питки является отсутствие подогре-
вателей на линии химочищенной
воды к подпиточному деаэратору.
Химочищенная вода для подпит-
ки теплосетей, приготавливаемая
в Na-катионитовых или в Н—Na-
катионитовых установках, агрессив-
на, г. е. обладает разрушительными
свойствами по отношению к метал-
лу, особенно углеродистой стали.
Подогреватели на линиях этой воды
подвержены наибольшим корро-
зионным разрушениям. Поэтому
устранение их из схемы узла под-
питки теплосети следует отнести
к положительным характеристикам
рассматриваемой схемы.
Работа ДСВ без подогрева хим-
очищенной воды, поступающей
в него с температурой около 25—
30°С, возможна при условии под-
держания в нем давления
~О,О075 МПа (0,075 кгс/см2), кото-
рому соответствует температура
насыщения ~40°С. Глубокий ваку-
ум в ДСВ обеспечивается трехсту-
пенчатыми паровыми эжекторами
23, поставляемыми заводом ком-
плектно с деаэратором. В этом
режиме работы ДСВподогрев деаэ-
рируемой подпиточной воды в са-
мом деаэраторе составляет 10—
15°С, что удовлетворяет ГОСТ
16860-71 на термические деаэрато-
ры, согласно которому конструкция
ДСВ обеспечивает подогрев деаэри-
руемой воды в самом аппарате на
15—25°С. В рассматриваемой схеме
обогрев деаэратора осуществляется
ларом, поступающим в ДСВ через
автоматически регулируемый дрос-
сельный клапан с давлением за ним
-0,12 МПа (1,2 кгс/см2).
Обогрев ДСВ можно произво-
дить также горячей сетевой водой
по схеме, представленной на
рис. 3-3. В периоды, когда работают
водогрейные котлы, в ДСВ подает-
ся сетевая вода из линии после
водогрейных котлов. Когда водо-
грейные котлы не работают, для
обогрева ДСВ применяется рецир-
куляция деаэрированной подпиточ-
ной воды с подогревом ее в ПВП
37. В центральных котельных схе-
ма, представленная на рис. 3-3,
применяется в тех случаях, когда по
паровому балансу котельной имеет
место недостаток пара.
Основной поток подпиточной во-
ды, поступающий из ДСВ, имеет
температуру примерно 40°С. В ото-
пительный период, когда работают
водогрейные котлы, подпитка теп-
лосети осуществляется этой водой
без предварительного ее подогрева.
Летом, если водогрейные котлы не
работают, деаэрированная вода по-
догревается до 60—70°С в ПВП 26.
При этом конденсат ПВП также
полностью сохраняется (рис. 3-2).
В системах горячего водоснаб-
жения с открытым водоразбором
подпитка теплосети должна произ-
водиться водой питьевого качества.
Стоимость этой поды выше стоимо-
сти обычной технической воды,
используемой для выработки пара.
Поэтому в отдельных случаях цен-
тральные котельные имеют раз-
дельные водоподготовительные
установки для приготовления под-
питки в цикл котельной и для
подпиточной воды теплосети. По
глубине умягчения требования
к подпиточной воде теплосетей и
к воде, добавляемой в цикл котель-
ной, также существенно различны
[Л. 27]. Поэтому на рассматривае-
мой схеме показан самостоятель-
ный ввод и подопрев сырой воды
для приготовления подпиточной
воды теплосети (И), а также под-
вод хпмочищенной воды к подпи-
точному деаэратору.
Устанавливаемые в узле под-
питки баки-аккумуляторы 27 позво-
ляют поддерживать нагрузку узла
подпитки равномерной в течение
всего рабочего времени и равной
средней за сутки наибольшего не-
допотребления (§ 1-3). При этом
подпиточные деаэраторы, химводо-
очпетка подпиточной воды и подпи-
Рис. 3-3. Вариант схемы узла подпитки
тедлосети с обогревом ДСВ сетевой водой.
а — пар от РОУ; в — хнмочищенная вода; с.—зим-
няя линия рециркуляции сетевой воды из водо-
грейных котлов; d — летняя линия рециркуляции
подпиточной воды; 37 — ПВП на летней линии
рециркуляции подпиточной воды; е — в линию
подпитки теплосети; f, g — конденсат в деаэратор
питательной воды (остальные обозначения — по
рис. 3-2).
57
точные насосы 25 выбираются по
среднему расходу воды на ГВС,
а не .по максимальному, что суще-
ственно сокращает затраты на уста-
новку этого оборудования. Баки-
аккумуляторы должны быть надеж-
но защищены от коррозии, особен-
но при заполнении их водой с тем-
пературой 40°С.
Испытания вакуумных деаэрато-
ров показали, что деаэраторы
этой конструкции с номинальной
производительностью 400 т/ч устой-
чиво работают при нагрузке 120 т/ч.
В тех случаях, когда указанная
производительность превышает
потребный расход подпиточной
воды, следует рекомендовать при-
менение вакуумных барботажных
деаэраторов также конструкции
ЦКТИ, но вертикального типа,
схема установки которых представ-
лена на рис. 3-4 [Л. 26].
ЦКТИ разработаны конструк-
тивные чертежи этой серии деаэра-
торов на производительность от 5
до 300 т/ч, но промышленный вы-
пуск этих деаэраторов пока еще не
налажен. Поэтому изготовление их
производится в индивидуальном по-
рядке специализированными орга-
низациями.
Рис. 3-4. Вариант схемы узла подпитки теп-
лосети с вертикальным вакуумным деаэра-
тором ЦКТИ.
а — подвод греющего пара; Ь — деаэрированная
вода к подпиточным насосам; с — подпиточная
химочищениая вода; d— конденсат в деаэратор
питательной воды; 1 — вакуумный вертикальный
деаэратор ЦК.ТИ; 2— газоводяной эжектор; 3—
бак-газоотделитель; 4 — насос эжектнрующей во-
ды; 5 — ПВП хим очищенной воды; 6 — охлади-
тель выпара деаэратора (остальные обозначения
по рнс. 3-2).
Рис. 3-5. Вариант схемы узла подпитки теп-
лосети в котельной смешанного типа при
закрытой схеме теплосети.
К — химочищениая вода; Р — редуцированный
пар; 37 — атмосферный деаэратор с барботажем;
38 — охладитель выпара деаэратора; 39— ПВП
химочищеиной воды; 40 — подпиточный иасос; 41 —
редуционный клапан 0,6/0,17 МПа (6/1,7 кгс/см2);
а — в деаэратор питательной воды котлов; б —
в бак сбора конденсата; в — в линию подпитки
теплосети (остальные обозначения по рис. 3-2).
Для поддержания вакуума
в деаэраторах небольшой произво-
дительности обычно используются
газоводяные эжекторы, включаемые
по схеме замкнутого контура с цир-
куляционными насосами (рис. 3-4).
С помощью этих газоотсасывающих
установок в деаэраторе поддержи-
вается давление ^0,02—0,03 МПа
(0,2—0,3 кгс/см2), что соответствует
температуре деаэрированной воды
60—70°С.
Химочищениая вода, подаваемая
в деаэратор, предварительно долж-
на быть подогрета до 50—60°С. По-
догрев химочищеиной воды осуще-
ствляется в поверхностном парово-
дяном подогревателе, а обогрев де-
аэратора .производится непосредст-
венно паром (рис. 3-4).
Рассмотренная выше схема цен-
тральной котельной смешанного
типа, как указано выше, предназна-
чена для работы на теплосеть с от-
крытым водоразбором. В случае
работы котельной смешанного типа
на закрытую сеть, т. е. при отсутст-
58
Рис. 3-6. Принципиальная тепловая схема центральной паровой котельной.
/ — блоки паровых котлов; II—блок использования тепла непрерывной продувки котлов н дренажей;
III — блок водопитательиой установки, конденсатного хозяйства и пароснабжен ня потребителей; IV —
блок теплоснабжения потребителей и подпитки теплосети; Л—пар на производство; Б—производ-
ственный конденсат из блока химочистки; В — сырая исходная вода; Г — сырая вода в блок химводо-
очистки: Д— вода из теплосети; Е—вода'в теплосеть; К — химочищенная вода; /V —пар иа мазутное
хозяйство; Z — конденсат мазутного хозяйства из блока химочистки; О — расхолаживающая вода; Н —
дренажи паропроводов; /—паровые котельные агрегаты; 2— калориферы для подогрева дутьевого
воздуха котлов: 3—сепараторы непрерывной продувки; 4 — теплообменники непрерывной продувки; 5 —
ПВП сырой воды; 6— расширитель периодической продувки (барботер); 7 — расширитель дренажей;
I — деаэраторы питательной воды атмосферные с барботажем; 9 — охладитель выпара; 10— ПВП
химочищениой воды; // — питательные электронасосы, 12— РОУ; 13— баки для сбора производственно-
го конденсата из дренажей; 14— перекачивающие конденсатные насосы; 15—редукционный клапан к де-
аэраторам питательной воды; 16 — деаэратор подпиточной вады атмосферный с барботажем; 17 — охла-
дитель выпара; 18 — ПВП химочищеиной воды; 19— водо-вадяные теплообменники подпиточной воды;
У) — подпиточные насосы; 21 — аккумуляторные баки; 22— грязевик; 23 — сетевые насосы; 24— подогрева-
тели сетевой воды (ПСВ); 25 — охладители конденсата ПСВ; 26 — регулирующий клапан к деаэратору
-одпиточиой воды; 27 — летняя перемычка подпиточной воды; 28 — регуляторы питания и продувки
паровых котлов, давления и уровня в деаэраторах, рециркуляции, отвода конденсата нз ПВП и ПСВ.
вии непосредственного водоразбора
на горячее водоснабжение, схема
узла подпитки существенно упро-
щается, так как резко сокращается
расход подпиточной воды. В этом
случае в котельной должен быть
установлен отдельный подпиточный
деаэратор — вакуумный по схеме на
рис. 3-4, либо атмосферный барбо-
-ажный по схеме на рис. 3-5.
На рис. 3-6 представлена прин-
ципиальная тепловая схема паро-
вой .котельной, предназначаемой
в основном для централизованного
пароснабжения промпредприятий
(§ 3-1). В тепловых нагрузках та-
их котельных тепло, отпускаемое
потребителям в виде нагретой воды
для систем отопления, вентиляции
и горячего водоснабжения, состав-
ляет лишь небольшую часть общей
тепловой нагрузки.
В части производства пара и во-
допитающей установки паровых
котлов эта схема идентична рассмо-
тренной выше (рис. 3-2) и спе-
циальных пояснений не требует.
Котельная предназначается для
работы на открытые тепловые сети.
Подогрев сетевой воды осущест-
вляется в ПСВ 24, обогреваемых
паром с давлением ~0,6 МПа
(6 кгс/см2). Конденсат ПСВ охлаж-
дается сетевой водой в охладите-
лях конденсата 25 до температуры
90°С и выдавливается в деаэратор
59
питательной воды. Подпитка тепло-
сети осуществляется химочищенной
водой из отдельного деаэратора 16.
В котельных такого типа расход
подпиточной воды относительно
небольшой и деаэрация ее, как
правило, осуществляется в барбо-
тажных деаэраторах атмосферного
типа. За деаэраторами на линии
деаэрированной подпиточной воды
устанавливаются водо-водяные теп-
лообменники (ВВТ) 19, в которых
подпиточная вода охлаждается до
70°С химочищенной водой, подавае-
мой в эти деаэраторы. Охлаждение
подпиточной воды до 70° диктуется
санитарными требованиями, соглас-
но которым в летних условиях
(когда нет отопительной нагрузки)
температура подпиточной воды, по-
даваемой в теплосеть с открытым
водоразбором, не должна быть вы-
ше 75°С [Л. 9].
Атмосферные деаэраторы, рабо-
тающие при давлении ~0,12 МПа
(1,2 кгс/см2) (/Нас = 104°С), рассчи-
тываются на подогрев деаэрируе-
мой воды в самом деаэраторе от 10
до 40°С (ГОСТ 16860-71). Поэтому
химочищенная вода, подаваемая
в подпиточный деаэратор, должна
быть подогрета до 65—90°С. Ча-
стично подогрев химочищенной во-
ды, как сказано выше, осущест-
вляется в водо-водяных теплооб-
менниках 19, а остальной догрев
производится в пароводяных подо-
гревателях 18. Деаэрированная
подпиточная вода после охлажде-
ния в ВВТ 19 подается к подпиточ-
ным насосам и в баки-аккумулято-
ры. Оборудование узла подпитки
(кроме подпиточных насосов) выби-
рается по среднесуточному расходу
воды.
В паровых котельных подвод
воды для восполнения потерь в цик-
ле и в теплосети обычно произво-
дится из одного источника. При
работе котельной на теплосеть с от-
крытым водоразбором должна под-
водиться вода из питьевого водо-
провода. Умягчение воды произво-
дится совместно или раздельно в за-
60
висимости от качества исходной
воды. В случае работы котельной
на закрытую теплосеть разрешается
подпитку теплосети производить из
деаэраторов питательной воды котт
лов [Л. 29, § 7-4].
Перейдем к рассмотрению схем
следующей группы котельных уста-
новок — водогрейных котельных.
Как указано в § 3-1, централь-
ные водогрейные котельные, для
которых мазут является основным
или резервным топливом, долж-
ны оборудоваться водогрейными
котлами и вспомогательными паро-
выми котлами низкого давлейия
(ДКВР) для обеспечения паром
мазутохозяйства котельной и по
возможности других собственных
нужд.
Для таких котельных принци-
пиальная тепловая схема идентич-
на рассмотренным выше схемам
котельных смешанного типа (рис.
3-2 и 3-5), за исключением выхода,
пара на производственные нужды
(А), которого в схемах водогрейной
котельной нет.
В неотопительный период, когда
горячая вода нужна только для го-
рячего водоснабжения, водогрейные
котлы могут не работать. В этом
случае воду для ГВ С подогревают
паром в поверхностном подогрева-
теле (поз. 26 на рис. 3-2). Подогре-
ватели сетевой воды 15 (рис. 3-2)
нужны, чтобы выравнивать режим
работы вспомогательных паровых
котлов, работающих на мазутное
хозяйство с неравномерным потреб-
лением пара. Вспомогательные па-
ровые котлы значительно облегча-
ют эксплуатацию котельной, так
как создают благоприятные усло-
вия для ремонта водогрейных
котлов и вспомогательного обору-
дования котельной. В отличие от
котельных, имеющих вспомогатель-
ные паровые котлы, в чисто водо-
грейных котельных часть котлов
должна эксплуатироваться круглый
год. Ремонт их производится пооче-
редно в периоды с пониженной
тепловой нагрузкой. Деаэрация
Рис. 3-7. Принципиальная тепловая схема водогрейной котельной, предназначаемой длуг
работы на теплосеть с открытым водоразбором (основное топливо — газ).
I — блоки водогрейных котлов; II — блок общего оборудования; III — блок узла подпитки теплосети; А —
из теплосети; Б — в теплосеть; В — сырая вода; Г—в блок химводоочнстки; Д— из блока химводоочи-
стки; 1—водогрейный котел; 2 — рециркуляционный насос; 3 — калориферы для подогрева дутьевого воз-
духа; 4— водо-водяной теплообменник для подогрева сырой воды; 5 — водо-водяной теплообменник для
подогрева химочищеиной воды; 6 — насос сырой воды; 7 — сетевые насосы; 8 — грязевик; 9 — вакуумный-
вертикальный деаэратор конструкции ЦКТИ; 10— газо-водяной эжектор; 11— бак-газоотделитель; 12—
насос эжектирующей воды; 13— основные подпиточные насосы; 14 — перегрузочные подпиточные насосы;
15— б а к-аккумулятор; 16 - промежуточная емкость подпиточной воды; 17—регуляторы расхода и уровня.
тодпиточной воды в таких котель-
ных осуществляется в вакуумных
деаэраторах с эжекторным газоот-
сасывающим устройством.
На рис. 3-7 представлена прин-
ципиальная схема такой котельной,
предназначаемой для работы на
сеть с открытым водоразбором. По-
догрев сырой воды перед химводо-
очисткой и химочищеиной воды
осуществляется горячей водой, подо-
греваемой в водогрейных котлах.
Подогреватели включены в контур
рециркуляции водогрейных котлов.
Узел подпитки теплосети — обыч-
ный для схем котельных с откры-
тым водоразбором. Оборудование
узла подпитки (кроме перегрузоч-
ного подпиточного насоса и баков-
аккумуляторов) выбирается по
средней нагрузке за сутки наиболь-
шего водопотребления.
В случае работы котельной на
закрытую теплосеть узел подпитки
теплосети упрощается. Баки-акку-
муляторы 15 и перегрузочные под-
питочные насосы 14 не устанавли-
ваются. Оборудование узла под-
питки выбирается по максимально-
му расходу подпиточной воды, опре-
деляемому утечками теплосети.
Как указывалось выше, в водо-
грейных котельных, предназначае-
мых для работы на мазуте, могут
применяться комбинированные па-
роводогрейные котлы (КТК — ком-
бинированный теплофикационный
котел), конструкция которых позво-
ляет получать от них тепло не
только в виде воды высокой темпе-
ратуры, но частично и в виде 1пард
низкого давления.
Подготавливаемые к производ-
ству отечественной промыщлен-
бг
ностью такие котлы на базе серий-
но выпускаемых газомазутных во-
догрейных котлов производитель-
ностью — 58, 116 и 210 МВт (50,
100 и 180 Гкал/ч) в основном пред-
назначаются для установки на ТЭЦ
высокого давления в качестве пико-
вых источников тепла. В централь-
ных котельных крупных промыш-
ленных комплексов применение
комбинированных пароводогрейных
котлов ограничивается случаями,
когда в основном составе оборудо-
вания котельной нет паровых кот-
лов, а без пара обойтись нельзя,
что имеет место в мазутных или га-
зомазутных водогрейных котель-
ных, работающих на мазуте, по-
даваемом в котельную железнодо-
рожным транспортом и требующем
разогрева при сливе. Установка
пароводогрейных котлов в таких
котельных позволяет отказаться от
установки вспомогательных паро-
вых котлов, что сокращает капи-
тальные затраты на сооружение
Рис. 3-8. Схема установки комбинирован-
ного пароводогрейного котла (КТК) в во-
догрейной котельной.
Л — из теплосети; Б — от узла подпитки теплосе-
ти; В — в теплосеть; Г — от питательных насосов
парового контура КТК; Д — пар на собственные
нужды котельной; Е — пар на мазутное хозяйство
котельной; К. — пар к внешним потребителям; М—
непрерывная продувка парового контура КТК;
1 — водогрейный контур КТК; 2 — паровой контур
КТК; 3 — сетевой насос; 4 — грязевик; 5 — рецир-
куляционный насос; 6 — регулятор: 7 — РОУ.
€2
котельной, создает однотипность
оборудования котельной, упрощая
эксплуатацию и ремонт его- Водо-
грейные котельные с КТК позволя-
ют осуществлять также внешнее
пароснабжение расположенных по-
близости небольших потребителей,
сохраняя указанные преимущества
[Л. 30]. На рис. 3-8 показана прин-
ципиальная схема установки КТК
в водогрейной котельной. Конструк-
ция КТК рассмотрена ниже в § 3-3.
В паровых и водогрейных ко-
тельных, для которых топливом
служит природный газ (полностью
или преимущественно), для утили-
зации тепла отходящих газов и
повышения к. п. д. котельной реко-
мендуется установка за котлами
контактных газоводяных экономай-
зеров (КЭ) [Л. 31, 32].
Глубокое охлаждение топочных
газов (примерно до 40°С), получае-
мое при установке КЭ, может дать
повышение к. п. д. котельной уста-
новки на 6% и более. Окупаемость
установки контактных экономайзе-
ров составляет всего лишь несколь-
ко месяцев.
В настоящее время отечествен-
ная промышленность серийно не
выпускает контактные водяные
экономайзеры. Изготовление и
установка их производятся по
индивидуальным проектам. Боль-
шой опыт в этой области техники
накоплен Научно-исследователь-
ским институтом Санитарной тех-
ники (НИИСТ) и ГНИ «Сантех-
проект».
Примерная принципиальная схе-
ма установки контактных водяных
экономайзеров в промышленной ко-
тельной представлена на рис. 3-9.
Установки с КЭ в настоящее
время эксплуатируются во многих
промышленных котельных. Макси-
мальная тепловая производитель-
ность установленных КЭ составляет
— 5,8 МВт (5 Гкал/ч) .(установлен
за паровым котлом Б0 т/ч Роздоль-
ского горно-химического комбина-
та), однако конструкция их может
быть разработана и для котлов
Рис. 3-9. Принципиальная схема установки
контактного водяного экономайзера за па-
ровым котлом в производственно-отопи-
тельной котельной.
А — пар на производство; Б — пар на собственные
нужды котельной; В — питательная вода от пита-
тельных насосов; Г — исходная сырая вода для
подпитки теплосети или системы горячего водо-
снабжения; Д — в химводоочистку подпиточной
воды; i — паровой .котел; 2 — контактный водяной
экономайзер; 3 — РОУ (остальные обозначения по
рис. 3-1).
большей мощности, как паровых,
так и водогрейных. Технические
характеристики разработанных
контактных водяных экономайзеров
и руководящие указания по их
применению см. [Л. 31, 33].
Рассмотренные схемы различ-
ных типов промышленно-отопи-
тельных котельных составлены
исходя из принципа блочной по-
ставки и монтажа оборудования
(гл. 4). Распределение вспомога-
тельного оборудования по блокам,
показанное на схемах (например,
сетевых и подпиточных насосов),
является условным и в конкретной
ситуации может быть иным.
В настоящее время вопросы
организации блочной поставки и
монтажа котельных установок
находятся еще в стадии начальных
проработок и технико-экономиче-
ских исследований, а поэтому
окончательные типовые решения
еще не выработаны. Более подроб-
но вопросы блочной поставки обо-
рудования рассмотрены ниже
в гл. 4. Здесь следует лишь от-
метить, что в состав блоков собст-
венно котлов, кроме вспомогатель-
ного оборудования и их пароводя-
ных коммуникаций, показанных на
схемах, входит вспомогательное
оборудование, устанавливаемое на
тракте продуктов сгорания топли-
ва: дымососы, вентиляторы, золо-
уловители, газовоздухопроводы,
оборудование топливоподачи и пы-
леприготовления (для пылеуголь-
ных агрегатов) и комплектующее
котельный агрегат.
3-3. ПАРОВЫЕ И ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛЫ
ЦЕНТРАЛЬНЫХ КОТЕЛЬНЫХ
Основное оборудование цен-
тральных котельных — паровые и
водогрейные котлы — изготавлива-
ется котлостроительными заводами:
паровые котлы рассматриваемой
мощности — Белгородским котель-
ным заводом согласно ГОСТ
3619-69, водогрейные котлы — Бар-
наульским и Дорогобужским ко-
тельными заводами.
Ниже приводятся описание кон-
струкций и технические характери-
стики выпускаемых промышлен-
ностью паровых и водогрейных кот-
лов, устанавливаемых в централь-
ных котельных .(§3-1), а также
подготавливаемых к производству
в ближайшие годы, по данным
имеющейся проектной документа-
ции и заданиям на их проектирова-
ние. Технические характеристики
котлов даны в объеме, достаточном
для использования в реальных тех-
нических проектах котельных уста-
новок.
Паровые котлы. Теплотехнические и
конструктивные данные по рассматривае-
мым паровым котлам, серийно выпускаемым
промышленностью в настоящее время, при-
ведены в табл. 3-1. Описание конструкции
этих котлов, общий вид их и схемы даны
ниже. Указанный в табл. 3-1 габарит ко-
тельной ячейки обеспечивает размещение
всей конструкции парового котла и фун-
дамента под него при всех практически
возможных грунтовых условиях площадок
строительства котельных и сейсмичности до
9 баллов. Оборудование пылеприготовления
63
Таблица 3-i
Характеристика пылеугольнь1х и газомазутных паровых котлов ерзДнгго и низкого давления, выпускаемых
Белгородским котельным заводом
	Пылеугольиые котлы									Газомазутные котлы					
	БКЗ-75-39ФБ			К-50-40-1			К-50-40/14			БКЗ-75-39ГМА		ГМ-50-1		ГМ-50-14/250	
Характеристика котла при номи- нальной нагрузке								Топливо							
	Камен- ный уголь	Бурый	Фрез-	Камен- ный уголь	Бурый	Фрез-	Камен- ный уголь	Бурый	Фрез-	Мазут	При-	Мазут	Природ-	Мазут	Природный
		уголь	торф		уголь	торф		уголь	торф	М-100	газ	М-100	ный газ	М-100	газ
Паропроизводительность, т/ч Давление за главной пароза-	75	75	75	50	50	50	50	50	50	75	75	50	50	50	50
норной задвижкой, МПа	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	1,4	1 ,4	1,4	4,0	4,0	4,0	4,0	1,4	1,4
(кгс/см2)	(40)	(40)	(40)	(40)	(40)	(40)	(14)	(14)	(14)	(40)	(40)	(40)	(40)	(14)	(14)
Давление в барабане, МПа	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	1,6	1 ,6	1,6	4,4	4,4	4,4	4,4	1,6	1,6
(кгс/см2)	(44)	(44)	(44)	(44)	(44)	(44)	(16)	(Ю)	(16)	(44)	(44)	(44)	(44)	(16)	(16)
Температура пара за ГПЗ, °C	440	440	440	440	440	440	250	250	250	440	440	440	440	250	250
Температура питательной во- ды, °C	145	145	145	145	145	145	100	100	100	145	145	145	145	100	100
Температура уходящих газов /ух, °C Расчетный к. п. д. (брутто), °/о	131 89,3	140 90,3	125 86,7	150—15Е 88—91				136—151 84—91		175 90,6	127 92,4	216 88,2	188 89,6	155 91,0	126 92,0
Ориентировочный расход топ- лива, т/ч, м3/ч	10,5	16,7	22,7	7, 1	11,3	14,6	7,0	10,5	14,2	5,7	6000	3,9	4100	3,5	3700
Объем продуктов сгорания при /ух, тыс. м3/ч Размеры котельной ячейки, м:	129	’152	128	94	107	91	92	98	88	136	123	107	104	84	81
глубина по осям колонн зда- ния	24	24	24	18	18	18	18	18	18	18	18	18	18	18	18
ширина по осям колонн зда- ния ^ячейки)	12	12	1'2	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12
5-533
Пыле угольные котлы		
БКЗ-75-39ФБ	К-5П-4Р-1	|	К-50-40/14
ГМ-50-14/251)
1 одомазутлые кот.чм
БКЗ-75-ЗЭГМА | ГМ-59-1
Характеристика котла при номи- нальной нагрузке	Тот и во														
	Камен- ный уголь	Бурый уголь	Фрез- торф	Камен- ный уголь	Бурый уголь	Фрез- торф	Камен- ный уголь	Бурый уголь	Фрез- торф	Мазут М-100	При- родный газ	Мазут М-100	Природ- ный газ	Мазут М-100	Природный газ
высота (низшая допустимая отметка фермы перекры- тия здания)	26	26	26	21	21	21	21	21	21	20	20	18	18	16	16
Масса наиболее тяжелого по- ставочного блока, т	22,9	22,9	22,9	15,3	15,3	15,3	15,3	15,3	15,3	21,5	21 5	13,5	13,5	12,3	12,3
Конструктивные данные:															
Объем топочной камеры, м3		454			238			238		284			144		133
Поверхность нагрева, м2:															
лучевоспринимаюшая топки	326	296	296	—	224	—	—	224	—	211			165		158
конвективная:															
котельного пучка	—	—	—	—	—	—	—	180	—	-	—	—	—		344
фестона	—	62	—	—	22	—	—	22	—	31			22		32
пароперегревателя	720	620	520	—	314	—	—	50	—	560	380	300	165		165
водяного экономайзера	810	940	750		456		602	602	678	1070			521	1	062
воздухоподогревателя	3620	3900	4200		2473		—	2437	—	2150		1428			496
Примечания: 1. Везде указано абсолютное давление; способ сжигания
топлива—факельный; очистка от золы хвостовых конвективных поверхностей нагрева
производится дробью.
2. Температура уходящих газов, к. п. д. котла и оэъем уходящих газов приве-
дены ориентировочно для использования в технических проектах котельных. Расход
топлива котлоагрегатом и объем уходящих газов подсчитаны по следующим маркам
сжигаемого топлиаа: каменный уголь—карагандинский с QP=21,35 МДж/кг (509°
ккал/кг); бурый уголь—назаровский с QP=13,05 МДж/кг (3110 ккал/кг); торф—фре-
зерный с QP=10,02 МДж/кг (2440 ккал/кг); мазут—высокосернистый (SP.=2,8 %) с
QP=38,80 МДж/кг (9260 ккал/кг); газ—природный с QP =s 35,35 МДж/м« (8560
ккал/м’). Часовой расход газообразного топлива аадан в ма/ч при температуре
0°С и давлении —0,1 МПа (760 мм рт. ст.). Расходы топлива котлоагрегатами под-
считаны с учетом тепла, вносимого в дутьевой воздух через калориферы.
3. При установке дутьевого вентилятора в здании котельной котел БКЗ-75-39ФБ
устанавливается в котельной ячейке шириной 12 м (по осям колонн здания) при
условии смещения осей рядом стоящих котлов на 1 м в противоположные стороны.
пылеугольных котлов (углеразмольные
мельницы) и устройства для шлакоудаления
(шлаковые камеры) размещаются в преде-
лах котельной ячейки. Дымососы, золоуло-
вители и дымовые трубы с подводящими
газоходами располагаются за пределами
котельной ячейки, на открытом воздухе.
Дутьевые вентиляторы устанавливаются
из условий компоновки котлоагрегата либо
в котельной ячейке, либо на открытой пло-
щадке.
Теплотехнические и конструктивные ха-
рактеристики паровых котлов ДКВР, уста-
новка которых может потребоваться в ма-
зутных водогрейных котельных (§ 3-2), до-
статочно полно приведены в современной
технической литературе [Л. 34, 35], и по-
этому повторять их нет щеобходимости.
Следует лишь заметить, что котлы типа
ДКВР-20/13 в 1975—1976 гг. будут заменены
котлами Е-25 для сжигания каменных и
бурых углей .номинальной производительно-
стью 25 т/ч и Е-35ГМ для сжигания газа
и мазута номинальной производительностью
35 т/ч. Эти котлы могут устанавливаться
в ячейке с размерами 6X18 м. Для котлов
Е-25С сохранены те же решетки ПМЗ-ЧЦР
и ПМЗ-ЛЦР с размерами полотна 2,7 X
Х5,6 м.
Котел БКЗ-75-39ФБ. Котел блочной
конструкции предназначен для работы на
бурых, каменных углях и фрезторфе номи-
нальной производительностью 75 т/ч пара
на давление за главной парозапорной за-
движкой ~4,0 МПа (40 кгс/см2) с темпе-
ратурой перегрева 440 °C. Основные харак-
теристики котла для трех марок топлива
приведены в табл. 3-1, а общий вид кот-
ла—на рис. 3-10.
Котел с естественной циркуляцией, од-
нобарабанный, П-образяой компоновки. Ос-
новными элементами котла являются пол-
ностью экранированная топочная камера
полезной емкостью 454 м3 с холодной во-
ронкой и фестоном, образуемым из труб
заднего экрана топки, разведенными в че-
тырехрядный шахматный пучок, отде-
ляющий топочную камеру от газохода па-
Рис. 3-10. Общий вид пылеугольного котла типа БКЗ-75-39ФБ с камерной топкой для
сжигания каменного угля, оборудованной турбулентными пылеугольными горелками
а — продольный разрез; б — план колонн каркаса.
66

роперегревателя; конвективный пароперегре-
ватель вертикально-змеевикового типа,
двухсекционный с поверхностным регулято-
ром перегрева, включенным в рассечку
между секциями; конвективная шахта
(опускная), в которой располагаются двух-
секционный змеевиковый водяной эконо-
майзер кипящего типа и трехсекционный
трубчатый воздухоподогреватель, включен-
ные в рассечку. Схема испарения котла
трехступенчатая, рассчитана на питание
водой с солесодержанием до 350 мг/л.
Топочные экраны разделены на восемь
самостоятельных контуров и вместе с ба-
рабаном котла образуют циркуляционную
систему, схема которой представлена на
рис. 3-11.
В барабане имеются чистый отсек пер-
вой ступени испарения и два соленых от-
сека второй ступени испарения по торцам
барабана, оборудованные внутрмбарабанны-
Рис. 3-11. Циркуляционная схема парового
котла типа БКЗ-75-39ФБ.
/ — барабан котла; 2 — выносные циклоны (третья
ступень испарення); 3— нижние и верхние кол-
лекторы передней части боковых экранов, вклю-
ченных в первую ступень испарения; 4 — коллек-
торы средней части боковых экранов, включенных
во вторую ступень испарения; S — ннжние и верх-
ние коллекторы задней части боковых экранов,
включенных в третью ступень испарения (вынос-
ные циклоны); 6 — коллекторы фронтового экра-
на, включенного в первую ступень испарения;
7 — коллекторы заднего экрана, включенного
в первую ступень испарения; 8 — конвективный
пароперегреватель; 9 — предвключенная петля
пароперегревателя; Ю — поверхностный регулятор
перегрева; 11— промежуточные камеры паропере-
гревателя; /2 —выходная камера пароперегрева-
теля; 13— выходная камера водяного экономайзе-
ра; 14 — нижняя часть водяного экономайзера;
15 — верхняя часть водяного экономайзера.
ми циклонами. Третья стулень испарения
включает два выносных циклона диаметром
337 мм. Пар из циклонов поступает в чи-
стый отсек барабана. Фронтовой и задний
экраны включены в первую ступень испа-
рения.
Пароперегреватель—конвективный, вер-
тикальный с коридорным расположением
труб диаметром 38 мм, выполнен из двух
блоков. Схема движения пара по змееви-
кам пароперегревателя показана на
рис. 3-11.
Водяной экономайзер — кипящего типа,
гладкотрубный, змеевиковый из труб диа-
метром 32 мм, три блока.
Воздухоподогреватель трубчатый вер-
тикального типа из труб диаметром 40 мм,
имеет четыре хода по воздушной стороне.
Выходная секция воздухоподогревателя
расположена в рассечку между секциями
водяного экономайзера.
Для сжигания каменных углей топоч-
ная камера котла оборудуется тремя пыле-
угольными горелками, расположенными
с фронта котла, или четырьмя пылеуголь-
ными горелками, расположенными соосно
по две горелки на каждой боковой стенке.
Тип пылеугольных горелок выбирается
соответственно марке сжигаемого топлива
[Л. 35]. Для сжигания фрезерного торфа
топочная камера оборудуется двумя мель-
ничными шахтами, расположенными с фрон-
та котла, с подачей топлива и воздуха
тонкими струями. С целью обеспечения
устойчивого сгорания фрезерного торфа
часть поверхности боковых экранов топоч-
ной камеры на уровне амбразур утепляет-
ся. Для этого нижняя часть боковых экра-
нов выполняется из труб диаметром 60 мм
с толщиной стенки 4 мм с приваренными
к ним шипами и покрывается хромитовой
массой.
Для сжигания бурых углей топочная
камера оборудуется двумя мельничными
шахтами с открытыми амбразурами и эжек-
ционными соплами.
При необходимости котлоагрегат мо-
жет быть оборудован устройством для дро-
бевой очистки поверхностей нагрева водя-
ного экономайзера и воздухоподогревателя,
а также защитой от дробевого наклепа.
Очистка экранов топки и пароперегревателя
производится стационарными обдувочными
устройствами.
Каркас котла — металлический, сварной
конструкции, с обшивкой. Обмуровка —
трехслойная, выполнена в виде плит облег-
ченного типа, закрепляемых на каркасе кот-
ла. Толщиной обмуровки 265 мм, в местах,
не закрытых трубами, 320 мм.
Котлоагрегаты снабжены всей необхо-
димой регулирующей и запорной армату-
рой, устройствами для контроля температу-
ры, давления пара и уровня воды в ба-
рабане.
Для удобства обслуживания котлоагре-
гаты оборудованы помостами и лестница-
68
Таблица 3-2
Присоединительные размеры паровых котлов, мм
	Тип котла					
Наименование	БКЗ-75-39ФБ	К-50-40-1	К-5040/14	БКЗ-75-39ГМА	ГМ-50-1	ГМ-50-14/250
	Присоединительные размеры					
Выход топоч- ных газов (внутренний)	На две сторо- ны 1780X850, обрамлены уголком	Вниз. Два ко- роба 2690X1288, обрамленные швеллером	Вниз. Два ко- роба 2690X XI288, обрам- ленные швел-	Короб 5000 X Х600, обрам- ленный угол- ком	Трубная ре- шетка ВП 1704X4466 под приварку	Короб 1824Х XI028, обрам- ленный швел- лером
Вход холод- ного дутьево- го воздуха (внутренний) Выход пара Вход питатель- ной воды	Два короба 3125X1536, обрамленные швеллером Труба 219x9 Труба 108x4,5	Два короба 2643X1674, обрамленные швеллером Труба 219X9 Труба 89X4	Два короба 2643X1674, об- рамленные швеллером Труба 273ХЮ Труба 89X4	Короб 6100Х XI355, обрам- ленный швел- лером Труба 219x9 Труба 108x4,5	Короб 1753 X Х4246, обрам- ленный швел- лером Труба 219x8 Труба 89x4	Короб юоох Х1500, обрам- ленный швел- лером Труба 273X10 Труба 89x4
ми, а топочная камера — лазами и гля-
делками.
Котлоагрегат поставляется крупными
транспортабельными блоками. Присоедини-
тельные размеры даиы в табл. 3-2.
Котел БКЗ-75-39ГМА. Котел произ-
водительностью 75 т/ч предназначен для
заботы на мазуте и природном газе с пара-
метрами ~4 МПа (40 кг/см2), 440°C. Кон-
струкция котла представлена на рис. 3-12.
Топочная камера имеет экранированный
под, образуемый из труб заднего экрана.
Топочные экраны разделены на восемь са-
мостоятельных контуров. Схема испарения
двухступенчатая, рассчитана на питание
котла водой с солесодержаиием до
350 мг/л.
В барабане имеется чистый отсек (пер-
вая ступень испарения). Внутрибарабанное
'стройство состоит из пароприемных коро-
бов, циклонов, жалюзийных сепараторов и
дырчатого листа. Вторая ступень испаре-
ния включает два выносных циклона диа-
метром 377 мм. Пар из циклона поступает
з барабан.
Пароперегреватель — конвективный, вер-
чкалвного типа, состоит из двух ступеней.
Змеевики первой ступени выполнены из
труб диаметром 38 мм. Вторая ступень вы-
полнена из труб диаметром 42 мм. Темпе-
ратура пара регулируется поверхностным
пароохладителем, расположенным в рассеч-
ку пароперегревателя.
Водяной экономайзер — кипящего типа,
гладкотрубный, змеевиковый, выполнен из
труб диаметром 32 мм, состоит из двух
ступеней, расположенных в спускном газо-
ходе котла.
Трубчатый воздухоподогреватель — вер-
тикального типа, выполнен из труб диа-
метром 40 мм, имеет три хода по воздуш-
ной стороне.
Котлоагрегат может быть оборудован
устройством для дробевой очистки поверх-
ностей водяного экономайзера и воздухо-
подогревателя, а также стационарными об-
дувочными устройствами для очистки паро-
перегревателя и экранов топочной камеры.
 Каркас котла — металлический сварной
конструкции, с обшивкой. Обмуровка — кир-
пичная, облегченная, трехслойная.
Котлоагрегат снабжен всей необходи-
мой регулирующей и запорной арматурой,
устройствами для контроля температуры,
давления пара и уровня воды в барабане.
Котлоагрегат поставляется россыпью.
Присоединительные размеры даиы в
табл. 3-2.
Котлы К-50-40-1 и К-50-40/14. Кот-
лоагрегаты типов К-50-40-1 и К-50-40/14
(рис. 3-13—3-15) представляют унифициро-
ванную серию пылеугольных котлов паро-
производительностью 50 т/ч и разработаны
на базе ранее выпускавши: я котлоагрега-
тов типов К-50-40, Б-50-40, Т-50-40,
К-50-14, Б-50-14, Т-50-14, К-50-14/250,
Б-50-14/250, Т-50-14/250. Котлы унифициро-
ваны между собою по каркасам, топочным
камерам, барабану, воздухоподогревателю,
стальному водяному экономайзеру, что по-
зволяет при необходимости котлы типа
К-50-40/14, поставляемые для работы на
давления ~ 1,4 МПа (14 кгс/см2), перевести
на давление ~4,0 МПа (40 кгс/см2).
При этом требуется демонтировать ко-
тельный пучок с барабаном и чугунный
водяной экономайзер, который по условиям
прочности не может работать при давлении
~4,0 МПа (40 кгс/см2). Оба котельных
агрегата приспособлены для сжигания ка-
менных и бурых углей, а также торфа.
Котел типа К-50-40-1 предназначен для
получения перегретого пара с температурой
440 °C при давлении ~4,0 МПа
(40 кгс/см2), котел типа К-50-40/14 предна-
значен для получения насыщенного пара
с давлением ~ 1,4 МПа (14 кгс/см2) или
перегретого пара того же давления с тем-
пературой 250 °C.
Котлоагрегаты выполняются из транс-
портабельных узлов и блоков. В зависимо-
сти от вида сжигаемого топлива котлоагре-
гаты могут быть выполнены с различными
видами горелочных устройств (турбулент-
ные горелки, сепарационные шахты
с амбразурами) и с поверхностями нагрева
69
19375
пароперегревателя и водяного экономайзе-
ра различной величины. Котлы барабанные,
выполнены по П-образной схеме, топочная
камера полностью экранирована. Трубы
фронтового и заднего экранов диаметром
60 мм в нижней части образуют холодную
воронку. В верхней части трубы заднего
экрана разведены в четырехрядный фестон.
Для работы на буром угле и торфе
топочная камера котла оборудована двумя
сепарационными шахтами и амбразурами.
Для работы на каменном угле топочная
камера оборудуется четырьмя пылеуголь-
ными горелками, расположенными соосно
до две на боковых стенках.
Схема испарения—трехступенчатая, рас-
считана на питательную воду с солесодер-
жанием до 350 мг/л по котлу К-50-40-1 и
до 400 мг/л по котлу К-50-40./14. На
рис. 3-16 представлена циркуляционная схе-
ма котла К-50-40/14. В котле девять испа-
рительных циркуляционных контуров, вклю-
чая контур конвективного пучка.
В барабане имеется чистый и по тор-
там — два солевых отсека. Чистый отсек
от солевых отделен перегородками. Он обо-
рудовав подводящими коробами, погружен-
ными дырчатыми листами и потолочными
жалюзи с дырчатыми листами.
Пароводяная смесь из верхних камер
зторой ступени испарения направляется
в подводящие короба и сепарируется во
внутрибарабанных циклонах. Пар из вынос-
ных циклонов направляется ,в паровое про-
странство солевых отсеков. Смешанный
пар II и III ступеней испарения через прое-
мы в перегородках поступает в чистый от-
сек. Далее пар всех трех ступеней испаре-
ния проходит через потолочные жалюзи,
дырчатый лист и из верхяей части бараба-
на направляется в пароперегреватель. Пи-
тательная вода из экономайзера поступает
в барабан котельного пучка. Пароводяная
смесь из этого барабана отводится в ба-
рабан котла. В солевых отсеках расположе-
но по два внутрибарабанных циклона.
В третью ступень испарения включены два
выносных циклона диаметром 377 мм
с внутренней улиткой. Пар из выносных
циклонов поступает в барабан.
Фронтовые и задние экраны, а также
задние секции боковых экранов включены
в первую ступень испарения. Передние сек-
ции боковых экранов составляют вторую
ступень испарения, а средние секции боко-
вых экранов включены в третью ступень
с выносными циклонами.
Стальной экономайзер гладкотрубный,
змеевиковый, расположен в конвективном
газоходе в рассечку с воздухоподогревате-
лем. Экономайзер котла типа К-50-40/14 со-
стоит из двух частей: верхней стальной
котел типа БКЗ-75-39-ГМА.
<5 — план колонн каркаса котла
71
Рис. 3-13. Паровой пылеугольиый котел типа К-50-40-1.
а — продольный разрез котла с топкой под шахтные сепараторы;
б—вариант котла К-50-40-1 с пылеугольными горелками.
20475
Рис. 3-14. Паровой пылеугольный котел типа К-50-40/14.
а — продольный разрез котла с топкой под шахтные сепараторы; б —
вариант котла К-50-40/14 с пылеугольными горелками.
Рис. 3-15. План колонн каркаса унифицированных паровых котлов
типа К-50-40-1 и К-50-40/14.
(поставляется одним блоком) и нижней,
выполняемой из чугунных ребристых труб
поставляется двумя блоками для котла,
работающего на каменном угле, и тремя —
та буром угле и торфе).
Воздухоподогреватель — трубчатый, че-
тырехходовой по воздуху.
Пароперегреватель котла типа К-50-40-1
горизонтального типа, радиационно-конвек-
тивный, дренируемый, из труб диаметром
>8 мм. Регулирование температуры осуще-
ствляется поверхностным пароохладителем,
- тюченным в рассечку пароперегревателя.
Котлы К-50-40/14 для получения пере-
етого пара имеют наклонный паропере-
-эеватель поверхностью нагрева 50 м2, вы-
олненный в виде одной петли, расположен-
мй за фестоном. В поворотной камере
ежду топкой и опускным газоходом рас-
I .дожен котельный пучок с поверхностью
жагрева 180 ,м2, представляющий собой
мостоятельный циркуляционный контур.
Он состоит из барабана и ряда наклонных
секций. Питательная вода из экономайзера
- тупает в барабан котельного пучка. Па-
: водяная смесь из этого барабана отво-
. чся в барабан котла.
Очистка экранных поверхностей нагрева
пароперегревателя производится стацио-
ными паровыми обдувочными устрой-
шами. Обмуровка котлов — монолитная,
легченная. Толщина обмуровки 215 мм,
» местах, не закрытых трубами, 315 мм.
Котлы оборудованы приборами автоматиче-
гтого регулирования и помостами для об-
ьтуживаиия. Присоединительные размеры
л гаы в табл. 3-2.
Котел ГМ-50-1. Котлоагрегат ГМ-50-1
т мазутный, паропроизводительностью
50 т/ч, на параметры ~4,0 МПа, 440 °C,
однобарабанный, блочной конструкции, вы-
полнен по П-образной схеме с совмещен-
ной стенкой между топочной камерой и
конвективной шахтой и вынесенным возду-
хоподогревателем. Общий вид этого котЛа
представлен на рис. 3-17. Топочная камера
полностью экранирована трубами диамет-
ром 60 мм. Трубы заднего и фронтового
экранов в нижней части образуют под то-
почной камеры.
В верхней части топки трубы заднего
экрана разведены в трехрядный фестон.
На боковых стенах топочной камеры раз-
мещены по три основные горелки и с фрон-
та котла две дополнительные горелки для
поддержания постоянной температуры
перегрева пара при работе котла на ма-
зуте.
Схема испарения двухступенчатая, рас-
считана на питательную воду с солесодер-
жанием до 200 мг/л. Барабан является пер-
вой ступенью испарения и чистым отсеком
с внутрмбарабанными циклонами. Второй
ступенью испарения служат выносные цик-
лоны диаметром 377 мм, пар из которых
поступает в барабан.
Пароперегреватель—конвективный, дре-
нируемый, горизонтального типа, выполнен
из труб диаметром 32 мм, расположен
в конвективном газоходе и по ходу пара
разбит на две ступени. Температура пере-
грева регулируется поверхностным пароох-
ладителем, расположенным в рассечке паро-
перегревателя.
Водяной экономайзер—кипящего типа,
гладкотрубный, змеевиковый из труб диа-
метром 28 мм, расположен в конвективном
газоходе и состоит из двух блоков.
73
Рис. 3-16. Циркуляционная схема парового
котла низкого давления типа К-50-40/14.
1 — главный барабан котла; 2 — барабан конвек-
тивного пучка; 3—выносные циклоны (третья сту-
пень испарения); 4— конвективный пучок; 5 —
нижние и верхние коллекторы передней части бо-
ковых экранов, включенных во вторую ступень
испарения; 6 — нижние н верхние коллекторы
средней части боковых экранов, включенных
в третью ступень испарения; 7 — нижние и верх-
ние коллекторы задней части боковых экранов,
включенных в первую ступень испарения; 8 —
нижние и верхние коллекторы заднего экрана,
включенного в первую ступень испарения; .9 —
нижние и верхние коллекторы фронтового экрана,
включенного в первую ступень испарения; 10 —
нижняя часть водяного экономайзера; 11 — верх-
няя часть водяного экономайзера; 12— выходная
камера пароперегревателя.
Воздухоподогреватель—трубчатый, трех-
ходовой из груб диаметром 40 мм. Разре-
шается установка воздухоподогревателя
отдельно от котла как в здании, так и
вне его.
Все конвективные поверхности нагрева,
в том числе и пароперегреватель, очища-
ются дробью. Каркас котла сварной, без
обшнвки. Обмуровка трехслойная, монолит-
ная облегченного типа толщиной 215 мм
(в местах, не закрытых экранами, 315 мм).
Котлоагрегат снабжен всей необходи-
мой регулирующей и запорной арматурой.
Для обслуживания котлоагрегата комплект-
но поставляются помосты и лестницы. По-
ставка котлоагрегата крупными транспорта-
бельными блоками. Присоединительные раз-
меры даны в табл. 3-2.
Котел ГМ-50-14/250. Блочный газо-
мазутный котлоагрегат типа ГМ-50-14/250
(рис. 3-18) паропроизводительностью 50 т/ч
предназначен для получения перегретого
пара с давлением ~ 1,4 МПа (14 кгс/см2)
74
и с температурой 250 °C. Котлоагрегат
двухбарабанный с П-образной компоновкой
и вынесенным чугунным .водяным эконо-
майзером. Топочная камера полностью экра-
нирована. Трубы фронтового и заднего
экрана диаметром 60 мм в нижней части
образуют двухскатный наклонный под. Тру-
бы заднего экрана в верхней части разве-
дены в трехрядный фестон. Боковые экра-
ны в верхней части образуют потолок то-
почной камеры. Экраны разделены на во-
семь самостоятельных циркуляционных кон-
туров. Схема испарения трехступенчатая
с выносными циклонами и рассчитана на
питательную воду с со лесо держанием до
250 мг/л/ В верхнем барабане находится
чистый отсек (первая ступень испарения),
солевыми отсеками (вторая ступень испаре-
ния) являются выносные циклоны. На
рис. 3-19 представлена циркуляционная схе-
ма котла. Фронтовые экраны включены
в третью ступень испарения с выносными
циклонами. Задний экран является первой
ступенью испарения. Нижний барабан обо-
рудован устройством для разогрева воды
в период растопки котла.
Между барабанами расположен верти-
кальный котельный пучок. По торцам ба-
рабаны соединены двумя рядами необогре-
ваемых опускных труб. В центре котельного
пучка, вдоль барабанов, расположен ряд I
обогреваемых опускных труб. Питание все-
го чистого отсека экранной системы осуще-
ствляется из нижнего барабана.
На боковых стенах топочной камеры
установлены по две газомазутные горелки.
Для получения перегретого пара в кон-
вективном газоходе котлоатретата располо-
жен дренируемый пароперегреватель гори-
зонтального типа без регулятора перегрева
из труб диаметром 32 мм. За пароперегре-
вателем, в конвективном газоходе распо-
ложен блок трубчатого воздухоподогрева-
теля из труб диаметром 40 мм. Водяной
экономайзер из чугунных ребристых труб
расположен оторванно от собственно кот-
ла. Очистка пароперегревателя и воздухо-
подогревателя осуществляется дробью. Во-
дяной экономайзер обдувается паром. Для
очистки котельного пучка применяется руч-
ная обдувка.
Обмуровка топки котла — самонесущая
кирпичная. Обмуровка поворотной камеры]
и конвективного газохода — монолитная,
закрепляется на каркасе котла. Котлоагре-
гаты поставляются транспортабельными
блоками, за исключением каркаса топочной
камеры, поставляемого россыпью. Присо-
единительные размеры даны в табл. 3-2.
В настоящее время Белгородский ко-
тельный завод подготавливает производстве
новой унифицированной серии пылеуголь-
ных котлов типов Е-75-40Н, Е-50-40Н.
Е-35-40Н паропроизводительностью 75, 50
и 35 т/ч, на давление ~4,0 МП»
(40 кгс/см2) и перегрев 440 °C, разрабо-
танных БелКЗ совместно с ЦКТИ. Котло-
агрегаты этой серии запроектированы газе-
Рис. 3-17. Продольный разрез
парового газомазутного котла
типа ГМ-50-1.
а — продольный разрез: / — горел-
ки; 2 — регулировочные форсунки;
3—фестон; 4-—взрывной клапан;
5 — топка; 6 — барабан; 7 — вынос-
ные циклоны; 8 — камера насыщен-
зого пара; 9— потолочные трубы
пароперегревателя; 10 — дробе-
струйная установка; 11— промежу-
точная камера; 12 — камера пере-
-ретого пара; 13 — поверхностный
пароохладитель; 14 — горизонталь-
ный пароперегреватель; 15 — каме-
ра пароперегревателя; 16 — водяной
экономайзер; 17 — трубчатый воз-
духоподогреватель; б — план ко-
лонн каркаса котла.
15570
оггг	оггг
75
плотными и предназначаются для работы
на каменных и бурых углях под наддувом.
Избыточное давление в топочной камере
~3000 Па (300 кгс/м2). Наличие плотных
газоходов исключает присосы и создает воз-
можность работы с оптимальными избыт-
ками воздуха, что способствует увеличе-
нию экономичности котла. При работе кот-
ла под наддувом не требуется установка
дымососов, что дает значительный эконо-
мический эффект за счет снижения расхо-
дов электроэнергии на собственные нужды
и сокращения капитальных затрат.
Конструкция всех трех типоразмеров
котлоагрегатов унифицирована по конструк-
тивным узлам и по топливам. Профиль
котла, представленный на рис. 3-20, оди-
наков для всех котлов этой серии. Раз-
ворот в серию по мощности осуществляется
только по ширине котла.
Схема разворота в серию этих котлов
схематично представлена на рис. 3-20,6.
76
Унификация котлов по топливам осно-
вана на теоретических проработках, пока-
завших возможность сжигания в одном и
том же котлоагрегате каменных и бурых
углей при условии применения соответ-
ствующих пылеприготовительных установок,
а именно:
а)	замкнутых схем пылеприготовления
с сушкой горячим воздухом для топлив
с приведенной влажностью Ц7П до 9%;
б)	разомкнутых, комбинированных и
замкнутых схем пылеприготовления с суш-
кой смесью воздуха и топочных газов для
топлив с 1Гп=9н-13% (в случае приме-
нения замкнутых схем пылеприготовления
допускается снижение паропроизводитель-
ности котлоагрегата на 10%);
в)	разомкнутых или комбинированных
схем пылеприготовления с сушкой топочны-
ми газами для углей с 1ГП>13%.
Котлоагрегаты имеют П-образную ком-
поновку с экранной газоплотной перего-
родкой между топочной камерой и шахтой
конвективных поверхностей нагрева
(рис. 3-20,а). Исходя из условий унифика-
ции по производительности змеевики паро-
перегревателя и водяного экономайзера рас-
полагаются перпендикулярно к фронту
котла.
Пароперегреватель, водяной экономай-
зер и воздухоподогреватель выполняются
целыми блоками и у котлов разной произ-
водительности отличаются только количе-
ством стандартных элементов по ширине.
Циркуляционная схема котла Е-75-40Н
представлена на рис. 3-21. Циркуляционная
схема котла Е-50-40Н аналогична показан-
ной и отличается от нее только количеством
ширм, которых у этого котла две.
Топочная камера экранирована труба-
ми диаметром 50 мм. Фронтовая и задняя
стены топки разбиты на блоки по 21 трубе.
У котла производительностью 75 т/ч четы-
ре блока, у котла 50 т/ч—три блока и
у котла 35 т/ч — два блока.
Боковые стены топки у всех типораз-
меров котлов закрыты экранами, состоя-
щими из двух блоков по 30 труб. Задние
боковые экраны топочной камеры являются
второй ступенью испарения и включены
в два выносных циклона диаметром 377Х
Х16 мм. В верхней части топки задний
экран образует трехрядный фестон,
а в средней части — свод (пережим). Для
выравнивания температуры газов по ши-
рине топки и понижения ее с целью предот-
вращения шлакования в топочных камерах
котлов 75 и 50 т/ч установлены испари-
тельные ширмы. На фронтовой стене топки
в один ряд размещены пылеугольные го-
релки с лопаточными тангенциальными за-
вихрителями (по одной в блоке).
Пароперегреватель — горизонтальный из
труб диаметром 32 мм с коридорным рас-
положением труб. Верхние змеевики защи-
щены от износа устройствами желобкового
типа. Регулирование температуры перегре-
ва осуществляется впрыском собственного
конденсата. Регулятор впрыска включен
в рассечку перегревателя.
котел типа ГМ-50-14/250.
б — план колонн каркаса котла.
77
Рис. 3-19. Циркуляционная
схема парового котла типа
ГМ-50-14/250.
t — верхний барабан; 2 — ниж-
ний барабан; 3—нижние и
верхние коллекторы боковых
экранов, включенных во вторую
ступень испарения; 4 — нижний
коллектор заднего экрана,
включенного в первую ступень
испарения; 5 — нижние и верх-
ние коллекторы фронтового
экрана, включенного в третью
ступень испарения; 6 — вынос-
ные циклоны (третья ступень
испарения); 7 — камера насы-
щенного пара; 8 — паропере-
греватель; 9 — выходная каме-
ра перегретого пара; 10 — ниж-
ние блоки водяного экономай-
зера; И — верхние блоки водя-
ного экономайзера.
Водяной экономайзер — из труб диа-
метром 28 мм с коридорным расположением
змеевиков.
Воздухоподогреватель—стальной, труб-
чатый из труб диаметром 40 мм. С целью
размещения воздухоподогревателя в общей
конвективной части котла и использования
всей ширины котла применена следующая
компоновка его: дымовые газы после эко-
номайзера разветвляются на два потока
и проходят сверху вниз по двум боковым
секциям .воздухоподогревателя и после по-
ворота на 180° проходят снизу вверх по
средней секции. Выход газов из средней
секции воздухоподогревателя осуществлен
на отметке 5,7 м с поворотом на 90°. Воз-
дух входит в центральную секцию и выхо-
дит через две боковые секции воздухоподо-
гревателя.
В барабане котла размещены сепара-
ционные устройства первой ступени испа-
рения с внугрибарабанными циклонами.
Второй ступенью иопарения являются вы-
носные циклоны, к которым подключены
задние секции боковых экранов.
Котлоагрегат предназначается для ра-
боты на питательной воде с солесодержа-
нием до 250 мг/л.
Каркас котла рассчитан на сейсмич-
ность 7 баллов. Для очистки топочных
экранов и испарительных ширм предусмот-
рена паровая обдувка маловыдвижными и
глубоковыдвижными обдувателями. Змееви-
ковые поверхности оборудованы стационар-
ными паровыми обдувочными устройствами.
Воздухоподогреватель снабжен специальны-
ми невращающимися глубоковыдвижными
обдувками.
Котлоагрегаты серии оборудованы
устройствами для сухого шлакоудалевия и
под холодной воронкой имеют гидрозатвор
и устройство для механизированной выгруз-
ки шлака. Поставка блочная.
78 -
Котлоагрегатами рассмотренной серии
предлагается заменить серийно выпускае-
мые в настоящее время пылеугольные кот-
лы среднего давления соответствующей про-
изводительности.
Таблица 3-3
Основные теплотехнические и
конструктивные характеристики
пылеугольных котлов типов
Е-75-40Н и Е-50-40Н
Характеристика	Котел Е-75-40Н	Котел j£E-50-40H
Паропроизво дитель нос ть, т/ч Давление пара за главной парозапоркой задвижкой.	75	50
МПа	-4,0	-4,0
(кгс/см2)	(4°)	(40)
Температура перегретого пара, °C	440	440
Коэффициент полезного действия, %	89—92	89—92
Поверхность нагрева паро- перегревателя, м2	649	485
Поверхность нагрева во- дяного экономайзера, м2	576	430
Поверхность нагрева воз- духоподогревателя, м2	2450	2030
Количество горелок на ко- тел, шт. Масса наиболее тяжелого поставочного блока, т Габариты котла, м:	4	3
	35	30
глубина	8,7	8,7
ширина	7,3	5,8
высота	22,88	22,88
Основные теплотехнические и конструк-
тивные характеристики котлов Е-75-40Н и
Н-50-40Н приведены в табл. 3-3.
По газомазутным котлам средней мощ-
ности на Белгородском котельном заводе
также ведутся проектные разработки уни-
фицированной серии котлов паропроизводи-
тельностью 75, 50 и 35 т/ч на давление
~4,0; 2,4 и 1,4 МПа (40, 24 и 14 кгс/см2).
Эти котельные агрегаты проектируются
также газоплотными для работы под надду-
вом, в блочном исполнении.
Производительность выпускаемых в на-
стоящее время паровых котлов низкого и
среднего давления (£>макс=75 т/ч) для
котельных установок централизованного
теплоснабжения промышленных комплексов
недостаточна, что приводит к перерасходам
как капитальных затрат на сооружение
теплоисточников, так и эксплуатационных
средств. В большинстве случаев для круп-
ных центральных котельных оптимальной
является паропроизводительность котлов
100—150 т/ч. В целях ликвидации указан-
ного несоответствия в настоящее время
в ЦКТИ начаты проектные разработки по
газомазутным котлам паропроизводительно-
стыо 100 и 150 т/ч на давление ~ 1,4—
2,4 МПа (14—24 кгс/см2) в соответствии
с ГОСТ 3619-69.
Водогрейные котлы. Водогрейные котлы
выпускаются согласно разработанной в
1968—1969 гт. ЦКТИ, Дорогобужским ко-
тельным заводом и трестом «Центроэнерго-
монтаж» унифицированной серии П-образ-
ных водогрейных котлов теплопроизводи-
тельностью примерно от 4,6 до 210 МВт (от
4 до 180 Гкал/ч) для сжигания мазута,
газа и твердого топлива.
Из этой серии до настоящего времени
освоен выпуск газомазутных водогрейных
коглов типа KB-ГМ теплопроизводительно-
стью ~4,65; 7,5; 11,6; 23; 35; 58; 116 МВт
(4; 6,5; 10; 20; 30; 50; 100 Гкал/ч).
Котел типа КВ-ГМ-180 подготавливает-
ся к выпуску. Из серии водогрейных котлов
за твердом топливе пока освоен выпуск
только котлов типа KB-ТС со слоевыми топ-
ками теплопроизводительностью 4; 6,5;
10 и 20 Гкал/ч. По пылеугольным водогрей-
ным котлам типа КВ-ТК разрабатываются
технические проекты.
Одновременно заводами выпускаются
тазомазутные водогрейные котлы старых
конструкций: типов ПТВМ-100 и ПТВМ-50
башенной конструкции и ПТВМ-ЗОМ П-об-
разной конструкции.
Башенные котлы типа ПТВМ в котель-
ных, сжигающих мазут (основное топливо),
устанавливать не следует, так как на этом
топливе они длительно не дают номиналь-
ную теплопроизводителыность и подверже-
ны быстрым коррозионным разрушениям.
Использование этих котлов ограничивается
установками, для которых природный газ
является основным топливом. Котлы Доро-
гобужского котельного завода типа
ПТВМ-ЗОМ (конструкция треста «Центро-
энергомонтаж») в процессе длительной
эксплуатации зарекомендовали себя как
надежные, устойчиво работающие агрегаты.
Имеются типовые проекты котельных с кот-
лами ПТВМ-ЗОМ, применение которых мо-
жет быть рекомендовано до прекращения
производства этих котлов (будут заменены
котлами типа КВ-ГМ-30).
В соответствии с профилем рассматри-
ваемых котельных установок ниже дается
краткое описание водогрейных котлов теп-
лопроизвсдительностыо ~35, 58 и 116 МВт
(30, 50 и 100 Гкал/ч), выпускаемых в на-
стоящее время заводами, и основные их
технические характеристики (табл. 3-4).
Конструктивные характеристики башен-
ных водогрейных котлов типов ПТВМ-100
и ПТВМ-50 подробно освещены в ранее
вышедшей технической литературе [Л. 37,
38] и поэтому повторения не требуют.
В связи с тем, что выпуск пылеуголь-
ных котлов теплопроизводительностью 58 и
116 МВт (50 и 100 Гкал/ч) типа КВ-ТК
пока заводами не освоен, Барнаульский ко-
тельный завод (БКЗ) в настоящее время
выпускает несерийный пылеугольный водо-
грейный котел типа ЭЧМ-60-2 теплопроиз-
водительностыо ~70 МВт (60 Гкал/ч) по
проекту предприятия «Уралэнергометал-
лургпром». Выпуск этих котлов предпола-
гается до освоения пылеугольных водогрей-
ных котлов унифицированной серии.
Приведенный в табл. 3-1 габарит котель-
ной ячейки определен из расчета размеще-
ния собственно котла с его фундаментом,
площадками обслуживания и минимально
необходимыми проходами, а также сквоз-
ным проездом вдоль фронта котлов шири-
ной примерно 3 м для обеспечения ремонт-
ных работ. В пределах указанных габари-
тов котельной ячейки газомазутных котлов
размещаются собственно котел с площадка-
ми обслуживания, оборудование дробеочи-
стки, калориферы для подогрева дутьевого
воздуха и другое мелкое вспомогательное
оборудование. Основные тягодутьевые ма-
шины должны размещаться вне здания ко-
тельной на открытом воздухе либо в при-
стройке.
При размещении в основном здании ко-
тельной перед фронтом котлов другого
вспомогательного оборудования, например
деаэраторов, пылеприготовительного обору-
дования, пролет котельной соответственно
увеличивается по сравнению с указанной
глубиной котельной ячейки.
Котлы КВ.-ГМ-50 и КВ-ГМ-100. Кон-
струкция прямоточных водогрейных котло-
агрегатов на 58 и '116 МВт (50 и 100 Гкал/ч)
новой унифицированной серии — П-образ-
ная, бескаркасная, с облегченной обмуров-
кой, укрепляемой <на экранных трубах. Пло-
щадки обслуживания котлов крепятся к са-
мостоятельным металлоконструкциям, опи-
рающимся на портал котла. Оба котла
в поперечнике и по высоте имеют одинако-
вые размеры. Разница в размерах котло-
агрегата на 58 МВт (50 Гкал/ч) и
79
a)
Рис. 3-20. Паровые пылеугольные котлы
 —продольный разрез: 1 —система золоудаления с гидрозатвором; 2—горелки; 3— ширмы; 4 — паро-
пло то гт я P-zn-dfl Н " rL-nlf-4lJHT
80
~П6 МВт (100 Гкал/ч) только в глуоине
топочной камеры и .в глубине конвективной
шахты.
Конструкция котлов представлена на
рис. 3-22 и 3-23. Котлы рассчитаны на ра-
боту с дымососной тягой и допускают из-
менение нагрузки в пределах от 20 до
100%.
Гидравлическая схема котла КВТМ-50
применительно к работе котла в основном
режиме представлена на рис. 3-24. Гидрав-
лическая схема котла ГВ-ГМ-100 идентична
с той лишь разницей, что промежуточный
экран топочной камеры не секционировав.
Вход и выход сетевой воды осуществляют-
ся через нижние камеры фронтового и зад-
него экранов диаметром 273X10 мм.
Конструкция котлов КВ-ГМ-100 и
КВТМ-50 допускает перестройку гидравли-
ческой схемы с двухтопочной (основной) на
четырехпоточную (пиковую). При четырех-
топочной схеме через котел можно пропу-
стить примерно вдвое больше воды
(табл. 3-4) при сохранении расчетной теп-
лопроизводительности котла. Перестройка
осуществляется за счет разделения котла
-о потоку воды на две части с самостоя-
тельными подводами и отводами воды.
В каждой самостоятельной части сохра-
няется двухпоточная схема воды, а всего
становится четыре параллельных потока
воды. Переход с двухтопочной схемы на
четырехтопочную выполняется установкой
в нужных местах заглушек на трубопрово-
дах котла.
Все экраны топочной камеры котла и
задний экран выполнены из труб диамет-
ром 60 мм с шагом 64 мм. Конвективная
поверхность нагрева состоит из трех паке-
тов-ширм (U-образные змеевики) диамет-
ром 28 мм, расположенных параллельно
фронту котла. Ширмы, составляющие пакет
конвективной поверхности нагрева, ввари-
ваются в трубы-стояки диаметром 83 мм,
размещаемые на боковых стенках конвек-
тивной шахты. Пакеты ширм образуют пуч-
ки с шахматным расположением труб при
31 = 64 М'М и s2=40 мм. Полная лучевос-
принимающая поверхность нагрева топоч-
ной камеры котла производительностью
58 МВт (50 Гкал/ч) составляет 245 м2
и котла 116 МВт (100 Гкал/ч)—325 м2.
Суммарная конвективная поверхность пуч-
ка соответственно 1223 и 2385 м2.
Оба котла оборудованы ротационными
газомазутными горелками. Котел КВТМ-50
имеет две горелки типа РГМГ-20 произво-
дительностью по мазуту 2570 кг/ч, по при-
родному газу 2630 м3/ч. На котле
КВ-ГМ-100 устанавливаются три горелки
типа РГМГ-30, производительностью по ма-
зуту 3835 кг/ч и по природному газу
(под наддувом) типа Е-75-40Н и Е-50-40Н.
регреватель; 5 — водяной экономайзер; 6 •— трубчатый воздухоподогреватель; б разворот в серию кот-
х —75 т/ч; у — 50 т/ч; z —35 т/ч.
6—533
81
Таблица 3-4
Характеристики водогрейных котлов, выпускаемых промышленностью
	КВ-ГМ-100		КВ-ГМ-80		КВ-ГМ-30		ПТВМ-ЗОМ-4		ЭЧМ-60-2
				Топливо					
Характеристика котла при номинальной нагрузке									
									
	Мазут	Газ	Мазут	Газ	Мазут	Газ	Мазут	Газ	уголь
Теплопроизводительиость, МВт (Гкал/ч)	-116 (100)	-116(100)	-58(50)	-58(50)	-35(30)	-35(30)	-41 (35)	-46(40)	-70(60)
Расчетный расход воды в ос- новном режиме, т/ч	1235	1235	618	618	370	370	275	495	740
То же в пиковом режиме, т/ч Гидравлическое сопротивление	2460	2460	1230	1230	—	—	—	—	—
котла в основном режиме (не более), МПа	-0,165	-0,165	-0,133	-0,133	-0,19	-0,19	-0,17	-0,17	-0,17
(кгс/см2)	(1,65)	(1,65)	(1,33)	(1,33)	(1,9)	(1,9)	(1,7)	(1,7)	(1,7)
То же в пиковом режиме, МПа	--0,079	-0,079	-0,075	-0,075	—	—	—	—	—
(кгс/см2)	(0,79)	(0,79)	(0,75)	(0,75)					
Сопротивление газового трак- та, Па	— 1200	-1200	-950	-1000	-670	-650	—	—	—
(кгс/м2)	(120)	(120)	(95)	(100)	(67)	(65)	—	—	—
Сопротивление воздушного ко- z роба с горелкой, Па	—3100	-3100	-2400	-2400	-2800	-2800	—	—	—
(кгс/м2)	(310)	(ЗЮ)	(240)	(240)	(280)	(280)			
Температура - уходящих газов в основном режиме, °C	180	138	180	140	250	185	250	162	180
То же в пиковом режиме, °C	180	144	180	142	—	—	—	—	—
К. п. д, котла в основном	91,3	92,7	91,1	92,6	87,7	89,8	87,9	91,0	86,9
режиме, «/о									
Характеристика котла при номинальной нагрузке	КН-ГМ 100		КВ-ГМ-50		КВ-ГМ-30		11ТВМ	3IM-4	| ЭЧ-МПО-2	
	Топливо								
	Мазут	Газ	Мазут	Газ	Мазут	Газ	Мазут	Газ	Каменный уголь
К.и д. котла в пиковом режи- ме, о/о Расход топлива, т/ч (нм3/ч) Объем уходящих газов при tyx> тыс.м3/ч Размеры ячейки котельной, м: глубина по осям колонн зда- ния ширина по осям котлов высота (низшая допустимая отметка фермы перекры- тия здания) Масса наиболее тяжелого по- ставочного блока (не более), т	91,3 11,5 240,0 If	92,5 12 520 229,0 8 2 ,4 5,0	91,1 5,75 121,5 If	92,5 6260 116,0 8 2 >,4 ,5	3,68 90,0	3860 79,0 8 6 ,2 ,0	4,35 112,5	5100 107,0 2 2 5 8	17,1 182,0 24 12 26
П р и м е ч а и и я: 1. Все характеристики водогрейных котлов заданы для ус-
ловий работы котлов в основном режиме, кроме специально оговоренных.
2.	Температура уходящих газов, к. и. д. котлов и объем уходящих газоз при-
ведены ориентировочно, для использования в технических проектах котельных.
3.	Расход топлива и объем уходящих газов котлами KB-ГМ подсчитаны для
сернистого мазута марки М-100 с QP=38,8 МДж/кг (92S0 .ккал/кг) и для природного
газа с QP=38,2 МДж/м3 (8620 ккал/м3).
4.	Часовой расход газообразного топлива задан в м’/ч при температуре 0лС и
давлении ~0,1 МПа (760 мм рт. ст.).
5.	Расход топлива и объем уходящих газов котлом ЭЧМ-60-2 подсчитаны для
экибастузского каменного угля марки СС с QP=15,9 МДж/кг (4120 ккал/кг).
6.	Минимально допустимое избыточное давление воды за котлом равно 0,8 МПа
(8 кгс/см3). Температура воды на входе составляет 70’С. Расчетная температура воды
на выходе равна 150°С. Очистка от золы хвостовых конвективных поверхностей на-
грева производится дробью.
7.	Котлы КВТМ-100 и КВ-ГМ-50 допускают повышение подогрева водь, до
200°С при условии сохранения температурного перепада 80’С.
8.	По котлу КВТМ-100^указана нижняя отметка фермы перекрытия котельной
при условии установки подвесного крана грузоподъемностью 5 т.	. -4-'.
9.	По котлу КВ-ГМ-30 указана нижняя отметка фермы перекрытия котельной
при условии сооружения над конвективной шахтой надстройки для размещения эле-
ментов дробеочистки.
Рис. 3-21. Циркуляционная схема пылеугольного котла типа
Е-75-40Н.
/ — барабан котла; 2 —выносные циклоны (2 шт.); Я —передний боковой экран
топочной камеры (2 шт.); 4— задний боковой экран топочной камеры (2 шт.);
5 — боковой экран конвективной шахты 12 шт.); 6 — коллектор и ширмы топоч-
ной камеры (4 шт.); 7 — фронтовой экран топочной камеры; 8 — задний экран
топочной камеры; Р" задний экран конвективной шахты и подвесные трубы;
10—водилой экономайзер; И — первый по ходу пара пакет пароперегревателя;
12—-выход пара в камеру впрыскивающего пароохладителя: 13 — вход пара
из пароохладителя; 14— второй пакет пароперегревателя; 15 "Выход перегре-
того пара.
84
14-315
Б-Б
[10-f\
а)
Рис. 3-22. Водогрейный газомазутный котел типа КВ-ГМ-50.
с —продольный разрез; б — поперечный разрез; / — передний экран; 2— боковой экран; 3 — промежу-
точный экран;. 4 — конвективные пакеты; 5 —задний экран; 6 — дробеочнстнтельная установка; 7—
газомазутная горелка; 8 — выход топочных газов; 9— вход вторичного воздуха.
Рис. 3-23. Гидравлическая схема во-
догрейного котла типа КВ-ГМ-50
- "'именителыю к работе в основном
режиме.
— передний экран; 2 — баковые экраны;
> — промежуточный экран; 4 — конвектив-
ные пакеты; Б — задний экран.
ЗодВод боды	боды
♦175 м3/ч. Горелка РГМГ-20 оборудована
’ххгационной форсункой Р-2000, а горелка
7ГМГ-30 ротационной форсункой Р-3500
'зода Ильмарине. Привод мазутных фор-
-’чок от электродвигателей: для горелки
РГМГ-20—2860 об/мин; У=2,2 кВт; а для
~МГ-30—2880 об/мин; М=3,0 кВт.
Требуемое давление мазута перед го-
--хами ~0,2 МПа (2 кгс/см2) и допусти-
ч~ вязкость мазута 6—8°УВ. Требуемое
давление газа перед горелкой РГМГ-20
равно ~0,03 МПа (0,3 кгс/см2), для
РГМГ-30 оно составляет ~0,04 МПа
(0,4 кгс/см2). Горелки устанавливаются на
коробе вторичного дутья, который крепится
к вертикальным камерам фронтового экра-
на. Из этого короба вторичный воздух по-
ступает в регистры горелок.
Ротационные газомазутные горелки
требуют также подвода первичного возду-
85
g?
вид 6
nillllllllllllllinilllllllll
lkk50
Д-Д
Рис. 3-24. Водогрейный газомазутный котел
типа КВ-ГМ-100 (см также рис. 3-22).
а — продольный рвзрез: б — поперечный разрез.
pirn । ш 1.1; 1И |Шш ушТёщ
ха с напором ~8500—9000 Па (850—
900 кгс/м2), который подается от высоко-
напорного вентилятора. К горелкам
РГМГ-20 устанавливаются вентиляторы ти-
па 19ЦС-63 (один на горелку). К горелкам
типа РГМГ-30 устанавливают по одному
вентилятору типа ЗОЦС-85. Электродвигате-
ли вентиляторов имеют частоту вращения
3000 об/мин и мощность 2,2 и 7,3 кВт со-
ответственно.
Вентиляторы первичного воздуха уста-
навливаются в непосредственной близости
от фронта и забирают воздух из напорного
воздуховода и, таким образом, выполняют
роль второй ступени нагнетания дутьевого
воздуха.
Котлы, работающие на мазуте, обору-
дуются дробеструйной установкой для уда-
ления наружных отложений с конвектив-
ных поверхностей нагрева. Подача дроби
вверх производится сжатым воздухом с на-
пором — 0,15 МПа (1,5 кгс/см2) от рота-
ционной .воздуходувки.
Обмуровка котлов облегченная, натруб-
ная, толщиной около ПО мм. Для удале-
ния воздуха из трубной системы при за-
полнении котла водой на верхних камерах
установлены воздушники. На потолке то-
почной камеры установлены два предохра-
нительных клапана.
Согласно техническим условиям на по-
ставку (ТУ 24-3-220-70) котлы комплекту-
ются следующими основными тягодутьевы-
ми машинами (по одному комплекту на
каждый котел):
Наименование оборудо- вания	Постав- ляется ком- плектно с кв-гм-юэ	Постав- ляется ком- плектно с КВ-ГМ-50
Дымосос:		
ТИП	д-18X2	д-15,5X2
производитель- ность, м3/ч напор, Па (кгс/м2)	248 000	130 000
	1980(198)	1500(150)
число оборотов, об/мин	600/500	600
мощность элек- тродвигателя, кВт Дутьевой вентилятор:	250/145	100
тип	ВД-15,5	ВД-15,5
производитель- ность, м3/ч	69000	69 500
напор, Па (кгс/м2)	3720(372)	2000(200)
число оборотов, об/мин	750	600
мощность элек- тродвигателя, кВт	125	75
Тягодутьевые машины к водогрейным
котлам всегда выбираются исходя из усло-
вий работы на мазуте, так как всегда пред-
усматривается возможность работы котла
на мазуте (в качестве если не основного, то
резервного топлива.
Ниже приведены присоединительные
размеры, мм, водогрейных котлов КВ-ГМ-50
и КВ-ГМ-100:
Наименование узла	КВ-ГМ-100	КВ-ГМ-50
Выход топочных газов Вход горючего газа (в каждую горелку) Вход мазута (об- щий на все горел- ки) Вход вторичного воздуха (короб с горелками	на фронте котла) Вход первичного воздуха (в каждую горелку) Вход и выход сетевой воды	Короб 1000X Х5000, Обрам- ленный угол- ком 63X63X5 Зх£у200 Труба диамет- ром 60x3 Короб 570 X ХЗОВО, обрам- ленный угол- ком 63X63X5 (вход с двух сторон) Патрубок dBH 340 мм с плос- ким фланцем Труба диамет- ром 273x10	Короб 600Х Х4120, обрам- ленный угол- ком 63X63x5 2XDy200 Труба диа- метром 60x3 Короб 583X2000, обрамленный уголком 63X Х63Х5 (вход с двух сторон) Патрубок 340 мм с плоским флан- цем Труба диамет- ром 273X10
В заключение следует заметить, что
в будущем котел КВ-ГМ-100 предполагает-
ся модернизировать по образцу котла типа
КВ-ГМ-180, который проектируется в газо-
плотном исполнении для работы под надду-
вом.
Котел КВ-ГМ-30. Этот котел при-
надлежит к унифицированной группе газо-
мазутных котлов производительностью
— 11,6; 23,2; 35 МВт (10, 20 и 30 Гкал/ч).
Общий вид котла представлен на рис. 3-25.
Котел состоит из двух блоков — топочной
камеры и конвективной шахты.
Топочная камера имеет горизонтальную
компоновку. Конвективная поверхность на-
грева расположена в (вертикальной шахте.
Топочная камера экранирована трубами
диаметром 60 мм с шагом 64 мм. Конвек-
тивный блок состоит из конвективного пуч-
ка, фестонного и заднего экранов. Конвек-
тивный лучок .набирается из U-образных
ширм с диаметром труб 28 мм, врезанных
в вертикальные стояки диаметром 83 .мм на
боковых стенах шахты. Стояки входят
в верхний и нижний коллекторы диамет-
ром 219 мм. Конвективный пучок имеет
шахматное расположение труб с шагом
si=64 мм, s2=40 мм. Трубы фестонного
экрана для выхода газов из топки в кон-
вективный блок разведены внизу в четы-
рехрядный фестон с шагом si=256 м>м и
s2= 180 мм.
Полная лучевоспринимающая поверх-
ность нагрева топки составляет 126,9 м2.
Конвективная поверхность нагрева котла
592,6 м2.
87

Котел оборудован одной газомазутной
горелкой типа РГМГ-30 и вентилятором
первичного дутья ЗОЦС-85 (см. выше опи-
сание котла КВТМ-100). Котлы, работаю-
щие на мазуте, оборудуются дробеочисти-
тельиой установкой. В отличие от рас-
смотренных выше котлов КВ-ГМ-50 и
КВ-ГМ-100 выход топочных газов у котлов
КВ-ГМ-30 осуществляется сверху, с пово-
ротом на 90° при выходе (рис. 3-25).
Трубная система котла опирается на
фундамент через опоры на нижних коллек-
торах топочного и конвективного блоков.
Техническая характеристика этих котлов
приведена в табл. 3-4. Регулирование на-
грузки котла возможно в пределах
20—100%.
К котлам КВ-ГМ-30 устанавливаются
один дымосос типа Д-13,5X2; п=
=750 об/мин, с электродвигателем мощно-
стью 55 кВт и один дутьевой вентилятор
ВД-15,5; п=750 об/мин, с электродвига-
телем 55 кВт.
Присоединительные размеры котла
КВ-ГМ-30 следующие: выход топочных га-
зов — короб с живым сечением 2636Х
Х960 мм, обрамленный швеллером № 10;
вход горючего газа в горелку — патрубок
Dy 200 мм с плоским фланцем; вход ма-
зута — труба Dy 50 мм; вход вторичного
воздуха — короб фронтовой с подводом
воздуха снизу, входным сечением 2900Х
Х533 мм, обрамленный уголком 50x50x5;
вход первичного воздуха — патрубок dBa
340 мм с плоским фланцем; вход сетевой
воды — в две нижние камеры диаметром
219X10 мм (общий подводящий водовод
диаметром 273 X 8 мм); выход сетевой во-
ды— из нижней камеры диаметром 219Х
ХЮ мм с переходом на трубу диаметром
273x8 мм.
Котел ПТВМ-ЗОМ-4. Г азомазутный
водогрейный котел типа ПТВМ-ЗОМ-4 теп-
лопроизводительностью ~41 МВт
(35 Гкал/ч) на мазуте имеет П-образную
компоновку и оборудован шестью механи-
ческими газомазутиыми горелками, распо-
ложенными по три на боковых стенах
топки.
Общий вид котла представлен на
□ис. 3-26, а техническая характеристика да-
на в табл. 3-4.
Топочная камера котла полностью
экранирована трубами диаметром 60 мм,
расположенными с шагом 64 мм. Конвек-
тивная поверхность нагрева, состоящая из
двух пучков труб, расположена в конвек-
тивной шахте и выполнена в виде U-образ-
чых ширм из труб диаметром 28 мм, рас-
положенных параллельно фронту котла.
Концы ширм вварены в стояки из труб
диаметром 83 мм, расположенных на боко-
вых стенках конвективной шахты с шагом
i28 мм. Задний экран конвективной шахты
выполнен также из труб диаметром 60 мм.
Конвективные пучки имеют шахматное
расположение труб с шагом si=64 мм и
з2=40 мм.
Трубная система котла на отметке
5,14 м опирается на каркасную раму. Обму-
ровка к01ла облегченная с креплением не-
посредственно к трубам.
Котлы, предназначенные для работы на
мазуте, оборудуются .дробеочистительной
установкой. Котел оборудован шестью га-
зомазутными горелками с мазутными фор-
сунками механического распыливания про-
изводительностью по газу 660 1М3/ч и по
мазуту 620 кг/ч. Требуемое давление газа
~0,02 МПа (0,2 кгс/см2), давление мазута
~2,0 МПа (20 кгс/см2).
Воздушное дутье производится от од-
ного вентилятора типа ВД-12 «а 730 об/мин
с электродвигателем мощностью 40 кВт.
Тяга — дымососная с помощью одного
дымососа типа Д-15,5X2 на 730 об/мин
с электродвигателем мощностью 95 кВт.
Вход и выход сетевой воды осуще-
ствляются трубами диаметром 273X8 .мм,
выведенными на заднюю сторону котла на
отметке 600 мм над уровнем пола.
Выход топочных газов—короб на зад-
ней стене котла с внутренними размерами
3672X800 мм, под приварку.
Вход дутьевого воздуха осуществляет-
ся через два короба по бокам котла с вход-
ными внутренними размерами 1000X600 мм.
Подвод газа к горелкам — одной трубой
Dy 200 мм, подвод мазута — двумя трубами
Dy 50 мм.
Котел ЭЧМ-60-2. Пылеугольный во-
догрейный котел типа ЭЧМ-60-2 запроек-
тирован для сжигания кузнецких, караган-
динских и экибастузоких углей, но пригоден
также для сжигания ирша-бородинского и
азейского углей.
Котел имеет П-образную компоновку,
экранированную топочную камеру и кон-
вективную шахту, в которой располагаются
конвективные поверхности нагрева соб-
ственно котла и воздухоподогреватель. Гид-
равлическая схема котла—прямоточная.
Котел предназначается для работы IB ос-
новном режиме с подогревом воды от 70
до 150 °C. Схема продольного .разреза этого
котла представлена на рис. 3-27, и основные
технические характеристики приведены
в табл. 3-4.
Все стены топочной камеры и потолок
ее закрыты экранами из труб диаметром
60 мм с шагом 64 мм. Нижняя часть то-
почной камеры 'выполнена в виде холодной
воронки, а задний экран в верхней части
разведен в пятирядный фестон.
Конвективные поверхности котла вы-
полнены из U-образных змеевиков диамет-
ром 32Х-3 'мм, расположенных параллельно
фронту котла. Змеевики вварены в стояки
на боковых стенах конвективной шахты и
образуют два пакета с шахматным распо-
ложением труб. Между пакетами конвектив-
ной поверхности котла расположен трубча-
тый воздухоподогреватель из труб диамет-
ром 40X1,5 мм.
89
Объем топочной камеры 330 м3, луче-
восггринимающая поверхность топочной ка-
меры 283 м2 суммарная площадь кон-
вективной поверхности нагрева 1070 м2.
поверхность нагрева воздухоподогревателя
2760 м2
Топочная камера котла оборудована че-
тырьмя пылеугольными горелками типа
/4677
Рис. 3-26. Общий вид газомазутного
а — продольный разрез;
а)
90
УО ОРГРЭС производительностью по
3200 кг/ч каждая, расположенными на
фронтовой стене котла в два ряда; тип
пылеугольной горелки уточняется соответ-
ственно сжигаемому топливу. Для растоп-
ки котел снабжен двумя мазутными фор-
сунками механического распыливания про-
изводительностью по 800 кг/ч, требуемый
напор мазута ~2,0 МПа (20 кгс/см2').
Очистка конвективных поверхностей на-
грева и воздухоподогревателя осуще-
ствляется дробью.
Шлакоудаление гидравлическое с по-
мощью смывной шахты.
Котел характеризуется следующими
присоединительными размерами: выход то-
почных газов — два короба по бокам кон-
вективной шахты с внутренним сечением
1500X2000 мм, под приварку; вход холод-
ного воздуха и выход горячего воздуха из
водогрейного котла типа ПТВМ-ЗОМ-4.
б — поперечный разрез.
91
Рис. 3-27. Схематический продольный разрез пылеугольного водогрейного котла типа
ЭЧМ-60-2 теплопроизводительностью 70 МВт (60 Гкал/ч).
а — двусторонний выход топочных газов к золоуловителям; б — вход холодного воздуха в воздухоподо-
греватель; в — выход горячего воздуха из воздухоподогревателя; 1 — экранированная топочная камера;
2 — верхний конвективный пучок; 3 — нижний конвективный пучок; 4 — трубчатый воздухоподогреватель;
5 — приемный бункер дробеочистки; 6 — турбулентные пылеугольные горелки; 7 — шахтный сепаратор
молотковой мельницы; 8— молотковая мельница; 9 — камера гидравлического шлакоудаления; 10 — эжек-
тирующее дробеструйное устройство.
ВП — воздуховоды внутренним сечением
5152x1542 мм, под приварку; вход и вы-
ход сетевой воды — труба диаметром 325 X
Х8 мм. Наибольший габаритный размер
котла по ширине с площадками обслужи-
вания составляет 9 м.
К котлу устанавливаются следующие
тягодутьевые машины: один дымосос типа
Д-18Х2 производительностью 220 000 м3/ч,
с напором ~3300 Па (330 кгс/м2), на
735 об/мни, с электродвигателем мощно-
стью 400 кВт; один дутьевой вентилятор
типа ВД-18 производительностью
130 000	м3/ч, с напором 3300 Па
(330 кгс/м2), на 580 об/мин, с электродви-
гателем мощностью 200 кВт.
Комбинированные пароводогрейные кот-
лы. Комбинированные газомазутные паро-
водогрейиые котлы производительностью
116 и 210 МВт (100 и 180 Гкал/ч) находят-
ся в стадии разработки головных образцов.
Поэтому приводимые здесь конструктивные
данные по ним следует рассматривать лишь
как предварительные.
На рис. 3-28 и 3-29 представлены об-
щий впд и гидравлическая схема КТК-100.
Конструкция котла разработана на базе во-
догрейного котла КВ-ГМ-100. Как видно из
схемы, в качестве парообразующих конту-
ров использованы боковые и фронтовой
экраны топки. Паровые контуры включа-
ются на выносные циклоны с двухступенча-
той сепарацией пара. Для компенсации не-
равномерности питания и циркуляционных
92
пульсаций паровые контуры снабжаются
уравнительными емкостями. Пар от вынос-
ных циклонов направляется в пароперегре-
ватель, размещаемый в газоходе, включен-
ном в газовый тракт параллельно основным
конвективным поверхностям нагрева. В этом
же газоходе размещаются поверхности на-
грева водяного экономайзера, подогреваю-
щего питательную воду, поступающую
в паровой контур. Количество газов, про-
ходящих через основную конвективную
шахту и параллельный газоход, регулирует-
ся чугунными шиберами, установленными
за котлом.
Согласно заданию на разработку
(ГСПИ «Промэнергопроект», 1973 г.) ко-
тел должен допускать работу как в пико-
вом, так и в основном режиме. В номи-
нальном режиме он должен обеспечивать
паровую нагрузку до 40% по отпускаемо-
Рис. 3-28. Общий вид комбинированного пароводогрейного котла КВ-ГМ-100 (КТК).
93
В теплосеть
Задний
экран
топки
Подвод пита-
тельной Воды
Из теплосети.
Конвективные
поверхности.
Вое я нои эко-
ном айзеп.
Задний,
экран
котла
Верхний коннектор
\/.' ,.' 1 Нижний коллектор 
______Линия,демонтируемая при работе
котла по Водогрейному режиму
______Линия, демонтируемая при работе
котла на пароводогрейном режиме
Рис. 3-29. Гидравлическая схема комбинированного пароводогрейного котла КВ-ГМ-lOf
(КТК).
Фронто-
£ экран
Боковой
/экра.н
Боновой
/Экран
Конвективные
поверхности
му теплу с параметрами ~1,4 (2,4) МПа
(14 (24) кгс/см2], 250 °C.
Котел должен обеспечивать постоянный
(потребный) отпуск пара при снижении во-
догрейной нагрузки до 50%. Конструкция
котла проектируется для работы под над-
дувом с коэффициентом избытка воздух!
1,02—1,03 и должна вписываться в котель
ную ячейку с размерами 12 м по ширии
и 18 м по глубине. Более подробны!
сведения по- этим котлам приведем
в [Л. 39].
94
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И КОМПОНОВКА КОТЕЛЬНЫХ
4-1. ОБОРУДОВАНИЕ, УСТАНАВЛИВАЕМОЕ
НА ТРАКТЕ ТОПОЧНЫХ ГАЗОВ
И ДУТЬЕВОГО ВОЗДУХА
Водяные экономайзеры (кроме
контактных) и воздухоподогревате-
ли котельных агрегатов рассматри-
ваемой мощности всегда являются
тринадлежностью собственно котла
(см. гл. 3). Поэтому они отдельно
не рассматриваются. Вспомогатель-
ное оборудование пылеприготови-
тельных установок котельных агре-
гатов рассмотрено выше в гл. 2.
Конструкция контактных водя-
ных экономайзеров подробно опи-
?ана в [Л. 31—33]. При проектиро-
вании их установки следует руко-
водствоваться данными, указанны-
ми в этих источниках.
Золоуловители. Для улавлива-
ния золы в центральных котельных
паровыми котлами паропроизво-
„ительностью 50 т/ч и выше и пы-
•еугольными водогрейными котла-
ми теплопроизводительностью от
55 МВт применяются сухие инер-
ционные золоуловители, мокрые
тлоуловители и электрофильтры.
Концентрация золы в уходящих
газах рассматриваемых паровых и
1эдогрейных котлов не превышает
-) г/м3 (при нормальных условиях),
• очистка их от золы возможна
помощью одной ступени золо-
'авливания. Проектирование зо-
лэулавливающих установок должно
гэоизводиться в соответствии
К СН369-74 [Л. 40].
К группе сухих инерционных so-
г.-уловителей относятся батарейные
пклоны типа ВЦ с чугунными эле-
ментами диаметром 250 мм и бата-
^йные инерционные золоуловители
I- яструкции треста «Энергоуголь»
: тангенциальным подводом газов
I циклоны. Широко распространен-
[ я конструкция чугунных батарей-
ных золоуловителей неоднократно
описывалась в технической литера-
туре [Л. 22, 41]. Необходимо лишь
заметить, что золоуловители этого
типа имеют относительно низкий
к. п. д., как правило, не превышаю-
щий 70%, что не отвечает современ-
ным требованиям по очистке газов,
выбрасываемых промышленностью
в атмосферу. Поэтому при проек-
тировании центральных котельных
установок следует ориентироваться
на конструкции золоуловителей
с более высоким к. п. д.
Сухие инерционные золоулови-
тели конструкции «Энергоуголь»
обеспечивают к. п. д. 91—95% 
Однако заводское производство их
не налажено. Изготавливают их
либо силами монтажных организа-
ций, либо в мастерских эксплуата-
ционных служб котельных устано-
вок по конструктивным размерам,
соответствующим требуемой произ-
водительности золоуловителя (по
данным треста «Энергоуголь»).
К группе мокрых золоуловите-
лей относятся золоуловители типа
МП-ВТИ, разработанные Всесоюз-
ным теплотехническим институтом
совместно с институтом «Гипрогазо-
очистка» и золоуловители с трубой
Вентури конструкции Уральского
отделения ОРГРЭС.
Золоуловители МП-ВТИ обеспе-
чивают очистку от золы топочных
газов с к. п. д. 90—95%, но при-
годны для улавливания золы с со-
держанием CaO+MgO не более
15%- При большем содержании
СаО (например, ирша-бородинский
бурый уголь — 26 %, назаровский
бурый уголь — 32 %) прутковая
решетка золоуловителя быстро
забивается сульфитными отложе-
ниями, что выводит их из строя.
Золоуловители УО ОРГРЭС
пригодны для улавливания золы
95
с содержанием СаО не более 25%,
к. п. д. этих золоуловителей доста-
точно высокий и равен 90% и более
в зависимости от марки сжигаемо-
го топлива. Так, например, по дан-
ным испытаний на котлах, в кото-
рых сжигается экибастузский уголь
[Л. 45], их к. п. д. составляет от
92 до 97%. Конструкция этих золо-
уловителей модернизирована Все-
союзным теплотехническим инсти-
тутом для улавливания золы с со-
держанием СаО до 35%• Для этого
разработана труба Вентури спе-
циальной конструкции типа
МС-ВТИ, обеспечивающая отсутст-
вие сульфитных отложений на ней
[Л. 44]. Учитывая эту модерниза-
цию, можно считать конструкцию
золоуловителя с трубой Вентури
пригодной для золоулавливания
при сжигании любых сортов твер-
дого топлива, включая торф.
К последней группе золоулови-
телей относятся электрофильтры —
высокоэффективные аппараты су-
хого золоулавливания, имеющие
к. п. д. 96—98%. Электрофиль-
тры— дорогие аппараты, установка
их обходится в 4—5 раз дороже,
чем мокрых и инерционных золо-
уловителей, поэтому применение их
в центральных котельных может
быть оправдано в редких случаях —
к крупным пылеугольным водо-
грейным котлам для получения
сухой золы и обеспечения санитар-
ных требований высокой степени по
защите воздушного бассейна от за-
грязнения золой. Перейдем теперь
к рассмотрению конструкций ука-
занных золоуловителей.
Батарейные	инерцион-
ные золоуловители с тан-
генциальным	подводом
газа системы треста
«Э н е р г о у г о л ь». Золоуловитель
состоит из батареи цилиндрических
элементов — циклонов диаметром
245X7 мм, заключенных в сварной
металлический корпус с эоловыми
бункерами под ним. Конструкция
элемента показана на рис. 4-1,а,
а вся батарея на рис. 4-1,6.
96
Отличительной особенностью
батарейного циклона с танген-
циальным подводом газа является
отсутствие ’ сопрягаемых деталей —
аксиальных завихривающих аппа-
ратов типа «винт» или «розетка»,
требующих при установке точной
подгонки с корпусом для предупре-
ждения межэлементного перетока
газов. Одинаковое гидравлическое
сопротивление элементов, во мно-
гом определяющее высокую степень
очистки газов, достигается лишь
выдержкой равенства основных гео-
метрических размеров и в первую
очередь — входных отверстий эле-
ментов. Следует отметить, что бо-
лее высокая степень очистки газов
в таком аппарате по сравнению
с аппаратами, имеющими аксиаль-
ные завихрения, объясняется также
и более совершенной организацией
циклонного процесса. Эффектив-
ность аппарата повышается благо-
даря тому, что вход газов в цикло-
ны через входные улитки осущест-
вляется под углом 90° к оси цикло-
нов (рис. 4-1). Это способствует
увеличению числа спиралей, описы-
ваемых газовым потоком в цикло-
не. Оптимальная условная скорость
газа через элемент лежит в преде-
лах 2,5—3 м/с. Коэффициент гид-
равлического сопротивления бата-
рейного циклона, отнесенный к ус-
ловному сечению элемента, лежит
в пределах 90—105. Результаты
испытаний этих золоуловителей .при-
ведены в [Л. 42, 43].
Мокрые прутковые золо-
уловители типа МП-ВТИ.
Разработаны ВТИ и институтом
«Гипрогазоочистка». Конструкция
золоуловителя представлена на
рис. 4-2. В золоуловителях типа
МП-ВТИ зола улавливается в ос-
новном на прутковой решетке во
входном патрубке золоуловителя,
смачиваемого водой из специальных
сопл, установленных перед решет-
кой. Решетка имеет четыре и более
ряда горизонтально расположенных
прутков с шахматным расположе-
нием рядов и выполняется из кор-
900
Рис. 4-1. Батарейный циклон с тангенциальным подводом газа в элементы.
а — циклонный элемент; б — общий вид.
Рис. 4-2. Золоуловитель мокропрутковый
типа МП-ВТИ (размеры см. табл. 4-1).
розионно-стойкой песчано-бакелито-
вой массы.
Очищаемые газы и капли воды,
уносимые ими с решетки, а также
зола, не уловленная на решетке,
тангенциально вводятся в цилиндри-
ческую часть скруббера, благодаря
чему газам сообщается вращатель-
ное движение и происходит сепара-
ция воды на стенку скруббера.
Одновременно происходит улавли-
вание золы, проскочившей через ре-
шетку. Внутренняя поверхность
скруббера облицована керамически-
ми плитками и смачивается водой
из сопл, расположенных венцом
сверху золоуловителя. Эоловая
пульпа стекает в нижний конус зо-
98
лоуловителя, откуда через гидроза-
твор отводится в канал.
Производительность золоулови-
телей и их конструктивные разме-
ры приведены в табл. 4-1. Условная
скорость газов, отнесенная к жи-
вому сечению цилиндрической части
золоуловителя, должна быть не бо-
лее 5 м/с, если считать по объему
газов при температуре их перед
золоуловителем. Оптимальная ско-
рость равна 4,5 м/с. Скорость газов;
в живом сечении входного патрубка
золоуловителя должна быть равной
11—12 м/с.
Расход воды [Л. 41] должен
иметь следующие значения:
В верхних форсунках, л/с............0,14
При орошении решетки, л/с...........0,55
В сопле гидравлического затвора в кор-
пусе, м3/ч.......................... 3
Кроме того, периодически 1 раз
в смену в течение 5 мин требуется
расход воды на промывку входного
патрубка из расчета 11—14 л/с.
Избыточнее давление воды МПа (кгс/см2)-
В верхних соплах, при
орошении решетки и
гидрозатвора........-^0,15 (1,5) уточ-
няется при эксп-
луатации
При промывке патрубков	~ 0,25 (2,5)
Общий коэффициент гидравли-
ческого сопротивления аппарата,
отнесенный к скоростному напору
на входе перед решеткой, равен 10.
Сопротивление золоуловителя
подсчитывается по формуле
= е ~2~ Рвх,	(4-
где Др— сопротивление аппарата,
Па; g — коэффициент гидравличе-
ского сопротивления, g = 10; IFBS —
скорость газов во входном патруб-
ке, м/с; рВх—плотность газов перед
золоуловителем, кг/м3.
Типовая конструкция золоулови-
телей МП-ВТИ предусматривает
четырехрядную прутковую решетку
во входном патрубке золоуловите-
ля, при котором обеспечивается
к. п. д. его до 95%. Согласно реко-
мендациям ВТИ к. и. д. золоулови-
Таблица 4-1
Техническая и конструктивная характеристика золоуловителей МП-ВТИ
Характеристика золоуловителей	Внутренний диаметр корпуса золоуловителя, мм					
	2300	2600	2700	3100	3300	4000
Производительность, м3/ч (при температуре газов перед золоуло- вителем)*	64 800	79 200	81 000	121 680	137 520	204 000
Количество форсунок, смачиваю- щих корпус	18	20	20	24	24	30
Площадь сечения входного пат- рубка, м2 Размеры, мм:	1,57	1,74	2,26	2,7	3,3	4,5
а	7960	8600	9240	10 530	11 160	13 650
б	6580	7120	7660	8640	9280	11 400
в	3820	3965	4130	4310	4500	4800
г**	1870	2080	2080	2480	2480	3675
	880	880	ИЗО	ИЗО	1380	1225
е	1325	1475	1500	1800	1825	2350
ж	1900	2030	2065	2325	2360	2850
3	3858	4007	4170	4355	4545	4850
* При оптимальной условной скорости 4,5 м/с.
** Размер входного патрубка в свету.
Примечание. Золоул’озители всех типоразмеров имеют четырехрядную прутковую решетку. Максималь-
но допустимая температура газоз 170°С, к. п. д. золоулозителя 9J—95%. Обозначения размеров соответствуют
рис. 4-2.
телей МП-ВТИ может быть повы-
шен до 97—98% при установке во
входном патрубке второй четырех-
рядной решетки последовательно
с первой.
При рекомендуемых скоростях
газов сопротивление золоуловителя
составляет 650—800 Па (65—
80 кгс/м2). Вода на орошение золо-
уловителя МП подводится либо че-
рез регулятор давления типа «после
себя» (рис. 4-3), либо через напор-
ный бак (рис. 4-4) для обеспечения
постоянства давления воды перед
оросительными соплами, что имеет
большое значение для нормальной
работы золоуловителя. Ороситель-
ные сопла и смывные форсунки
очень чувствительны ко всякого ро-
да механическим примесям в воде
и требуют тщательной очистки ее.
Поэтому воду, подаваемую к фор-
сункам, предварительно пропускают
через механические гравийные филь-
тры. Фильтры периодически очища-
ются путем промывки их обратным
током воды.
При прохождении газов через
золоуловитель происходит их охла-
7*
ждение. Температура газов за золо-
уловителем может быть подсчитана
по формуле
t'r- t"r=k(t'-r-/м.т), (4-2)
где t'r, t"r — температура газов до
и после золоуловителя, °С; /м.т—
температура мокрого термометра,
°C (по состоянию газов перед золо-
уловителем); k — коэффициент, ко-
торый при четырехрядной решетке
принимается 0,45, при восьмиряд-
ной— 0,65.
Количество испаряющейся влаги
составляет 6—10% расхода воды
на орошение золоуловителя.
Золоуловители этого типа изго-
товляются заводами котельно-вспо-
могательного оборудования и на
монтаже по типовым чертежам ин-
ститута «Гипрогазоочистка» и могут
устанавливаться как в закрытых
помещениях, так и на открытом
воздухе. В последнем случае тре-
буется устраивать ограждения зоны
обслуживания входного патрубка
золоуловителя с прутковой решет-
кой и зоны верхних смачивающих
сопл, предохраняющие находящую-
99
Рис. 4-3. Схема подачи воды в золоуловители МП-ВТИ с напорным баком.
Пр — поплавковый регулятор; Ф — фильтр; 1 — манометр; 2 — на верхние сопла; 3 — на решетки; 4
сливной трубопровод; 5 — на промывку патрубков.
Рис. 4-4. Схема подачи воды в золоуловители типа МП-ВТИ от напорной линии с регуля-
тором давления «после себя».
ф — фильтр; ПС — регулятор давления «после себя»; / — манометр; 2 — на верхние сопла; 3 — на ре-
шетки; 4 — сливной трубопровод; 5—на промывку патрубков.
100
ся в них воду от замерзания зимой.
Открытая установка золоуловите-
лей МП-ВТИ допускается в районах
с расчетной температурой для отоп-
ления —15°С и выше. С наружной
стороны корпус золоуловителя и
входной патрубок изолируются.
Эксплуатация золоуловителей
МП-ВТИ должна производиться
в соответствии с руководящими
указаниями, разработанными ВТИ.
Как уже отмечалось выше, золо-
уловители типа МП-ВТИ не при-
годны для улавливания золы углей,
содержащей CaO+MgO в количе-
стве более 15%. К таким топливам
относятся [Л. 15]:
	СаО, %	MgO, %
Ирша-бородинский уголь	26,0	5,0
Березовский уголь . . .	42,0	6,0
Назаровский уголь . . .	32,0	5,0
Прибалтийские сланцы	43,2	3,2
Торф		25,0	—
Мокрый золоуловитель
с трубой Вентури. Золоуло-
вителю присвоено обозначение
МВ-УО ОРГРЭС (М—мокрый, В —
Вентури, конструкции Уральского
отделения треста ОРГРЭС). В этих
золоуловителях орошаемая решет-
ка заменена патрубком по типу
трубы Вентури с впрыском воды
в горловину этой трубы (турбулент-
ный коагулятор). Общий вид пред-
ставлен на рис. 4-5.
Улавливание золы осуществля-
ется в скруббере, куда поступает
поток газов из коагулятора. Эффек-
тивность золоулавливания обуслов-
ливается коагулирующими свойст-
вами трубы Вентури, т. е. укрупне-
нием золовых частиц в потоке га-
зов, проходящих через интенсивно
смачиваемую горловину трубы Вен-
тури с большой скоростью (60—
80 м/с). Длительная эксплуатация
золоуловителей этого типа на не-
скольких котельных установках и
испытания их, проведенные специ-
альной межведомственной комис-
сией в 1970 г., показали высокие
качества их работы, отсутствие за-
бивания газового тракта сульфит-
Рис. 4-5. Золоуловитель МВ-УО ОРГРЭС
мокрып с трубой Вентури.
1 — высокоскоростной турбулентный коагулятор
типа «Вентури»; 2 — золоуловитель; 3 — орошаю-
щее устройство; 4 — входной патрубок; 5 — газо-
провод к дымососу; 6 — дымосос.
ными образованиями, простоту и
надежность эксплуатации.
Ниже приводятся основные раз-
меры установки по проекту УО
ОРГРЭС к одному из паровых кот-
лов. Труба Вентури имеет следую-
щие размеры:
Диаметр горловины.............. 650	мм
Длина горловины................ 200	мм
Длина конфузора................ 930	мм
Угол конфузора.................... 22°
Длина диффузора................4100 мм
Угол диффузора..................... 4°
Расположение труб Вентури вер-
тикальное, соединение со скруббе-
ром поворотным коленом. Горлови-
на трубы Вентури орошается одной
центробежной форсункой с давле-
нием воды перед ней примерно до
0,4 МПа (4 кгс/см2). Удельный рас-
ход воды 0,14—0,22 л/м3 (для объе-
ма газов при нормальных усло-
виях). Общее сопротивление уста-
новки приблизительно ~1300 Па
(130 кгс/м2). Температура газов за
установкой около 70°С. Возможны
компоновки и с другим расположе-
нием трубы Вентури. Для улавли-
вания золы топлив с содержанием
СаО>’25% требуется труба Венту-
ри специальной конструкции, типа
МС-ВТИ (см. выше).
Электрофильтры. Аппараты, ис-
пользующие для улавливания пыли
(в нашем случае золы) электроста-
тическое поле, создаваемое между
коронирующими и осадительными
101
Рис. 4-6. Трехпольный горизонтальный электрофильтр типа У Г первого габарита.
1 — осадительный электрод; 2 — коронирующий электрод; 3 — привод встряхивания короннрующих элек-
тродов; 4 — привод встряхивания бункеров; 5— привод встряхивания газораспределительной решетки;
6 — привод встряхивания осадительных электродов.
электродами при подводе к ним
выпрямленного тока с напряже-
нием от 60 до 90 .кВ (свойство за-
ряженных электрическим зарядом
твердых частиц притягиваться к по-
люсу обратного знака).
Электрофильтры, применяемые
в настоящее время для улавлива-
ния золы, представляют собой ка-
меры с горизонтальным потоком га-
зов. Внутри камер электрофильтра
находятся параллельно располо-
женные пластины коробчатого типа
(осадительные электроды), присо-
единяемые к положительному полю-
су источника питания. Между оса-
дительными электродами распола-
гаются коронирующие электроды,
присоединяемые к отрицательному
полюсу источника питания.
Поток газов из котла проходит
по щелям, образованным осади-
тельными электродами. Под влия-
нием высокого напряжения на ко-
ронирующих электродах возникает
коронирующий электрический раз-
ряд, в результате которого образу-
ется поток отрицательно заряжен-
ных ионов и электронов к осади-
тельным электродам. Частицы золы,
102
содержащиеся в потоке газа, заря-
жаются и вместе с потоком движут-
ся к осадительным электродам, на
которых и оседают. Осадительные
электроды периодически встряхива-
ются специальным механизмом, и
осевшая на них зола ссыпается
в бункер, расположенный под оса-
дительной камерой [Л. 41].
Отечественной промышленно-
стью (Семибратовский завод газо-
очистительной аппаратуры) выпу-
скаются электрофильтры типа УГ
(унифицированные, горизонталь-
ные) двух-, трех- и четырехпольные
(рис. 4-6 и табл. 4-2). Температура
газов перед электрофильтром допу-
скается не выше 250°С.
Получение высоких значений
к. п. д. электрофильтров возможно
при малых скоростях протекающих
по ним газов, не более 1,5 м/с, что
должно учитываться при выборе
типоразмера электрофильтра для
данного котельного агрегата.
Эффект улавливания золы в зна-
чительной степени зависит от фрак-
ционного состава золы в дымовых
газах котла. Вследствие малых ско-
ростей газов сопротивление элек-
Таблица 4-2
Характеристика электрофильтров типа УГ
(Семибратовский завод газоочистительной аппаратуры)
Тил электро- фильтра	Коли- чество полей	Площадь активного сечения, ма	Габаритные			размеры, мм		
			а	Ь	С	d	1	k
УГ1-2-10-04	2	10	5960	12 310	3000	3000	9000	32G0
УП-3-10-04	3	10	5960	12310	3000	3000	12 000	2660
УГ1-2-15-04	2	15	7460	12310	4500	4350	9000	3260
УГ1-3-15-04	3	15	7460	12310	4500	4350	12 000	2660
УГ2-3-26-04	3	26	7460	15 380	4500	4350	13 500	3260
УГ2-4-26-04	4	26	7460	15 380	4500	4350	18 000	3260
УГ2-3-37-04	3	37	8960	15 380	6000	6000	13 500	3260
УГ2-4-37-04	4	37	8960	15 380	6000	6000	18 000	3260
УГ2-2-53-04	3	53	11 960	15 380	9000	8500	13 500	3260
УГ2-4-53-04	4	53	11960	15 380	9000	8500	18 000	3260
УГ2-3-74-04	3	74	14 960	15 380	12 000	11800	13 500	3260
УГ2-4-74-04	4	74	14 960	15 380	12 000	11 800	18 000	3260
Примечания: 1. Электрофильтры 1-го J абарита имеют высоту камеры на выходе 4009 мм, а электро-
фильтры 2-го габарита 7000 мм (рис. 4-6).
2. Двухпольные электрофильтры имеют длину 9600 мм, трехпольные— 14 100 мм и четырехпольные— 18 600 мм.
3. Размер а — полная габаритная ширина с площадками обслуживания.
4. В обозначении: У — унифицированный: Г — горизонтальный; 1 (2) — первый (второй) габарит; 2 (3, 4) — число
полей; 10 (или другая цифра) — плошадь активного сечения: 04 — номер заводской модификации.
трофильтров невелико и составляет
~200 Па (20 кгс/м2). Устанавли-
ваются электрофильтры на откры-
том воздухе, сверху над ними со-
оружается шатер для защиты от
атмосферных осадков. Нижняя
часть установки, где помещаются
золовые бункера и золосмывные
аппараты, не закрывается или имеет
легкие ограждения. В исключитель-
ных случаях, при суровых климати-
ческих условиях, электрофильтры
устанавливаются в закрытых поме-
щениях. Снаружи электрофильтры
изолируются.
Каждый котельный агрегат дол-
жен иметь свою группу электро-
фильтров. Компоноваться электро-
фильтры должны так, чтобы все
конструкции группы электрофиль-
тров одного котла вписывались по
ширине в ячейку своего котельного
агрегата. Дымососы и дымовая тру-
ба устанавливаются по ходу газов
за электрофильтрами. Выпрями-
тельные (преобразовательные) стан-
ции, от которых электрофильтры
получают напряжение, обычно рас-
полагаются в специальном помеще-
нии, расположенном параллельно
зданию котельной (рис. 4-7). Про-
ектированием установок электро-
фильтров, т. е. выбором их и ком-
поновкой, занимается специализи-
рованный институт «Гипрогазо-
очистка».
Тягодутьевые машины. Для вы-
бора тягодутьевых машин котельно-
го агрегата нужно иметь расчетные
данные по сопротивлению газового
и воздушного трактов, а также по
объемам топочных газов и воздуха,
перекачиваемых машинами. Сопро-
тивления проходу газов и воздуха
через отдельные элементы котло-
агрегата подсчитываются согласно
Нормам аэродинамического расче-
та котлоагрегата, разработанным
Центральным котлотурбинным ин-
ститутом ЦКТИ [Л. 46]. Объемы
газов и воздуха, живые сечения
газовоздухопроводов и температу-
ры газов и воздуха принимаются на
основании теплового расчета котло-
агрегата и по конструктивным чер-
тежам котла и газовоздухопроводов
В котельных агрегатах, работающих
под наддувом, подсчитывается со-
юз
противление всего газовоздушного
тракта от входа в дутьевой тракт
до выхода из дымовой трубы, со-
гласно которому и выбирается ха-
рактеристика дутьевого вентиля?
тора.
Производительность тягодутье-
вых машин (количество газов, по-
даваемое машиной) определяется
объемом топочных газов, отсасы-
ваемых из котла, или объемом хо-
лодного воздуха, подаваемого в ко-
тел (через воздухоподогреватель
или непосредственно в топку).
Объемы воздуха и газов зависят от
рабочих параметров котла, количе-
ства и характеристики топлива,
сжигаемого в топке, и от их темпе-
ратуры. В расчетах котельных агре-
гатов эти величины находятся в ре-
зультате выполнения теплового рас-
чета.
Расчетная производительность
машин Срасч (м3/ч) определяется
по формуле
Срасч — Кзап VKh,	(4-3)
где V — действительный объемный
расход газов или воздуха при номи-
нальной нагрузке котлоагрегата,
м3/ч; Kh — поправка на давление;
Кзап — коэффициент запаса по про-
изводительности [Л. 46].
Расчетный напор машины (Я™'")
определяется по формуле
Н™ш = КажН^4,	(4-4)
где — расчетный полный пере-
пад давления по тракту, МПа [Л. 46];
/’Сзап — коэффициент запаса по напору
[Л. 46].
При нагрузках котельного агре-
гата, отличных от номинальной,
производительность дымососов и
дутьевых вентиляторов изменяется
примерно пропорционально нагруз-
ке котла, а сопротивление газового
и воздушного трактов — пропорцио-
нально квадрату нагрузки.
В 1975 г. отечественная про-
мышленность начала выпускать
дутьевые вентиляторы и дымососы
новой конструкции с колесами, по-
164
Таблица 4-3
Характеристики дутьевых вентиляторов серий 0,55-40°-! и 0,7-160°-!!,
а также дымососов серий 0,55-40°-! и 0,7-37°
(двустороннего и одностороннего всасывания)
Типоразмер машины	Параметры на режиме максимального к. п.			Д-	Ориентировочные габаритные размеры машины с двигате- лем, м
	Частота вращения, об/мин	Производи- тельность, №/Ч	Полный напор Па (кгс/м2)	Мощность на валу машины, кВт	
Дутьевые вентиля- торы:					
ВДН-15	1000	54 000	-43200(320)	60	4,4X3,2X2,6
ВДН-17	1000	60 000	-44800(480)	90	4,5X3,6X2,9
ВДН-18-IIy	980 740	115 000 85 000	-4 3650(365) -ч.2100(210)	130 1 55 /	4,7Х4.2ХЗ,3
ВДН-18-П	980	180 000	-4,3600(360)	200 1	4,9X4,2X3,3
	740	135 000	-4,2100(210)	100 J	
ВДН-20-Пу	980 740	165 000 125 000	-4,4500(450) -4.2500(250)	225 ) 100 J	5,8Х4,7ХЗ,7
ВДН-20-П	980 740	240 000 180 000	-4,4400(440) -4,2500(250)	350 1 150 J	5,6X4,7X3,7
Дымососы двусто-					
роннего всасывания серии 0,7-37°:					
Д-13,5Х2у	970	101 000	-4,3160(316)	125 )	
	730	75 000	-4,1730(173)	54 1	5,0X3,3X2,9
	485	50 000	-4.780(78)	16 1	
Д-15,5Х2у	730 580	105 000 80 000	-4,2400(240) -4,1530(153)	98 1 48 J	5,5X3,5X3,0
Д-18Х2	730	180 000	-4,3300(330)	270 1	6,0X4,0X3,5
	580	143 000	-4,2080(208)	135 J	
Д-20Х2	730	245 000	-4,4080(408)	460 1	6,5X4,2X3,9
	580	195 000	-4,2580(258)	230 /	
Дымососы односто-					
роннего всасывания серии 0,7-37®:					
Д-12	970	35 000	-4,2380(238)	27,5	2,8X2,0X1,9
Д-13,5	970	87 500	-4,3150(315)	114 )	
	730	65 500	-4,1790(179)	46,5 }	3,5X2,2X2,2
	485	44 000	4-790(79)	14,7 J	
Д-15.5	970	129 500	-4.4150(415)	217 ]	
	730	100 000	-4.2380(238)	95,5 |	3,6X2,4X2,4
	585	80 000	-4,1510(151)	50,0 1	
Д-18	730	170 000	-4.3150(315)	220 1	4,7X3,0X3,0
	585	140 000	-4.2050(205)	115 J	
Д-20	730	200 000	-4.3900(390)	380 1	4,5X3,5X3,4
	585	180 000	4.2600(260)	280 J	
Дымососы односто-					
роннего всасывания серии 0,55-40°-!:					
ДН-12,5	1000	24 200	-4 1640(164)	14	
ДН-12,5	1500	35 000	-4 3800(380)	45	
ДН-15	1000	50 000	-4 2300(230)	40	
ДН-17	750	57 000	-4 1700(170)	31	
	1000	76 000	-43000(300)	73	
105
Продолжение табл. 4-Ъ
Типоразмер машины	Параметры на режиме максимального ь. п. д.				Ориентировочные габаритные размеры машины с двигате- лем, м
	Частота вращения, об/ мин	ПрОИЗВОТН' тельность, м3/ч	Полный напор, Па (кгс/м2)	Мощность на валу машины, кВт	
ДН-19	600	63 000	-ч,1730(173)	38	
	750	79 000	-4-2700(270)	72	
	1000	105 000	-4.4800(480)	172	
ДН-21	600	90 000	-4,2120(212)	' 65	
	750	110 000	-4,3300(330)	. 124	
ДН-22ГМ	750	144 000	-4.3400(340)	172	
ДН-24ГМ	750	185 000	-4,4600(400)	262	
ДН-26ГМ	600	190 000	-4.3000(300)	210	
Примечания: 1. В цепях удобства комчо.ювки взе дыиоеосы и вентиляторы выпускаются с различными
разворотами улигок и всасывающих карманов. Допускаемые развороты приводятся в заводской технической докумен-
тации и в каталогах [Л. 47],
2. Дымососы имеет картерную смазку подшипников н охлаждение корпусов иодшнптик'ов водой с общим расхо-
дом около 0,5 м3/ч. Дутьевые вентиляторы имеют подшипники без охлаждения.
3. Расчетная температура для всех дутьевых вентиляторов -]-30оС. Расчетная температура для всех дымососов
старой серии 0,7-37° и дымососов новой серии 0,55-40’-I до типоразмера ДН-17 включительно принята равной 200°С
(максимально допустимая температура газов 253°). Расчетная температура дымососов от ДН-19 до ДН-26 равна 100°С
(максимально допусгимая 200°С).
4. Все вентиляторы и дымососы выпускаются в правом и левом исполнении. В правом исполнении вращение ро-
тора машины по часовой стрелке, если смотреть со стороны электродвигателя,
5. Все венти авторы и дымососы одкосторэдяего всасывания имеют осевые направляющие адпараты. Дымососы
двустороннего всасывания во всасывающих карманах имеют шиаерлые направляющие аппараты.
строенными по аэродинамическим
схемам 0,55-40°-! и 0,62-40° с загну-
тыми назад лопатками. В обозначе-
нии серии: 0,55 и 0,62 — относитель-
ный диаметр входа машины, равный
диаметру входа в диске рабочего
колеса, поделенному на внешний
диаметр рабочего колеса, 40° — ло-
паточный угол на выходе. По срав-
нению с машинами старой серии
0,7-37° с лопатками, загнутыми впе-
ред, имеющими к. п. д. не выше
70%, машины новой серии как по
к. п. д., так и по весовым показа-
телям значительно лучше своих
предшественников, к. п. д. их уве-
личен до 80—82 % 
Дутьевыми вентиляторами но-
вой серии (по аэродинамической
схеме 0,55-40°-!) заменяются ранее
выпускавшиеся дутьевые вентиля-
торы типов ВД-6, ВД-8, ВД-10,
ВД-12, ВД-13,5, ВД-15,5, а также
намечавшиеся к освоению дутьевые
вентиляторы типов ВДН-14П,
ВДН-14Пу, ВДН-16П и ВДН-16Ну.
Более крупные дутьевые маши-
ны будут выпускаться по-прежнему
согласно [Л. 47] по схеме 0,7-160-П
с загнутыми назад лопатками. Ды-
106
мососы новой серии одностороннего
всасывания будут выпускаться по
аэродинамической схеме 0,55-40°-!,
а двустороннего всасывания — по
аэродинамической схеме 0,64-40°.
Дымососы новой серии допускают
работу при запыленности потока
отсасываемых газов до 2 г/м3 (при
/ = 0оС) и при сухом и мокром спо-
собе золоулавливания. По мере
освоения промышленностью дымо-
сосов новой серии будет прекращен
выпуск старых дымососов типов
Д-8, Д-10, Д-12, Д-13,5; Д-15,5;
Д-18, Д-20, Д-13,5X2, Д-15,5X2;
Д-21,5X2. Ниже в табл. 4-3 приве-
дены характеристики тягодутьевых
машин применительно к типоразме-
рам, используемым в крупных про-
мышленных котельных.
Все машины имеют направляю-
щие аппараты, с помощью которых
можно регулировать подачу и на-
пор, развиваемый машиной. На
рис. 4-8 показан общий вид венти-
лятора ВДН-Пу. Выбор машин про-
изводится по заводским характери-
стикам, на которых дана зависи-
мость напора, развиваемого маши-
ной, от его производительности. На
этих же характеристиках очерчены
линии постоянных к. п. д. машин.
Характеристика одного из вентиля-
торов для постоянного, заданного
числа оборотов показана на рис. 4-9.
Характеристика тягодутьевых ма-
шин снимается на испытательном
стенде при подаче ими воздуха при
нормальном давлении и определен-
ной температуре, которая указыва-
ется на характеристике. В действи-
тельности дымососы, а в отдельных
случаях и дутьевые вентиляторы
работают с параметрами подавае-
мого газа, отличными от испыта-
тельных. Плотность, давление и
температура газов, подаваемых ды-
мососом, не равны таковым для
воздуха, на котором испытывалась
машина и снималась ее характери-
стика. Поэтому прежде чем выбрать
машину по ее характеристике, на-
до привести расчетный напор ко-
тельного агрегата к условиям ха-
рактеристики машины. Приведение
производится путем умножения рас-
четного сопротивления газового или
воздушного тракта на поправочный
коэффициент №?, который подсчи-
тывается по формуле
rzno	1,293 Т'газ 760-133	.. р-%
АР	рГ“ Лбар ’
где ро — плотность подаваемой сре-
ды при действительных условиях,
кг/м3; ТГаз и ТХар — абсолютная тем-
пература подаваемой среды и воз-
духа по характеристике машины, К;
Лбар — действительное барометриче-
ское давление, Па.
Приведенный расчетный напор
^пррасч, Па, равен:
Машины серии 0,7-160° имеют
высокий к. п. д. только при неболь-
ших величинах глубины регулиро-
вания. Поэтому при выборе этих
машин необходимо проверять их
работу не только на номинальном
режиме котлоагрегата, но и на ре-
жимах с длительными пониженны-
ми нагрузками. При изменении
числа оборотов машины характери-
Рис. 4-8. Общий вид дутьевого вентилятора одностороннего всасывания типа ВДН-Пу.
107
Рис. 4-9. Характеристика дутьевого вентилятора типа ВДН серии 07-160 (/в=30°С).
стика Q—Н изменяется по следую-
щим приближенным соотношениям:
=	(4-7)
где Qi и Q2— производительность
машины при исходной и изменен-
ной частоте вращения, м3/ч; щ
и п2— исходная и измененная ча-
стота вращения, об/мин.
Напор (полный или статиче-
ский)
(4-8)
Геометрическая форма характе-
ристики и к. п. д. собственно ма-
шин (без привода) при этом сохра-
няются постоянными, т. е. соответ-
ствующими исходной характеристи-
ке. Мощность привода машин Лгмощ,
кВт, подсчитывается по формуле
_ Qnacn^-lO-3
маШ 0.36^,^ ’
где QpaC4 — производительность ма-
шины при расчетном режиме, м’/ч;
77расч — расчетный полный напор, Па;
т]м — к. п. д. машины, °/0; з]дв —
к. п. д. двигателя, %; К"р— попра-
вочный коэффициент по формуле
(4-5).
Мощность электродвигателя вы-
бирается с запасом 10%' относи-
тельно подсчитанной мощности на
валу машины. При компоновке ды-
мососов и дутьевых вентиляторов
в промышленных котельных их сле-
дует размещать на нулевой отмет-
ке. Дымососы устанавливаются за
золоуловителями. Согласно нормам
технологического проектирования
котельных, работающих на жидком
и газообразном топливе, должна
применяться открытая установка
дымососов и дутьевых вентилято-
ров во всех климатических районах,
а для работающих на твердом топ-
108
ливе — в районах с расчетной тем-
пературой отопления выше —28°С.
Дымовые трубы. Назначение ды-
мовых труб заключается в отводе
продуктов сгорания топлива, уноса
и летучей золы в верхние слои ат-
мосферы в целях рассеивания их
в .воздушном пространстве.
Все паровые котлы промышлен-
ных котельных работают с прину-
дительным отводом топочных газов
тягодутьевыми машинами, поэтому
дымовые трубы специальных функ-
ций тяговых устройств не выпол-
няют. Самотяга дымовых труб лишь
помогает работе тягодутьевых уста-
новок.
Дымовые трубы сооружаются из
кирпича или железобетона с кир-
пичной футеровкой. Кирпичные тру-
бы сооружаются высотой до 100 м,
железобетонные — до 250 м. Для
небольших котельных установок
иногда сооружаются металлические
дымовые трубы с кирпичной футе-
ровкой. Диаметр выходного сечения
дымовых труб и их высота должны
выбираться исходя из расчета обес-
печения рассеивания в атмосфере
золы и сернистого газа до допусти-
мых концентраций. Эти расчеты
в настоящее время выполняются по
методике, разработанной специали-
зированными институтами и утвер-
жденной Госстроем СССР в 1974 г.
[Л. 40]. Размеры дымовых труб,
а следовательно, и их стоимость
находятся в обратной зависимости
от скорости газов в выходном сече-
нии трубы. Чем больше скорость,
тем меньше размер дымовой трубы
при равных исходных условиях,
а следовательно, меньше она стоит.
Однако с увеличением выходной
скорости аэродинамическое сопро-
тивление дымовой трубы растет
в квадратичной зависимости, а рас-
ход электроэнергии — в кубической
зависимости. Поэтому существует
определенный оптимум выходной
скорости газов. В настоящее время
для дымовых труб крупных про-
мышленных котельных принимают-
ся выходные скорости 20—25 м/с.
Диаметр устья трубы м,
подсчитывается по формуле
J &’|£)ВЫХ=-|/’/4.10Ч
L тр У Юто	'	'
где Vi — объемный расход газов
при температуре в выходном сече-
нии дымовой трубы, м3/с; Wp — вы-
ходная скорость, м/с.
В расчетах охлаждение дымовых
газов в стволе дымовой трубы ори-
ентировочно можно принимать 0,3°С
на 1 м трубы. Температура газов
при входе в дымовую трубу прини-
мается из теплового расчета котель-
ного агрегата равной температуре
газов за золоуловителем.
Высота дымовой трубы опреде-
ляется по условиям рассеивания
в воздушном пространстве вредных
выбросов. К дымовым трубам про-
мышленно-отопительных котельных
в настоящее время предъявляются
требования по обеспечению доста-
точного рассеивания окислов серы
(SO2) и золы, предельно допусти-
мая концентрация (ПДК) которых
в окружающем воздушном про-
странстве регламентируется сани-
тарными нормами (Л. 28]. Пробле-
ма выброса из дымовых труб паро-
вых и водогрейных котлов окислов
азота (NO2), также являющихся
вредными, в настоящее время изу-
чается. Определенных рекоменда-
ций по учету этих .выбросов для
котлов рассматриваемого профиля
пока дать нельзя. Известно лишь,
что влияние выбросов NO2 на .вы-
соту дымовых труб промышленно-
отопительных котельных сравни-
тельно небольшое. При учете вы-
броса NO2 можно ожидать увели-
чения высоты дымовой трубы
в пределах 10%. Пока следует ре-
комендовать при выборе труб про-
мышленно-отопительных котельных
принимать их высоту с запасом
в указанных пределах. Практически
при ориентации на типовые конст-
рукции дымовых труб этот запас
получается независимо от расчета.
Минимально допустимая высота
ОДНОЙ ДЫМОВОЙ трубы Ямин, м, под-
109
считывается из условия предельно
допустимых концентраций золы или
SO2 в атмосфере по формуле (4-11)
[Л. 40]	___________
Ямнн=-|/—	____..., (4.11)
у пдкуу^т '
где А — коэффициент, зависящий
от метеорологических условий мест-
ности; A1SO1 или — суммарный
выброс SO2 или золы, г/с; F — ко-
эффициент; ПДК — предельно до-
пустимая концентрация SO2 или
золы, мг/м3; ДТ— разность темпе-
ратур между выходящими из трубы
газами и окружающим воздухом, °C.
По формуле (4-11) находят
предварительное значение высоты
Рис. 4-11. График для определения коэф-
фициента п.
дымовой трубы. Для получения
окончательной величины //мин необ-
ходимо повторными подсчетами по
формуле (4-14) уточнить получен-
ное значение величины //.
Для этого по найденному в пер-
вом просчете значению //(/Д) под-
считываются коэффициенты Д,
м/(с2-К), и Уш, м/с:
2 гчВЫХ
Vm = 0,65|/-^L.	(4-13)
По полученным значениям fi и
УМ1 с помощью графиков, приведен-
ных на рис. 4-10 и 4-М, определя-
ются безразмерные коэффициенты
7П1 и «1. Далее по формуле (4-14)
находится значение // второго при-
ближения
//^//ij/^j^-	(4-14)
Если разница величин /Д и //2
практически значительна, то выпол-
няют второй уточняющий просчет.
При этом аналогично предыдущему
подсчитывают т2 и п2 по значению'
Н2 и величину Н3 определяют из
уравнения
Практически больше двух уточ-
няющих расчетов производить не
приходится.
110
Величины, входящие в формулу
(4-11), подсчитываются следующим
путем.
Суммарный выброс сернистых
газов '14SOi, г/с:
М — В-10- SP HSOa	15.
so2~L3600 100 [XS ’	1О>
где В—часовой расход топлива,
т/ч; — содержание серы в рабо-
чем топливе, %; HSo2 и M-s — моле-
кулярная масса SO2 и S.
В установках с мокрыми золо-
уловителями имеет место частичное
поглощение SO2 смачивающей во-
дой [Л. 41]. Однако ввиду незначи-
тельного влияния этого фактора на
содержание SO2 в дымовых газах
за золоуловителем в расчете высоты
дымовых труб его не учитывают.
Суммарный выброс золы — Л4ЗОЛ,
г/с:
зол 3600 у 100 J К 100/А
(4-16)
где т)3у — к. п. д. золоуловителя, %;
<74 — потеря с механическим недо-
жогом топлива, %; Ар— содержа-
ние золы в рабочем топливе, %;
иун — доля золы, уносимой из топок
котлов с топочными тазами.
Коэффициент F для расчета по
SO2 принимается равным 1; для
расчета по выбросу золы F—2 при
к. п. д. золоуловителя не менее 90%
и 2,5 при к. п. д. от 90 до 75%; при
к. п. д. золоуловителя менее 75%
коэффициент F=3.
Для SO2 и золы ПДК установ-
лена 0,5 мг/м3 (при наличии загазо-
ванности местности другими источ-
никами SO2 и золы высота трубы
должна определяться из расчета
выбросов таковых (всеми дымовыми
трубами).
Для населенные пунктов, ку-
рортных зон, зон отдыха расчетная
величина ПДК должна приниматься
с коэффициентом 0,8.
Коэффициент А принимается
равным:
Для субтропической зовы Средней Азии 240
Для Казахстана, Средней Азии, Кавка-
за, Молдавии, Сибири, Дальнего Во-
стока .........................; ' ; 200
Для севера и северо-запада европейской
части СССР, Урала, Среднего По-
волжья и Украины................... •  160
Для центральной части европейской тер-
ритории СССР и в областях со сход-
ным климатом..........................120
Наибольшая приземная концен-
трация вредных выбросов наблю-
дается в преобладающем направле-
нии ветра на расстоянии Хм, м, от
дымовой трубы, величина которого
определяется по формуле
XN=dH, (4-17)
где d — безразмерная величина,
определяемая по графику на рис.
Рис. 4-12. График для определения коэффи
циента d.
Ill
4-12 в зависимости от значений па-
раметров Рм и f, подсчитываемых
по формулам (4-13) и (4-12). Же-
лательно, чтобы эти зоны не совпа-
дали с местами густонаселенных
районов.
Формула (4-11) справедлива для
расчетов высоты дымовой трубы
при установке одной трубы. Соглас-
но [Л. 40] при расчете рассеивания
в атмосфере вредных веществ, со-
держащихся в выбросах из не-
скольких близко расположенных
источников, можно координаты всей
группы источников сводить к одной
точке — центру рассчитываемой
группы. В случаях выброса из ды-
мовые труб вредных веществ, ха-
р актер изующихся сум мирующим
воздействием на окружающую сре-
ду (например, SO2 и NO2), расчет
должен выполняться в соответствии
с указаниями [Л. 40].
При выборе дымовых труб для
котельных, сжигающих твердое
топливо, высота трубы принимается
по расчету на рассеивание SO2 или
золы, дающее большую высоту ды-
мовой трубы. Дымовые трубы цен-
тральных промышленно-отопитель-
ных котельных должны выбираться
по условиям их работы в режиме
при средней температуре наиболее
холодного месяца. Дымовые трубы
паровых котельных, работающих по
производственному графику, долж-
ны также удовлетворять условиям
работы котельной в летний период.
При сжигании высокосернистого
топлива трубы должны выполняться
с защитой от сернистой коррозии.
Дымовые трубы сооружаются по ти-
повым проектам, разработанным
институтом «Теплопроект» и утвер-
жденным Госстроем СССР. Вслед-
ствие того, что дымовые трубы
являются аэродромным препятстви-
ем, сооружение их подлежит обяза-
тельному согласованию с органами
воздушного флота.
Дымовые трубы — дорогостоя-
щее сооружение, поэтому выбор ко-
личества их должен производиться
с учетом перспективы расширения
112
из расчета обеспечения одной тру-
бой 4—5 котельных агрегатов.
Газовоздухопроводы и калорифе-
ры для подогрева воздуха. Г азо-
воздухопроводы выполняются
из листовой стали толщиной от 2 до
5 мм. Воздухопроводы рекомендует-
ся выполнять круглой формы. Газо-
проводы по конструктивным сообра-
жениям обычно имеют прямоуголь-
ную форму (выходные и входные
патрубки оборудования, соединяе-
мого газопроводами, имеют прямо-
угольную форму). При определении
размеров живых сечений газовозду-
хопроводов надо исходить из скоро-
стей, приведенных в табл. 4-4. Про-
Табл и ц а 4-4
Рекомендуемые скорости в газо-
воздухопроводах*
Наименование элемента	Скорость, м/с
Газопроводы	
В газопроводе за воздухоподо- гревателем	10—15
В газопроводе на входе в цен- тробежный золоуловитель	15—22
В газопроводе на входе в мок- рый прутковый золоуловитель МП-ВТИ**	10—12
В газопроводах к дымовой трубе	10—12
В газопроводе на входе в ба-	Не менее
тарейные циклоны и циклоны НИИОгаз*** Воздухоп роводы	10
В воздухопроводе холодного воздуха перед дутьевым венти- лятором	8—10
В воздухопроводе холодного воздуха за дутьевыми вентиля- торами	10—12
В воздухопроводе горячего воздуха	15‘—20
Рециркуляция горячего воз- духа	20
* Расчет экономически наивыгоднейшей скоро-
сти—см. [Л. 49].
** При установке нескольких инерционных золо-
уловителей или золоуловителей МП-ВТИ скорость в
подводящем газоходе (во входном патрубке) должна
быть выбрана с учетом обеспечения распределения газов
по золоулавливающим аппаратам.
*** При большой запыленности и крупной пыли
не менее 15—20 м/с.
ектирование газовоздухопроводов
полностью нормализовано. Газовоз-
духопроводы собираются из типо-
вых деталей [Л. 48], изготовляемых
з аводами котельно-вспомогательно-
ного оборудования.
Холодный воздух забирается
вентилятором либо из-под крыши
котельной, либо снаружи. Забор воз-
духа сверху позволяет частично ис-
пользовать (вернуть в котельный
агрегат) теплопотери котельного
агрегата в окружающую среду, что
повышает его к. п. д. Однако зимой
забирать весь воздух изнутри нель-
зя, так как при этом в помещение
котельной будет поступать слишком
много холодного воздуха, что при-
ведет к переохлаждению воздуха
внутри котельной. Поэтому всасы-
вающий воздухопровод обычно име-
ет два воздухозаборных патрубка
с клапанами, позволяющими регули-
ровать соотношение в заборе наруж-
ного и внутреннего воздуха.
При компоновке котлов и их
вспомогательного оборудования
дутьевые вентиляторы обычно рас-
полагаются у задней стены котель-
ного отделения и всасывающий воз-
духовод дутьевого вентилятора под-
ходит к нему так, что практически
невозможно выполнить плавный
подвод воздуха к нему. При плохо
организованном подводе воздуха
к дутьевому вентилятору входное
сопротивление может быть недопу-
стимо большим: 200—300 Па (20—
30 кгс/м2). Чтобы избежать этого,
перед входом воздуха в вентилятор
должны обязательно устанавливать-
ся специальные всасывающие кар-
маны ]Л. 48].
В целях предотвращения корро-
зии воздухоподогревателей паровых
котлов (трубчатых и регенератив-
ных) воздух, подаваемый в них
дутьевыми вентиляторами, предва-
рительно должен быть подогрет.
Для котельных агрегатов, работаю-
щих на высокосернистом топливе
(Sp=3,5-i-4,5%), температура тру-
бок выходных секций воздухоподо-
гревателей должна быть не ниже
8—533
110°С, что обеспечивается при пред-
варительном подогреве воздуха до>
70—80°С. Для каждого вида сжи-
гаемого в котле топлива ее необхо-
димо подсчитывать исходя из кон-
структивных данных и данных теп-
лового расчета котельного агрегата.
Расчет этой температуры входит
в состав расчетов, выполняемых за-
водами при проектировании котель-
ных агрегатов. Теперь для предва-
рительного подогрева воздуха все
котлостроительные заводы снабжа-
ют энергетические котельные агре-
гаты калориферными установками,,
которые обогреваются либо паром,
либо горячей сетевой водой.
По сравнению с ранее применяв-
шимся способом предварительного»
подогрева воздуха за счет рецирку-
ляции горячего воздуха (после воз-
духоподогревателя) во всас дутье-
вых вентиляторов калориферный
способ обладает значительными
преимуществами, так как устраняет
основной недостаток рециркуляци-
онного подогрева воздуха — невоз-
можность предотвращения выпаде-
ния росы на холодных поверхностях
нагрева котлоагрегата в переходных
режимах (особенно в период рас-
топки) — и уменьшает расход элек-
троэнергии дутьевыми вентилятора-
ми. Как показала практика эксплу-
атации газомазутных водогрейных
котлов, воздух, подаваемый в их го-
релки, также должен быть несколь-
ко подогрет.
Габарит калориферных устано-
вок во многих случаях существенно-
влияет на компоновку котельных
агрегатов, а следовательно, являет-
ся существенным фактором при про-
ектировании. Поэтому представля-
ется полезным дать основные сведе-
ния по конструкциям и расчетам ка-
лориферных установок котлоагрега-
тов, которые приводятся ниже.
В настоящее время для паровых
и водогрейных котлов в промышлен-
ных котельных в основном применя-
ются пластинчатые сантехнические
калориферы, выпускаемые промыш-
ленностью.
113.
Калориферы, предназначае-
мые для обогрева горячей водой
(водяные калориферы), с 1974 г.
выпускаются по новому ГОСТ
7201-70.
В настоящее время освоено про-
изводство таких калориферов двух
моделей — средней С и большой Б,
номера с 5 по 12. Конструкция ка-
лориферов многоходовая (по воде).
Модели отличаются размером .по
глубине, вдоль .потока воздуха.
Средняя модель имеет глубину
180 мм, а большая — 240 мм. На
рис. 4-13 приведен габаритный чер-
теж, а в табл. 4-5 — размеры попе-
речного сечения этих калориферов.
Каждый калорифер имеет два шту-
цера для подвода и отвода теплоно-
сителя: модель С с № 5 до № 10 име-
Таблица 4-5
Габаритные размеры, мм, пластин-
чатых калориферов по ГОСТ 7201-70
Номера калори- фера	А	А,
5	1203	426
6	578	
7	703	
8	828	551
9	953	
10	1203	
11	1703	1051
12	1703	1551
ют штуцера Dy=32 мм и № 11 и 12
Dy=50 мм. Модель Б № с 5 по 10—
Dy=32 мм, № Г1 Dy=50 мм и
№ 12 — Dy=70 мм. Калориферы
устанавливаются с горизонтальным
расположением трубок входных
патрубков. Калориферы рассчитаны
на рабочее давление теплоносителя
примерно до 1,2 МПа (12 кгс/см2).
Расчетные данные по ним приведе-
ны ниже в табл. 4-6.
Требуемая поверхность нагрева
калорифера (м2) подсчитывается по
формуле
(414а)
где Q — количество тепла, переда-
ваемое в калориферах (обычно
устанавливается группа калорифе-
ров), Вт; k — коэффициент теплопе-
редачи, Вт/(м2-К); At— темпера-
турный напор, К.
Величина Q подсчитывается на
основании данных теплового расче-
та котлоагрегата:
Q = GBcB(t"B—t'B). (4-15а)
Коэффициент теплопередачи
в водяных калориферах по ГОСТ
7201-70 определяется по массовой
скорости воздуха vp, кг/(м2-с), и
скорости теплоносителя w, м/с:
* = А	= А (аад)“Л2”’‘-.
(4-16а)
114
Таблица 4-6
Расчетные данные водяных пластинчатых калориферов по ГОСТ 7201-70
Номер кало- рифе- ра	Поверхность нагрева, м2			Живое сечение по воздуху, м2			ЖиЕое сечение по тепло- носителю, м2			Масса, кг		
	м	С	Б	м	С	Б	М	С	Б	М	с	Б
5	10,71	18,81	25,00	0,232	0,228	0,228	0,0005790	0,0008686	0,0011590	51,8	79,5	103,6
6	6,54	11,40	15,14	0,142	0,139	0,139	0,0007720	0,0011590	0,0015440	38,1	56,2	72,7
7	8,07	14,16	18,81	0,175	0,172	0,172	0,0007720	0,0011590	0,0015440	43,8	65,6	84,0-
8	9,62	16,92	22,44	0,209	0,205	0,205	0,0007720	0,0011590	0,0015440	49,5	74,8	96,6
9	11,13	19,56	26,00	0,242	0,238	0,238	0,0007720	0,0011593	0,0015440	55,1	83,8	Ю9.1
10	14,39	25,08	33,34	0,309	0,303	0,303	0,0007720	0,0011590	0,0015440	65,7	102,2	133,7
11	41 10	72,00	95,63	0,883	0,867	0,867	0,001544	0,002316	0,003089	168,3	262,6	351,0
12	61,80	108,00	143,50	1,323	1,298	1,298	0,002316	0,003474	0,004632	246.0	389,9	518,3
где f — живое сечение калорифера
для прохода воздуха, ад2; п — коли-
чество параллельно включенных ка-
лориферов.
Для средней модели С коэффи-
циент А имеет значение 17, 94,
а для большой модели Б— 17,0. Ве-
личина At подсчитывается по раз-
ности температур между теплоноси-
телем и подогреваемым воздухом.
Сопротивление проходу воздуха
через один ряд калориферов Ah, Па,
подсчитывается так же, как и коэф-
фициент теплопередачи по массовой
скорости:
Ah^lOB(vp)b. (4-17а)
Для средней модели В— 0,22 и
Ь —1,62, для большой модели В =
=0,28 и 6 = 1,65.
Институтом «Сантехпроект» со-
ставлены графики, облегчающие
определение коэффициентов тепло-
передачи в калориферах по ГОСТ
7201-70 и их сопротивлений. Эти
графики приводятся в (Л. 50].
Паровые калориферы пока выпу-
скаются в одноходовом исполнении
по ранее разработанным чертежам.
Конструктивные и расчетные харак-
теристики цх неоднократно приво-
.ил'ись в технической литературе
[Л. 22, 51].
Наряду с сантехническими кало-
риферами в энергетике для подогре-
ва дутьевого воздуха применяются
специальные энергетические кало-
риферы со спиральным оребрением.
В 1973 г. отечественная промыш-
ленность наняла осваивать их
выпуск (Тюменский завод). На
рис. 4-14 показана одна секция та-
кого калорифера типа СО-ПО, кон-
струкции ЦКБэнерго. Поверхность
нагрева калорифера представляет
собой конструкцию из горизонталь-
ных змеевиков с проволочным ореб-
рением, вваренных в два вертикаль-
ных коллектора. Калорифер может
обогреваться как паром, так и го-
рячей водой. Расположение кало-
риферной секции только горизон-
тальное (коллекторы располагаются
вертикально). Поверхность нагрева
одной секции 110 ад2, расчетное дав-
ление греющей среды ~ 1,6 МПа
(16 кгс/см2). Габаритные размеры
2800X1020 X248 мм.
Тепловая эффективность калори-
ферной поверхности с проволочным
оребрением значительно выше, чем
с пластинчатым. Так, например, при
Рис. 4-14. Схема секции калорифера СО-ИО,
1 — входной коллектор; 2 — выходной коллектор;
3 — оребренные трубы; 4—ограждающая кон-
струкция.
8*
115-
-обогреве калорифера СО-110 горячей
водой и идентичных скоростям воз-
духа и теплоносителя коэффициент
теплопередачи в нем примерно
вдвое выше такового в пластинча-
тых калориферах по ГОСТ 7201-70.
Однако в настоящее время "выпуск
таких калориферов весьма ограни-
чен и использование их возможно
лишь на котлах крупных энергети-
ческих установок. Поэтому при про-
ектировании промышленных котель-
ных установок следует ориентиро-
ваться на сантехнические калори-
феры.
Газоходы от дымососов
д о д ы м о в о й трубы, так назы-
ваемые борова, обычно выполняют-
ся наземными, прямоугольного се-
чения из сборного железобетона
с кирпичной футеровкой или из кир-
пича. Эти газоходы располагаются
на специальной железобетонной или
металлической эстакаде на высоте
•около 5 м, обеспечивающей проезд
под ней автотранспорта (рис. 4-15).
Патрубки '(диффузоры), через
которые дымососы присоединяются
к боровам, выполняются из металла.
По длине борова не должно быть
ступенчатых переходов сечения, со-
здающих газовые мешки, способст-
вующие скоплению взрывоопасных
газов. Входная часть борова перед
дымовой трубой должна выполнять-
ся как плавный переход с раскрыти-
ем по высоте (рис. 4-15). Для за-
щиты боровов от разрушения при
взрывах на них должны быть уста-
новлены взрывные предодранитель-
116
ные клапаны. Борова котельных,
сжигающих топливо с содержанием
S1 пр >0,2 %, должны иметь антикор-
розионную защиту внутренних по-
верхностей. Для этого они штукату-
рятся цементопесочным раствором
толщиной 45—20 мм. Металличе-
ские газоходы между котлом и бо-
ровом при сжигании высокосерни-
стых топлив с внутренней стороны
должны защищаться коррозионно-
устойчивыми покрытиями. В настоя-
щее время для этого применяют
органосиликатный лак марки ВНС-2.
Снаружи металлические газоходы
изолируются. Температура на по-
верхности изоляции должна быть
в пределах 45—55°С, соответственно
чему выполняется конструкция теп-
лоизолирующих покрытий газоходов
[Л. 20]. Изолируются также наруж-
ные поверхности сухих золоулови-
телей, а у мокрых золоуловителей—
входные и выходные коллекторы и
входные патрубки.
4-2. ОБОРУДОВАНИЕ, УСТАНАВЛИВАЕМОЕ
НА ПАРОВОДЯНЫХ ТРАКТАХ
КОТЕЛЬНОЙ
Деаэраторы питательной воды
паровых котлов. Деаэрация пита-
тельной воды котлов является обя-
зательной для всех промышленных
котельных. Присутствие в питатель-
ной воде кислорода и углекислоты
приводит к коррозии питательных
трубопроводов, кипятильных труб и
барабанов котлов, в результате ко-
торой могут последовать тяжелые
аварии
Правилами Госгортехнадзора
[Л. 27] предписываются следующие
нормы остаточного содержания Ог
в питательной воде котлов с сталь-
ными экономайзерами: при давле
нии, не превышающем 4,0 МПа
(40 кгс/см2) содержание О2 должно
быть не более 30 мкг/кг. Свободная
угольная кислота (СО2) в питатель-
ной воде после деаэраторов должна
отсутствовать.
В настоящее время для деаэра-
ции питательной воды в котельные,
как правило, применяются струйные
смешивающие термические деаэра-
торы (ГОСТ 16860-71). В зависимо-
сти от давления, поддерживаемого
в деаэраторе, различают деаэрато-
ры атмосферные {ДСА~0,12 МПа
(1,2 кгс/см2)], повышенного давле-
ния [ДСП ~ 0,6 МПа (6 кгс/см2)] и
вакуумные (ДСВ ~ 0,0075—0,05 МПа
(~ 0,075—0,5 кгс/см2)]. В котельных
установках с паровыми котлами на
давление до ~4,0 МПа (40 кгс/см2)
для деаэрации питательной воды
применяются атмосферные деаэра-
торы.
Атмосферный деаэратор
состоит из цилиндрической деаэра-
торной колонки и бака питательной
воды. Потоки деаэрируемой воды
поступают в распределитель воды,
находящийся в верхней части деаэ-
раторной колонки (рис. 4-16). Из
распределителя вода равномерно по
кольцевому сечению колонки стека-
ет на перфорированные противни.
Проходя через отверстия противней,
вода разбивается на мелкие струи
и падает вниз дождем. В нижнюю
часть деаэраторной колонки подво-
дится пар для нагрева деаэрируе-
мой воды до температуры кипения,
которая соответствует давлению,
поддерживаемому в деаэраторе. При
температуре воды, равной темпера-
туре кипения, растворимость газов
в воде равна нулю, чем и обуслов-
ливается удаление из воды кислоро-
да и СО2. Выделяющийся кислород
и углекислота с небольшим количе-
ством пара (выпар) удаляются че-
рез вестовую трубу вверху деаэра-
торной колонки. Для эффективной
работы деаэраторной колонки необ-
ходимо, чтобы выделившиеся из во-
ды газы достаточно быстро удаля-
Рис. 4-16. Колонка атмосферного деаэратора с барботажем ДСА.
Л, Б — вход деаэрируемых потоков химочищеиной воды и конденсата; В — вход конденсата ПВД; Г —
выпар; 1 — корпус; 2— иижняя тарелка; 3 — верхняя тарелка; 4— отражатель.
117
лись из колонки, что обеспечивается
выпаром. Количество выпара не
должно быть меньше, чем необхо-
димо для интенсивной вентиляции
деаэраторной колонки. Практически
количество выпара принимают рав-
ным 2 кг на 1 т деаэрированной во-
ды. Более подробно эти вопросы
рассматриваются в [Л. 52].
В атмосферных деаэратора^
давление автоматически поддер-
живается на уровне ~0,12 МПа
(1,2 кгс/см2), температура воды
в деаэраторном баке равна пример-
но 104°С, что соответствует темпе-
ратуре насыщения при давлении
~0,12 МПа (1,2 кгс/см2).
Вакуумные деаэраторы в основ-
ном применяются для деаэрации
подпиточной воды, где они имеют
несомненные преимущества перед
деаэраторами атмосферного типа
[Л. 22]. Для деаэрации питательной
воды паровых котлов вакуумные
деаэраторы применяются лишь в тех
случаях, когда котлы или питатель-
ные насосы не могут принять пита-
тельную воду с температурой 104°С
(котельные низкого давления)
]Л. 29]. Конструкция вакуумных
деаэраторов, применяемых в про-
мышленных котельных, рассматри-
вается ниже.
На основании исследований
в области деаэрации воды, которы-
ми занимаются институты ЦКТИ и
ВТИ, в настоящее время признано,
что наиболее эффективную (пол-
ную) деаэрацию можно получить
в деаэраторах с двухступенчатой
струйно-барботажной схемой. Де-
аэрируемая вода сначала проходит
струйную фазу деаэрации, описан-
ную выше, а затем барботаж, т. е.
продувку греющим паром массы
воды в питательном баке.
Исследования и проверка на
опытных промышленных установках
двухфазных деаэраторов с барбо-
тажем, по заключениям ЦКТИ и
ВТИ, показывают, что с применени-
ем барботажа можно полностью
удалить из воды углекислоту, чего
не удается сделать при однофазной
деаэрации. В настоящее время за-
воды энергетического оборудования
перешли на изготовление та-
ких двухступенчаты^ атмосферных
Рис. 4-17. Общий вид атмосферного деаэратора с барботажем производительностью 100 т/ч
е баком 50 м3.
Л—подвод греющего пара; Б — подвод пара в паровое пространство бака; В — выход деаэрированной
воды; Г — выпар; Д. Е, И, К, Н — подвод деаэрируемых потоков; М — штуцер для подключения гидро-
затвора; НУ В — нормальный уровень воды; 1 — деаэрационная колонка; 2— бак; 3—барботажное устрой-
ство; 4 — опора неподвижная; 5 — опора подвижная; 6 — люк.
118
деаэраторов с барботажем. Общий
вид этого деаэратора 'представлен
на рис. 4-17.
Деаэратор состоит из деаэраци-
онной колонки 1, бака 2 и барбо-
тажного устройства 3. Колонки ат-
мосферных деаэраторов с барбота-
жем имеют два ряда тарелок. Все
аэрированные потоки (химочищен-
ная вода, производственный конден-
сат, дренажи) направляются на
верхнюю тарелку, конденсат ПВД
(если таковой есть) подается
нижнюю тарелку.
В условиях работы деаэрато-
ра в котельной весь греющий
пар с давлением ~0,17 МПа
(1,7 кгс/см2) подводится в барбо-
тажное устройство, пройдя которое
пар поступает в паровое простран-
ство питательного бака и далее в
деаэрационную колонку.
Барботажное устройство со-
стоит из перфорированных погру-
женных листов и щитов, располо-
женных перед выходом воды из ба-
ка-аккумулятора. Деаэрируемая во-
да, проходя через барботажное
устройство, перегревается относи-
тельно температуры насыщения
в паровом пространстве бака в за-
висимости от глубины погружения
барботажного устройства, а затем,
поднимаясь в верхние слои в баке,
вскипает. Турбулизация воды, со-
здаваемая паром в барботажном
устройстве, вскипание ее и интен-
сивная вентиляция парового про-
странства бака создают благоприят-
ные условия для удаления из воды
кислорода и углекислоты, свобод-
ной и связанной. Выпар из деаэра-
тора производится через трубку
в верхней части колонки и направ-
тяется в атмосферу через охлади-
тель выпара.
Завод поставляет деаэраторные
колонки комплектно с барботажным
устройством. Питательные баки по-
лезной емкостью от 25 до 90 м3 из-
готовляются по типовым нормалям
на месте монтажа либо на заводах,
изготовляющих котельно-вспомога-
тельное оборудование. Деаэратор-
ные колонки имеют размеры, увя-
занные с нормалями на питательные
баки. При заказе надо сообщать
заводу, к какому баку должно быть
поставлено барботажное устройщво.
Номенклатура и габаритные'разме-
ры атмосферных деаэраторов с бар-
ботажем приведены в табл. 4-7 и 4-8.
Смешивающие деаэраторные ко-
лонки не рассчитаны на подогрев
Таблица 4-7
Смешивающие деаэраторные коронки
струйного типа, атмосферные,
к деаэраторам с барботажем,
избыточное данление 0,02 МПа
(0,2 кгс/см2)
Тип	Производи- тельность, т/ч	Диаметр колонки на- ружный, мм	Высота колонки, мм
ДСА-25	25	816	1010
ДСА-50	50	1212	1330
ДСА-75	75	1212	1330
ДСА-100	100	1212	1354
ДСА-150	150	1412	1608
ДСА-200	200	1412	1608
ДСА-300	300	1812	1728
Таблица 4-8
Габариты деаэраторов атмосферного
типа (с барботажем)
Тип деаэратора	Г ео метрические размеры бакоа*			Полная высота де- аэратора, мм**
	Наружный диаметр, мм 	1	, Полная дли- : на с армату- рой, мм	Полезная ем- кость, м3	
ДСА-75/25***	2612	6260	25	4472
ДСА-75/35	2612	8320	35	4472
ДСА-100/35	2612	8320	35	4496
ДСА-100/50	3216	8180	50	5236
ДСА-150/35	2612	8320	35	4750
ДСА-150/50	3216	8180	50	5490
ДСА-150/75	3216	11 080	75	5490
ДСА-200/75	3216	11 080	75	5490
ДСА-200/100	3716	15 600	100	5244
ДСА-300/75	3216	11 080	75	5610
ДСА-300/100	3710	11 090	100	6112
* Без изоляции.
** От низа опорной (неподвижной) плиты до вер-
ха штуцера выпара.
*** В числителе—-производительность деаэрато-
ра, м’/ч, в знаменателе—полезная емкость бака, м3.
119
воды более чем на 15—20°С. Опти-
мальный режим работы деаэратор-
ной колонки смешивающего типа,
т. е. наилучшее удаление газов из
питательной воды, имеет место, ког-
да средняя температура всех пото-
ков воды, входящих в колонку, на
10—15°С ниже температуры кипения
при давлении, поддерживаемом
в деаэраторе. Для полной деаэра-
ции питательной воды совершенно
необходимым условием является
нагрев ее до температуры кипения.
Недогрев воды даже на несколь-
ко градусов приводит к резкому
увеличению остаточного содержания
в ней кислорода. Поэтому все тер-
мические смешивающие деаэраторы
обязательно снабжаются автомати-
ческими регуляторами, поддержи-
вающими соответствие между по-
ступлением пара и воды в колонку.
Регуляторы работают по импульсу
от давления и, хотя выполняют
функцию поддержания постоянст-
ва температуры, условно называют-
ся регуляторами давления.
Количество и производитель-
ность устанавливаемых деаэраторов
питательной воды выбираются из
расчета полного покрытия расхода
питательной воды котлами с учетом
их продувки и расхода питательной
воды на впрыск в РОУ при макси-
мально-зимнем режиме. Должно
быть установлено не меньше двух
деаэраторов. Резервные деаэраторы
не устанавливаются. Суммарная по-
лезная емкость баков питательной
воды должна обеспечивать запас ее
не менее чем на 15 мин при макси-
мально-зимнем режиме. Полезная
емкость баков принимается равной
85% их геометрической емкости.
Деаэраторы должны устанавли-
ваться на площадках с отметкой,
превышающей отметку установки
питательных насосов. Величина это-
го превышения определяется сум-
мой требуемого подпора воды при
входе в насос, задаваемого заво-
дом — изготовителем насоса, и тре-
буемого гидростатического напора
для преодоления сопротивления тру-
120
бопроводов от деаэратора до насо-
са. Для котлов на давление —4,0
и 1,4 МПа (40 и 14 ктс/см2) отметка
площадки деаэраторов соответст-
венно 10 и 6 м.
Деаэраторы должны иметь за-
щитные устройства от повышения
давления в них и от переполнения
баков-аккумуляторов водой. Для за-
щиты от повышения давления и пе-
реполнения бака ДСА снабжаются
гидрозатворами. Выбор размеров
гидрозатворов производится соглас-
но рекомендациям, приведенным
в [Л. 52].
Охладители выпара де-
аэраторов. Удаление из деаэра-
торной колонки выделившихся ки-
слорода и углекислоты производит-
ся через вестовую трубу в крышке
деаэраторной колонки. Вместе с ки-
слородом и углекислотой из колон-
ки выходит некоторое количество
пара и уносит с собой тепло, кото-
рое при сбросе выпара в атмосферу
теряется. В целях использования
тепла выпара деаэраторы снабжа-
ются специальными поверхностными
теплообменниками — охладителями
выпара, в которых производится
конденсация выпара химочищеиной
водой, подаваемой в деаэратор.
В табл. 4-9 приведена их техни-
ческая характеристика. Охладители
выпара устанавливаются на баках
деаэраторов либо в непосредствен-
ной близости от них.
Таблица 4-9
Охладители выпара к деаэраторам
атмосферного давления*
Тип деаэра- торной колонки, комплектуемой охладителем	Поверх- ность ох- ладителя, ма	Наружный диаметр корпуса, мм	Полная длина ох- ладителя, мм
ДСА-25	2	325	1200
ДСА-75	8	325	2550
ДСА-100	8	325	2550
ДСА-150	16	426	2700
ДСА-200	16	426	2700
ДСА-300	24	529	2750
* Горизонтальные.
Питательные насосы. Для пита-
ния паровых котлов в центральных
котельных применяются центробеж-
ные насосы с приводом от электро-
двигателя (электронасосы) и от па-
ровой турбины (турбонасосы).
Характеристика центробежных
насосов определяется зависимостью
трех основных величин: количества
перекачиваемой жидкости Q, давле-
ния жидкости за насосом Н (напор)
и частоты вращения его п. Величи-
ны эти связаны между собой. Гра-
фическое изображение их взаимо-
связи называется характеристикой
центробежного насоса (рис. 4-18).
Эти характеристики обычно приво-
дятся в каталогах насосов и тех-
нической документации заводов-из-
готовителей. Кроме линии
на характеристике насоса обычно
показывается еще линия к. п. д., ко-
торая имеет весьма существенное
значение, так как по ней можно су-
дить об экономичности работы на-
соса в заданном режиме. Мощность
N, кВт, потребляемая центробежны-
ми насосами, подсчитывается по
формуле
N = п^'103--,	(4-18)
0,Зб7]н7)дГ!	'	’
где Q — подача насоса, м3/'ч; Н—
напор, развиваемый насосом, МПа;
ч]н, т]Дв — к. п. д. насоса и двигате-
ля, %.
Центробежные насосы с электро-
приводом рассчитываются на опре-
деленные числа оборотов, которые,
как правило, соответствуют стан-
дартным числам оборотов двигате-
лей, соединяемых с ними непосред-
ственно.
Характеристики насосов с элек-
троприводом представлены ниже
в табл. 4-10.
Потребная мощность на привод
электронасоса при переменной на-
грузке может быть подсчитана по
приближенной формуле (если нет
характеристики насоса):
М=хМном+ (1— x)nNQ, (4-19)
где Мной — потребляемая мощность
при номинальной нагрузке насоса,
кВт; хМном — мощность холостого
хода насоса, составляющая 30—
40% мощности при максимальной
подаче воды и не зависящая от по-
дачи насоса; х — коэффициент холо-
стого хода, равный 0,3—0,4.
Второе слагаемое формулы
(4-19) представляет собой мощ-
ность, пропорциональную подаче на-
соса Q; /^№A^hom/Qhom — удельный
расход мощности на 1 м3 перекачи-
ваемой жидкости при номинальном
режиме, т. е. при Qhom-
Очевидно, что при снижении на-
грузки насоса удельный расход
мощности возрастает, поэтому при
выборе насоса надо стремиться
Н, и вод. ст.
121
Таблица 4-10
Питательные центробежные насосы с электроприводом
Тип насоса	Произво- дитель- ность, м3/ч	Напор, МПа (м еод. ст.)	Тип и мошность электродвигателя, кВт	Ориентировочный наибольший габарит агрегата с двигате- лем, мм ширина длина | высота*
Насосы для котлов на 4,0 МПа (40 кгс/см2), выпускаемые Сумским насосным
заводом (п = 2960-42970 об/мин; /Пв до 160°С)
ПЭ-150-56	150	-4.5,8(580)	400/6000	1200	3590	1000
ПЭ-100-56-2	100	•4.5,8(580)	320/6000	1200	3380	1090
ПЭ-100-42-2	100	-4.4,4(440)	200/380	1200	3180	1090
ПЭ-65-56-2	65	-4.5,8(580)	200/380	1200	3420	1090
ПЭ-65-42-2	65	-4.4,4(440)	125/380	960	2900	1090
Насосы для котлов на 1,3 МПа (13 кгс/см2) (/2 = 3000 4-2950 об/мин;
t пв = 105°С)
Сумской насосный завод
ЦНС-150-23	150	-4.2,4(240)	160/380	970	2750	880
	Ясногорский машиностроительный насосный завод					
ЦНСГ60-198	60	-4.1,98(198)	55 (А2-81-2)	600	2000	500
ЦНСГ60-231	60	-4.2,31(231)	75 (А2-82-2)	600	2100	500
ЦНСГ60-264	60	-4.2,64(264)	75 (А2-82-2)	600	2200	500
ЦНСГ38-198	38	-4-1,98(198)	40 (А2-72-2)	600	1900	430
ЦНСГ38-220	38	-4.2,2(220)	40 (А2-72-2)	500	2000	430
* От низа рамы насоса до верха фланца напорного патрубка.
Примечания: 1. Насосы бесподвальыые, с кольцевой смазкой подшипников. Охлаждение подшипников
и сальников—технической водой. Расход охлаждающей воды на насосы около 5 мэ/ч.
2. Напор при входе в насосы типа ПЭ равен 0,08 МПа (8 м вод. ст.), при входе в насосы типа ПНСГ —
0,1 МПа (10 м вод. ст.)
к тому, чтобы в рабочих условиях
загрузка насоса была близкой к но-
минальной. При установке несколь-
ких центробежные насосов для па-
раллельной работы нужно устанав-
ливать насосы с одинаковой харак-
теристикой. Загрузка насосов с раз-
ными характеристиками в процессе
регулирования производительности
изменяется неравномерно, и насосы
могут не обеспечить нужную подачу
воды в режимах, отличных от номи-
нального (на который они выбра-
ны), либо будут работать неэконо-
мично. Подробно (вопросы теории и
конструкции питательных насосов
изложены в [Л. 53].
Питательные насосы паровых
котлов являются одним из наиболее
122
ответственных элементов котельных.
Выбор их регламентируется прави-
лами устройства и безопасной экс-
плуатации паровых котлов Госгор-
технадзора [Л. 27].
Количество и производитель-
ность насосов с электроприводом
выбираются с таким расчетом, что-
бы в случае остановки любого из
насосов оставшиеся в работе обеспе-
чивали подачу питательной воды
в количестве 110% для всех рабо-
чих котлов (без учета резервного
котла) при их номинальной паро-
производительности с учетом про-
дувки котлов и подачи воды в РОУ.
Помимо указанных питательных на-
сосов с электроприводом, должны
быть установлены резервные пита-
тельные насосы с паровым приво-
дом в тех случаях, когда электро-
снабжение котельной не может быть
осуществлено от двух независимых
источников. Суммарная производи-
тельность резервных питательных
насосов с паровым приводом (тур-
бонасосов) должна обеспечивать
50% номинальной производительно-
сти всех рабочих котлов с учетом
их продувки и расхода воды на
РОУ. Количество турбонасосов дол-
жно быть не менее двух. Установка
питательных турбонасосов должна
производиться с учетом возможно-
сти использования отработавшего
пара.
Расчетный напор питательного
насоса РНас, Па, определяется из
следующего выражения:
Рнас = Рк (1	Д/?) -J- Рэк -J- Рп.в. д -J-
<4-20)
где Рк — избыточное давление в ба-
рабане котла; Др-—запас давления
на открытие предохранительных
клапанов, принимаемый равным 5%;
Рэк — сопротивление водяного эко-
номайзера котла; Рп.в.д — сопротив-
ление регенеративных подогревате-
леи высокого давления; г —со-
противление питательных трубопро-
водов от насоса до котла с учетом
сопротивления автоматических ре-
Рвсас
тр —
сопротивление всасывающих трубо-
проводов; Рс.в — давление, создавае-
мое столбом воды, равным по
высоте расстоянию между осью ба-
рабана котла и осью деаэратора;
Рда — давление в деаэраторе.
При подсчете сопротивлений
плотность воды принимается по
средней температуре ее .в нагнета-
тельном тракте, включая водяной
экономайзер.
Определенное расчетом давление
в нагнетательном патрубке пита-
тельных насосов должно быть уве-
личено на 5—10% для запаса на
непредвиденное увеличение сопро-
тивления питательного тракта. На
напорном патрубке центробежно-
го питательного насоса обяза-
тельно устанавливается обратный
клапан.
Работа питательных насосов
с производительностью ниже 10—
15% номинального расхода не раз-
решается, так как это приводит
к запиранию насосов. Для защиты
от снижения расхода питательной
воды сверх допустимого насосы
снабжаются специальными сброс-
ными клапанами и линиями рецир-
куляции, соединяющими их с .деаэра-
торами, куда производится сброс
воды. Рециркуляционные линии
включаются при запуске и останов-
ке насосов. Запорные клапаны на
этих линиях имеют ручное управле-
ние. Обратные клапаны, устанавли-
ваемые за насосами, имеют патруб-
ки для подключения рециркуля-
ционных линий.
Питательные насосы котлов
среднего и низкого давления снаб-
жаются подшипниками с водяным
охлаждением. Регулирование произ-
водительности питательных насосов
осуществляется дросселированием
в регуляторах питания, устанавли-
ваемых на линиях питательной во-
ды котлов.
Номенклатура питательных на-
сосов для котлов, используемых
в центральных котельных, приведе-
на в табл. 4-10 и 4-11. Как цен-
тробежные питательные насосы, так
и паровые должны устанавливаться
на отметке 0,0 под деаэраторами
или при небольшом удалении от них,
чтобы сопротивление всасывающих
трубопроводов было по возможно-
сти малым [согласно нормам техно-
логического проектирования — не
более 10000 Па (1000 мм вод. ст.)[.
Подогреватели высокого давле-
ния (ПВД). Для установки в ко-
тельных с котлами на давление
— 4,0 МПа (40 кгс/см2) ПВД изго-
товляются по ОСТ 24-271-17. Для
котлов среднего давления паропро-
изводительностью 50 и 75 т/ч могут
быть использованы ПВД типов
123
Таблица 4-11
Питательные нисосы с паровым приводом (турбонасосы) для питания котлов
промышленно-отопительных котельных (Хабаровский машиностроительный завод
и завод „Пяргале")
Тип насоса	Параметры свежего пара, МПа (кгс/сма)/°С	Производи- тельность, м»/ч	Давление в напорном патрубке, МПа (кгс/см2)	Давление пара за турбиной, МПа (кгс/см2)	Расход пара, т/ч	Частота вращения, об/мин	Габаритные размеры, мм		
							ши- рина	длина	вы- сота
ПТ-35-200У	-х.3,5 (35)/435	200	~6,0 (60)	~0,12—0,25 (1,2—2,5)	6,2—7,0	4350	1554	3445	1170
ПТ-35-100У	-х.3,5 (35)/435	115	'Х.б.О (60)	~0,12—0,25 (1,2—2,5)	3,85—4,4	5300	1554	3137	1170
ПТ-35-50У	-х.3,5 (35)/435	70	~6,0 (60)	~0,12—0,25 (1,2—2,5)	3,15—3,6	5400	1554	3137	1170
ПТН-30-54-35	— 1,5 (15) /350	30	-х.5,4 (54)	—0,12—0,25 (1,2—2,5)	1,5	10 000	800	3137	1170
ПТН-60-27-15	— 1,5 (15)/350	60	^2,7 (27)	~0,12—0,25 (1,2—2,5)	1,6—1,7	7000	850	1200	1250
ПВ-20-60-7 и ПВ-30-72-7, имеющие
следующую характеристику:
ПВ-20-60-7 ПВ-30-72-7
Поверхность нагрева, м2 Максимальное рабочее	23,0	33,0
давление пара в кор- пусе, МПа ... ...	~0,7	'X.OJ
(кгс/см2)	•	.	(7)	(7)
Максимальная темпера- тура пара, °C ....	340	340
Номинальный расход во- ды, т/ч		40,0	60,0
Гидравлическое сопро- тивление при номиналь- ном расходе воды, МПа 		  .	—0,08	-х.0,08
(м вод. ст.)		(8,0)	(8,0)
Диаметр корпуса, мм . .	712X6	862X6
Высота не более, мм . .	3495	3375
Диаметр условного про- хода водяных штуце- ров, мм ...... .	100	100
То же парового штуце- ра, мм 		100	125
Общий вид ПВД показан на
рис. 4-19.
Выбор количества устанавливае-
мых ПВД производится на основа-
нии расчета тепловой схемы котель-
ной по максимальному расходу пи-
тательной воды. ПВД должны рас-
полагаться на площадке с отметкой
не менее 2,5 м, желательно побли-
зости от питательных насосов.
Редукционно-охладительные уста-
новки. В промышленных котельных
124
необходимость в установке редук-
ционно-охладительных установок
(РОУ) предопределяется различием
параметров пара, отпускаемого по-
требителям и вырабатываемого кот-
лами. Как правило, устанавливают-
ся две РОУ — рабочая и резервная.
Требование резервирования опреде-
ляется продолжительностью работы
РОУ и требованиями потребителя
в отношении бесперебойности паро-
снабжения. В промышленных ко-
тельных для редуцирования пара
также применяются пружинные
клапаны, например, типов 18ч2бр и
18ч4нж диаметром от 25 до 150 мм,
выпускаемые нашей арматурной
промышленностью. Выбор РОУ про-
изводится по расходу редуцирован-
ного пара и перепадам давления до
РОУ и после нее, определяемым из
расчета тепловой схемы котельной.
Редукционно-охладительные уста-
новки повышенного и низкого дав-
лений [с давлением до 4.0 МПа
(40 кгс/см2)] в настоящее время вы-
пускаются БКЗ. Их техническая ха-
рактеристика представлена в табл.
4-il2, а на рис. 4-20 дана принципи-
альная схема. Редуцирование пара
производится редукционным клапа-
ном золотникового типа 1, а охлаж-
дение до нужной температуры всме-
Г <i б л и ц а 4-12
Номенклатура и’технические характеристики редукционно-охладительных установок БКЗ
Произ- води- тель- ность	Параметры редуциро- ванного пара*		Трубопровод редуцирован- ного пара Dy, мм	Аварийный клапан		Диаметр Dy при начальных параметрах пара: р^ МПа (кгс/см2); Ти °C					
				Dy, мм	Количест- во на ус- тановку	- 0,7(7)/300	1,3(13)/300	1,6(16)/350	2,3(23)/380	3,15(31,5)/420	3,9(39)/450
	Давление, МПа (кгс/см2)	Темпе- ратура, °C				Редукцион- ный клапан	Редукцион- ный клапан	Редукцион- ный клапан	Редукцион- ный клапан	Редукцион- ный клапан	Редукцион- ный клапан
	—*0,12(1,2)	130	150	100	2	80	80**	80**	—	—	—
2,5	—0,3(3)	160	150	80	1	80	80**	80**	—	—	—
	—0,6(6)	190	100	80	2	—	—	80	—	—	
	—0,12(1,2)	130	250	150	1		100»*	100**	—	—	—
5	—0,3(3)	160	200	150	1	—	100**	100**	—	—	—
	-0,6(6)	190	150	100	1	—	100	100	—	—	—
	-0,12(1,8) -0,3(3) 2?:^)	130	350	200	1	150	150*»	100**	100**	—	80*»
		160	250	150	1	150	150**	100**	100**	—	80**
10		190 250	200 150	150 100	1 1	—	150	100	100** 100	—	80** 80**
	—0,12(1,2) -0,3(3) —0,6(6)	130	500	250	2	250	200**	150*»	150»*	100**	100**
		160	350	200	1	259	200**	150**	150**	100»*	100*’
		190	250	150	1	—	200	150	150	100**	100**
20	*-1,1(11)	250	200	150	1	——	—	—	150	100	100**
	—1,5(15)	300	200	100	1	—	—	—-	150	100	100**
	—2,3(23)	350	200	100	1	—	—	—	—	—	100
	-0,12(1,2) -0,3(3) -0,6(6) -1,1(11)	130	700	250	2	300	200**	200*»	150**	150**	150*»
		160	400	250	1	200	200**	200**	150**	150**	150**
		190	300	200	1	——	200	200	150**	150**	150**
30		250	250	150	1	—	—	200	150	150	150**
	-1,5(15)	300	200	150	1	—	—	—	150	150	150
	—2,3(23)	350	200	100	1	—	—	—	—	150	150
	-0,12(1,2) -0,3(3) -0,6(6 -1,1(11)	130	700	250	2	ЗОЭ	250**	250**	200**	150*»	150*»
		160	500	200	2	300	250**	250*»	203*»	150**	150**
40		190 250	350 300	200 200	1 1	—	250	250	200** 203	153** 150	150** 150**
	-1,5(15)	300	250	153	1	—	—	—	—	150	150
	-2,3(23)	350	200	150	1	—	—	—	—	—	
	-0,12(1,2) —0,3(3) —0,6(6)	130	900	250	3	—	300**	250**	250**	200**	200**
		160	600	250	2		300**	250**	250**	200**	200**
		190	500	250	1	—	300	250	250**	200**	200**
60	*-1,1(11)	250	350	200	1	——		—	250	200	200**
	-1,5(15)	300	300	200	1	—	—	—	250	200	200
	-2,3(23)	350	250	150	1						
* За регулятором температуры.	.
** РОУ поставляются с шумопог л отите л я™ (одна или две дополнительные ступени редуцирования).
a
Рис. 4-19. Подогреватель
высокого давления типа
ПВ-30-72-7.
а — вход воды; б — выход воды;
в — вход пара; г — выход кон-
денсата; д — выход воздуха;
1 — крышка подогревателя; 2 —
коллектор водяной верхний, 3 —
труба экранирующая; 4 — тру-
ба внутренняя; 5 — труба внеш-
няя; 6 — змеевик; 7 — корпус
подогревателя; 8 — перегородки
спиральные; 9— коллектор во-
дяной нижний; 10 — развилка
коллекторная; 11 — сигнализа-
тор уровня.
сительном патрубке 4. РОУ с шумо-
глушителями (табл. 4-12) между
клапаном 1 и патрубком 4 имеют
вставку 2 с дроссельной решеткой 3.
В зависимости от производительно-
сти РОУ и параметров свежего и
редуцированного пара устанавлива-
ются одна и две дополнительные
ступени редуцирования. На трубо-
проводе за РОУ устанавливаются
предохранительные клапаны (см.
рис. 4-20). Давление и температура
пара после РОУ регулируются авто-
матически с помощью электронно-
регулирующей аппаратуры. Элек-
тронно-регулирующую аппаратуру
БКЗ не поставляет, ее надо зака-
зывать отдельно. Производитель-
126
ность РОУ, выпускаемых БКЗ, огра-
ничена до 60 т/ч по причине недо-
пустимо большого шума, создавае-
мого РОУ большей производитель-
ности.
Барнаульский котельный завод
поставляет также установки для
охлаждения пара (без редуцирова-
ния). Их номенклатура приведена
ниже в табл. 4-13.
Пароводяные подогреватели и
водо-водяные теплообменники. Во
всех схемах промышленных котель-
ных применяются подогреватели во-
ды и другие теплообменники раз-
личного назначения. Например, как
правило, нужно подогревать сырую
воду перед химводоочисткой, во
22
21
Вход
•опа р
2 3 4
Выхоо пара рг Т2
ZD
Вход
-'хлажВат-
цей боды
!5
18
Рис. 4-20. Схема редукционно-охладитель-
ной установки БКЗ.
Z — клапан регулирующий; 2 —патрубок; 3 —
дроссельная решетка; 4 — смесительная труба или,
охладитель пара; 5 — трубопровод редуцирован-
ного пара; 6 — аварийный клапан; 7 — электрон-
ный регулирующий прибор; 8 — импульсный кла-
пан; 9 — динамическая связь; 10 — манометр; 11 —
чувствительный манометр; 12 — электронный ре-
гулятор температуры; 13 — термометр; 14 — термо-
пара; 15 — клапан регулирующий; 16 — вентиль
проходной; /7— впрыскивающая система; 18 —
вентиль игольчатый; 19 — штаига к редуктору;
20 — электромотор; 21 — редуктор; 22 — колонка
дистанционного управления КДУ.
Таблица 4-13.
Номенклатура и техническая характеристики охладительных установок (ОУ)
Барнаульского котельного* завода
Производи- тельность, т/ч	Пределы регулирования температур Tj/Ta, °C*, при давлении пара р, МПа (кгс/см2)			Диаметр трубы ОУ, мм (соответ- ственно давлениям)**
	-0,6—0.8(6—8)	-1,0—1,3(10—13)	— 1,5—1,8(15—18)	
10	275—325 160—200	—	—	219X9
20	275—325 160—200	2~0—330 190—230	—	273ХИ, 219X9
30	275—325 160—200	270—330 190—230	320—380 225—275	325X13, 273X11, 219X9
40	275—325 160—200	270—330 190—220	320—380 225—275	377X15 , 325X13 , 273X11
60	275—325 160—200	270—330 190—220	320—380 225—275	426X16 , 377X15, 325X13
80	—	270—330 190—220	320—38.0 225—275	426X16 , 377X15
100	—	—	320—380 225—275	377X15
120	—	—	320—380 225—275	426X16
* В числителе—температура пара перед ОУ, в знаменателе—за ней.
’* Длина трубы-охладителя для всех ОУ равна 6000 мм.
Таблица 4-14
Основные расчетные данные горизонтальных пароводяных
подогревателей (ПВП)
Тип ПВП	Поверх- ность на- грева, м2	Живое сечение ОДНОГО хода для воды, м2	Среднее число рядов труб по вертикали в межтрубном пространстве (одного хода)**	Тип ПВП	Поверх- ность на- грева, м2	Живое сечение одного хода для воды, м2	Среднее число рядов труб по вертикали в межтрубном пространстве (одного хода)**
с Типоразмер: 01 02 03 04 05 06 07 08 09 11 12	СТ 34-531 9,5 17,2 24,4 32,0 53,9 76,8 108,0 140,6 224,0 6,3 Н.4	(576)-68 0,0052 0,0096 0,0136 0,0180 0,0302 0,0432 0,0604 0,0780 0,1372 0,0052 0,0096	5,7 7,3 8,4 9,6 12,3 15,1 18,0 20,2 26,2 5,7 7,3	Типоразмер: 13 14 15 16 17 25 т/ч* 50 т/ч 100 т/ч* 200 т/ч 400 т/ч	16,0 21.2 35,3 50,5 71,0 ПН- 4,0 8,4 14,6 31,2 68,0	0,0136 0,0180 0,0302 0,0432 0,0604 551-63 0,0032 0,0062 0,0120 0,0240 0,0306	8,4 9,6 12,3 15,1 18,0 3,0 2,8 5,2 5,2 7,3
* ПВП имеют четыре хода по воде, остальные по два хода.
** Среднее число труб по вертикали равно отношению общего числа труб в пучке к числу вертикальных рядов.
Примечания: 1. Типоразмеры ПВП по ОСТ 34-531 (576) с 01 до 09 имеют длину трубок ЗОЭО мм, типораз-
меры с 11 по 17 имеют длину трубок 2000 мм. Все эти подогреватели двухходовые с латунными трубками диа-
метром 16X1 мм.
2.	По ОСТ 34-532(577) изготовляются ПВП четырехходовой конструкции аналогично типоразмерам от 01 до 09
ОСТ 34-531 с длиной трубы 3000 мм. Эти ПВП отличаются от приведенных в таблице типоразмеров (01—09) только
экивым сечением трубнЪго лучка, которое у них вдвое меньше.
3.	По ОСТ 34-531 и 34-532 изготовляются ПВП с плоскими днищами, а по ОСТ 34-576-577—с отбортованными
днищами. Расчетные данные их одинаковые.
4.	Все типоразмеры ПВП по ОСТ-34 имеют одноходовое межтрубное пространство.
5.	Все типоразмеры ПВП по ПН-551-63 имеют двухходовое межтрубное пространство, омываемое паром после-
довательно. Обозначение этих ПВП принято согласно нормали Таганрогского котельного завода, разработчика
этих ПВП. Трубки латунные диаметром 16X1,4 мм.
6.	Допустимые давления и температура греющего пара: для ПВП по ОСТ-34 —1,0 МПа (10 нгс/сма) и 300°С;
для ПВП по ПН-551-63—-^0,8 МПа (8 кгс/см2) и 180°С. В ПВП по ОСТ-34 давление пара должно быть на 0,1 —
-0,2 МПа (1—2 кгс/см2) ниже давления воды.
М ^7. Допустимые давления и температура воды: для ПВП по ОСТ-34 ~1,6 МПа (16 кгс/см2) и 180°С (на выхо-
де); для ПВП по ПН-551-63 ~Э,8 МПа (8 кгс/см2).
многих установках нужно подогре-
вать химоч-ищенную воду перед
деаэраторами, продувочная вода
котлов требует обязательного ох-
лаждения и т. д.
Подогрев воды в паровых ко-
тельных производится в пароводя-
ных подогревателях, а в водогрей-
ных котельных, где нет пара, для
этого используются водо-водяные
теплообменники. Необходимость
в установке того или иного подогре-
вателя воды определяется тепловой
схемой установки и ее расчетом,
а выбор поверхности нагрева про-
изводится по наиболее напряжен-
ным условиям их работы. При не-
прерывной работе теплообменника и
возможности загрязнения его уста-
128
навливается один резервный тепло-
обменник, если без него установка
длительно работать не может.
При выборе водо-водянырс тепло-
обменников надо помнить, что вода,
содержащая какие-либо примеси,
могущие давать отложения на стен-
ках поверхностей нагрева, напри-
мер сырая вода, должна пропу-
скаться по трубкам, а в межтрубное
пространство нужно направлять
чистую, химически очищенную
воду.
Соответственно этому и по допусти-
мым скоростям воды надо подби-
рать живое сечение теплообменника.
Расчет требуемой поверхности на-
грева выполняется по методике, из-
ложенной в гл. 5.
Таблица 4-15
Горизонтальные водо-водяныз теплообменники (ВВТ) — охладители конденсата
и подогреватели сырой и химочищеиной воды
Тип ВВТ и диаметр корпуса, мм	Поверхность нагрева» ма	Число ХО- ДОВ в кор- пусе		Число труб и живое се- чение, м2, одного хода		Допустимое рабочее давление, МПа (кгс/см2), и температура среды, °C	
		трубный пучок	межтрубное пространство	трубный пучок	межтруб- ное про- странство	трубный пучок	межтрубное пространство
	Го р из он			сальные	секционн	ы е типа ОГ*	
ОГ-6 (1 корпус 273X6) ОГ-12-1А (2 последова- тельно вклю- ченных корпу- са 273X9)	6	1	2	56/0,0142	28/0,0139	-4.0,5(5)/100	•4.0,5(5)/130
	12	2	2	28/0,071	28/0,0139	-4.1 ,4(14)/100	-4.0,5 (5)/130
О1 -24 (4 кор- пуса 273X9)	24	2	2	28/0,071	28/0,0139	-4.1, 4(14)/140	-4.0,5 (5)/150
О1 -32 (1 кор- пус 426X12)	32	8	1	17/0,0043	136/0,0903	-4.0,35(3,5)/104	-4.1,1 (11)/24
ОГ-35 (4 кор- пуса 325X8)	35	2	2	41/0,0104	41/0,0219	-чЛ,4(14)/130—80	-4.1,4 (14)/75—90
ОГ-130 (4 кор- пуса 426X12)	130	1 Гор	2 ИЗОН	152/0,0386 т а л ь н ы е	76/0,034 однокорп	-4.1,1(11)/70 усные ТКЗ**	-4.0,35 (3,5)/80
ПН-552-63 5—10 (корпус 159X7)	1,7	4	4	5/0,00075	5/0,003	-4 0,8(8)	^0,8(8)
ПН-552-63 20—40 (корпус 273X9)	5,9	4	4	21/0,00315	21/0,0066	-4.0,8 (8)	~0,8 (8)
ПН-552-63 80—240 (кор- пус 478X9)	21,2	4	4	78/0,0117	78/0,02559	-4.0,8 (8)	-4.0,8 (8)
ПН-552-63 400 (корпус 478X9)	31,2	4	4	78/0,0117	78/0,0259	-4.0,8 (8)	-4.0,8 (8)
* Теттообмемникп типа ОГ одлокорпуеныг и многокорпусные, имеют стальные трубы диаметром 22x2 мм.
Соединение последовательно включенных по обеим средам корпусов сварное на штуцерах [Л. 54].
** Теплообменники ТКЗ имеют трубный пучок из латунных труб диаметром 16X1 мм .
В табл. 4-14—4-16 приведены ха-
рактеристики подогревателей и теп-
лообменников, наиболее часто
используемых в котельных установ-
ках.
Конструкция подогревателей
ПН-551-63, ПН-552-63 и ОГ неодно-
кратно рассматривалась в ранее вы-
ходившей технической литературе
[Л. 22, 54]. Пароводяные подогрева-
тели по ОСТ 34-531 и водо-водяные
теплообменники по ОСТ 34-588 и
ОСТ 34-589 показаны на рис. 4-21—
4-23.
9—533
Расширители и теплообменники
непрерывной и периодической про-
дувки котлов. Для использования
тепла непрерывной продувки котлов
в котельных устанавливаются рас-
ширители и теплообменники непре-
рывной продувки.
Продувочная котельная вода по-
ступает сначала в расширитель.
В дросселирующих устройствах и
в корпусе расширителя давление ее
снижается и одновременно происхо-
дит частичное испарение продувоч-
ной воды. Образующийся пар отво-
129
Таблица 4-16
Горизонтальные, секционные, разъемные водо-водяные теплообменники по
ОСТ 34-588 и 589-68*
Типоразмер секции и диа- метр ее корпу- са, мм	Повер- хность на- грева, ма	Число трубок в пучке и живое сечение, м2		Типоразмер секции и диа- метр ее корпу- са, мм	Поверх- ность на- грева, м2	§ Число трубок в пучке и живое сечение, ма	
		Трубный пучок	Межтруб- ное про- странство			Трубный пучок	Межтруб- ное про- странство
1. С лату1	ШЫМИ труб! (10 кгс 0,37	1МИ на Py^z 'см2)** ***	1,0 МПа	2. Со сталь 31	ними труба (10 кгс/ 0,36	ми на py^z см2)****	1,0 МПа
02 (57X3,5) 03	6775 0,65	4/0,00062	0,00116	32 (57X3,5) 33	0,73 0,63	4/0,00055	0,00116
04 (76X3,5) 05	ТТзТ 1,н	7/0,00108	0,00233	34 (76X3,5) 35	1,27 1,08	7/0,00096	0,00233
06 (89X3,5) 07	2,24 1,76	12/0,00185	0,00287	36 (89X3,5) 37	2,18 1,70	12/0,00164	0,00287
08 (И4Х4) 09	3,54 3,4	19/0,00293	0,00500	38 (U4X4) 39	3,45 3,31	19/0,00260	0,00500
10 (168X5) 11	6,9 5,89	37/0,00570	0,01220	40 (168X5) 41	6,71 5,73	37/0,00506	0,01220
12 (219X6) 13	12,0 10,0	64/0,00985	0,02079	42 (219X6) 43	11,6 9,74	64/0,00876	0,02079
14 (273X7) 15	20,3 13,8	109/0,01679	0,03077	”44“ (273X7) 45	19,7 13,5	109/0,01492	0,03077
16 (325X8) 17	28,0 19,8	151/0,02325	0,04464	“4(Г (325X8) 47	27,3 19,3	151/0,02066	0,04464
18 (377X9) 19	40,1 25,8	216/0,03325	0,05781	~48~ (377X9) 49	39J 25,2	216/0,02956	0,05781
20 (426X9) 21	52,5 41,0	283/0,04356	0,07191	"бО" (426X9) 51	5Т7Г 39,9	283/0,03873	0,07191
22 (530X9)	83,4	J450/0,06927	0,11544	“52" (530X9)	8172	450/0,06158	0,11544
* Теплообменники секционные, разъемные по ОСТ 34-588-88 и 589-68 имеют один паи несколько после до-
вательно включенных одноходных секций, сочленяемых между собой штуцерами и калачами на фланцах. Секции
имеют активную длину 2 или 4 м и трубный пучок из латунных труб диаметром 16X1 мм или стальных
труб диаметром 16x1.4 мм. Секции по ОСТ 34-588-58 имеют латунные трубы и корпус без компенсатора. Секции по-
ОСТ 34-589-68 имеют корпус с компенсатором, L латунные или стальные трубы. Допустимая температура греющего
теплоносителя 200°С.
** Секции по ОСТ 34-588-68 могут также изготовляться на ру *1,6 МПа (16 кгс/см2); при этом их поверх-
мость нагрева сокращается примерно на 1—1,5%.
*** В числителе—типоразмер с активной длиной 2 м, в знаменателе— с активной длиной 4 м.
**** Теплообменники со стальными трубами должны применяться для подогрева или охлаждения химочи-
щеыноЙ, деаэрированной воды.
130
Рис. 4-21. Пароводяные подогреватели с плоскими днищами по ОСТ 34-531-68.
5 —вход пара; В —вход и выход воды; Е — выход конденсата; / — корпус; 2 —трубный пучок; 3—передняя водяная камера
пая камера.
с перегородкой; 4 — задняя водя-
Рис. 4-22. Горизон-
тальный секционный
разъемный водо-водя-
ной теплообменник по
ОСТ 34-588-68 без
компенсатора.
а — одна секция; А, Б —
вход греющей н нагре-
ваемой воды; В, Г — вы-
ход греющей и нагревае-
мой воды; 1 — корпус
с трубным пучком; 2 —
входной и выходной пе-
реходы; 3 —трубная ре-
шетка; б — сборка мно-
госекционного теплооб-
менника.
Рис. 4-23. Горизон-
тальный секционный
£ разъемный водо-во-
~ дяной теплообменник
по ОСТ 34-589-68 с
линзовыми компенса-
торами.
о — одна секция; б —
схема сборки многосеж-
цнонного ------ '
ка; Л, „	tpcxv»'
щей и нагреваемой во-
ды; В, "
> щей и
теплообменни-
Б — вход грею-
Г — выход грею-
нагреваемой во-
I ] ды; t — корпус; 2 — вход-
/ / ной и выходной перехо-
/ ды; 3—трубная решет-
ка;
4 — линзовый ком-
пенсатор.
дится из расширителя обычно
в деаэраторы, а отсепарированная
вода пропускается через теплооб-
менник, где охлаждается водой, ис-
пользуемой в цикле котельной, до
температуры 40°С и затем сбрасы-
вается в канализацию.
В промышленных котельных
применяется одноступенчатое рас-
ширение продувочной воды. При
этом давление в расширителе уста-
навливается таким, чтобы его было
достаточно для продавливания от-
сепарированной воды через тепло-
обменник и спускные трубопроводы.
Обычно оно составляет -~0,2 МПа
(2,0 кгс/см2). Регулирование давле-
ния в расширителе производится
задвижкой на паропроводе от рас-
ширителя.
Выбор расширителей произво-
дится исходя из количества проду-
вочной воды котлов н объема обра-
зующегося пара при расширении
продувочной воды по норме напря-
жения объема расширителя: 1000 м3
образующегося пара в час на 1 м3
полезного объема расширителя
(максимально).
Для котлов среднего и низкого
давления промышленность выпуска-
ет расширитель с наружным диаме-
тром корпуса 630 мм. Общий вид
его показан на рис. 4-24. Полезный
объем расширителя равен 0,78 м3.
Количество продувочной воды
котлов регламентируется нормами
[Л. 29]. Практически к котлам паро-
производительностью 75 т/ч вклю-
чительно устанавливают по одному
расширителю.
Продувочная вода вводится
в корпус расширителя через танген-
циально расположенные патрубки,
создающие завихрение потока, спо-
собствующее процессу сепарации.
Пар отводится из расширителя че-
рез решетку-сепаратор в крышке
расширителя, а отсепарированная
вода — через поплавковый регуля-
тор уровня.
Для охлаждения отсепарнрован-
ной воды могут быть использованы
любые водо-водяные теплообменни-
132
ки. В котельных для этого обычно
устанавливаются теплообменники
по нормали ПН 552-63 (табл. 4-15).
Для периодической продувки
котлов устанавливается один рас-
ширитель диаметром 2000 мм на все
котлы. Как правило, этот расшири-
тель устанавливается вне здания
котельной. Конструкция расширите-
ля представлена на рис. 4-25. По-
лезный объем этого расширителя
достаточен для продувки любых
котлов промышленных котельных.
Пар от расширителя отводится ли-
бо в атмосферу, либо в паропрово-
ды низкого давления. Отсепариро-
ванная продувочная вода направля-
ется в барботер, где расхолажива-
Отвод отсела-
рироВанноги
пара
Рис. 4 25. Расширитель периодической про-
дувки (барботер).
ется сбросными водами и отводится
в канализацию.
В качестве барботера устанавли-
вается расширитель диаметром
2000 мм. Кроме расширителей не-
прерывной продувки, должны уста-
навливаться расширители дренажей
высокого и низкого давления. Обыч-
но для этого применяются также
расширители диаметром 630 мм.
Оборудование для фосфатирова-
ния котловой воды. Котлы с естест-
венной циркуляцией на давление
~il,6 МПа (16 кгс/см2) и выше
должны быть оборудованы установ-
ками для фосфатирования котловой
воды. В настоящее время фосфати-
рование осуществляется по схеме
с вводом фосфата непосредственно
в барабан котла. Фосфатная уста-
новка котлов состоит из одного рас-
ходного бака фосфата емкостью
2—3 м3, мерных баков емкостью
1 м3 и плунжерных насосов-дозато-
ров по два на каждый котел [Л. 58].
Раствор фосфата приготавлива-
ется в химическом цехе и по трубо-
проводу подается в расходный бак
фосфата, устанавливаемый в ко-
тельной. Из расходного бака рас-
твор фосфата самотеком разводит-
ся по мерным бакам, из которых
забирается насосами-дозаторами и
подается в барабаны котлов. Рас-
ходный бак должен устанавливать-
ся на отметке, обеспечивающей по-
ступление раствора фосфата самоте-
ком в мерные баки. Мерные баки
и насосы-дозаторы устанавливаются
вблизи котлов на отметке 0,0 или
на отметке обслуживания котлов.
Для котлов на давление до 4,0
МПа (40 кгс/см2) применяются на-
сосы-дозаторы типа НД-40/63 про-
изводительностью до 40 л/ч, с напо-
ром ~6,3 МПа (63 кгс/см2). Насо-
сы-дозаторы типа НД выпускаются
заводом «Ригахиммаш».
4-3. ТЕПЛОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Деаэраторы подпиточной воды
теплосети. Подпиточная вода во всех
случаях должна подвергаться
деаэрации. Содержание кислорода
в подпиточной воде должно быть не
более 50 мкг/кг, а свободная угле-
кислота должна полностью отсут-
ствовать. В системах теплоснабже-
ния с непосредственным водоразбо-
ром качество подпиточной воды,
кроме того, должно удовлетворять
ГОСТ 2874-54 «Вода питьевая».
Деаэрация подпиточной воды
осуществляется либо в термических
смешивающих атмосферных деаэра-
торах, либо в вакуумных деаэрато-
рах.
В центральных котельных уста-
новках, работающих на крупные
системы теплоснабжения с откры-
тым водоразбором, требующие де-
133
аэрации подпиточной воды в количе-
ствах, измеряемых сотнями тонн,
предпочтительна установка вакуум-
ных подпиточных деаэраторов. Под-
питочная установка с атмосферны-
ми деаэраторами при больших рас-
ходах подпиточной воды из-за огра-
ниченной единичной производитель-
ности атмосферных деаэраторов
(максимум 300 т/ч) и необходимо-
сти установки за ними охладителей
подпиточной воды (до 70°С, см.
§ 3-2) получается очень громоздкой
и дорогой. Кроме того, подпиточные
установки с атмосферными деаэра-
торами обладают еще одним суще-
ственным недостатком: в целях со-
хранения конденсата греющего пара
химочищенную воду, подаваемую
в деаэраторы, необходимо предва-
рительно подогревать до 90°С.
Подогрев ее производится в во-
до-водяных теплообменниках — ох-
ладителях деаэрированной подпи-
точной воды и в пароводяных подо-
гревателях (рис. 3-6). Эти подогре-
ватели, а также трубопроводы за
ними подвержены интенсивному
коррозионному разрушению и не
обеспечивают необходимой длитель-
ности эксплуатации узла подпитки
теплосети.
Деаэрация подпиточной воды под
вакуумом позволяет избавиться от
перечисленных выше недостатков
подпиточной установки. Промыш-
ленность выпускает вакуумные деа-
эраторы единичной производитель-
ностью до 2000 т/ч, температура
выдаваемой деаэратором подпиточ-
ной воды 40°С, при этом не требу-
ется установка специальных охлади-
телей. При вакууме в деаэраторе
~ 0,0075 МПа (0,075 кгс/см2) при
температуре деаэрации 40°С не тре-
буется предварительный подогрев
подаваемой в деаэратор химочищен-
ной воды (согласно ГОСТ 17860-71
на термические деаэраторы конст-
рукция ДСВ обеспечивает подогрев
деаэрируемой воды в самом аппа-
рате на 15—25°С).
При использовании для деаэра-
ции подпиточной воды в небольших
134
установках атмосферных деаэрато-
ров, работающих под вакуумом —
давление ~0,03 МПа (0,3 кгс/см2),
создаваемым водоструйными эжек-
торами или водокольцевыми насо-
сами, процесс деаэрации протекает
при температуре 70°С. При этом по-
даваемую в деаэраторы химочищен-
ную воду нужно предварительно
подогревать только до 50°С.
В системах теплоснабжения
с закрытыми схемами, где расход
подпиточной воды определяется
только утечками теплосети, для ее
деаэрации возможно применение
атмосферных деаэраторов. В паро-
вых промышленно-отопительных ко-
тельных при закрытых схемах теп-
лоснабжения подпитку теплосети
разрешается производить водой из
деаэраторов питательной воды
[Л. 29].
Конструкция выпускаемых оте-
чественной промышленностью ат-
мосферных деаэраторов описана
в § 4-2. Здесь остановимся на ва-
куумных подпиточных деаэраторах.
Теоретические основы вакуумной
деаэрации освещены в Литературе
достаточно полно [Л. 55]. Вакуум-
ные деаэраторы должны изготов-
ляться согласно ГОСТ 16860-71 про-
изводительностью от 50 до 3200 т/ч.
Многолетние экспериментальные ра-
боты научно-исследовательских ин-
ститутов (ЦКТИ, ВТИ) в области
деаэрации воды привели к выводу,
что достаточно полное удаление из
нее кислорода и полное удаление
углекислоты требуют двухступенча-
той деаэрации воды, в деаэрацион-
ной колонке и в барботажном
устройстве. В процессе исследова-
ния этого вопроса было опробовано
много конструкций вакуумных де-
аэраторов, сначала с одноступенча-
той деаэрацией, а в дальнейшем
с двухступенчатой (см. работы
ЦКТИ по вакуумным деаэраторам
за 1967 и 1968 гг.). В настоящее
время Саратовским заводом тяже-
лого машиностроения принята
к производству конструкция вакуум-
ного деаэратора производительно-
стыо от 400 до 2000 т3/ч, которая
предложена ЦКТИ. Этот деаэратор,
как и его предшественники, безъем-
костного типа с выходом воды не-
посредственно в подпиточные насо-
сы. Других вакуумных деаэраторов
наша промышленность в настоящее
время не .выпускает.
Греющим теплоносителем, пода-
ваемым в деаэратор, является пар
с давлением ~0,2 МПа (2 кгс/см2)
или подогретая деаэрированная во-
да. Конструкция вакуумного деаэра-
тора показана на рис. 4-26 и 4-27.
В поперечном сечении деаэратор
представляет собой барабан с вну-
тренним диаметром 3 м. Длина ба-
рабана зависит от производитель-
ности деаэратора. Деаэратор из-
готовляется трех типоразмеров:
производительностью 400 т/ч, со-
стоящий из одной секции с длиной
барабана около 2000 мм; 800 т/ч—
из двух секций с длиной барабана
около 4000 мм и 1200 т/ч — из трех
секций с длиной барабана около
Рис. 4-26. Вакуумный деаэратор системы ЦКТИ с барботажем, изготавливаемый Саратов-
ским заводом тяжелого машиностроения.
А — подвод деаэрируемой воды; Б — подвод греющей перегретой воды или пара; В — выход деаэриро-
ванной воды; Г — отсос паровоздушной смеси; /— первая тарелка; 2 —вторая тарелка; 3—водопере-
пускной короб; 4 — третья тарелка; 5 — пароперепускной короб; 6 —четвертая тарелка; 7 — барботаж-
ный лист; 8 — испарительный отсек.
1
из секций по 400 т/ч.
Рис. 4-27. Схема сборки вакуумных деаэраторов ЦКТИ
/ — 400 т/ч; 2 — 800 т/ч; 3—1200 т/ч.
135
6000 мм. Деаэраторная установка
производительностью 1600 т/ч соби-
рается из двух деаэраторов по
800 т/ч, а производительностью
2000 т/ч — из деаэраторов 1200 и
800 т/ч.
Барабан имеет плоское днище и
опоры, как у обычных деаэратор-
ных баков. Высота от низа опорной
конструкции до оси барабана
1716 мм. Деаэратор 400 т/ч отвечает
всем требованиям,предъявляемым к
деаэраторам 300 и 200 т/ч, а деаэра-
тор 800 т/ч заменяет деаэратор
600 т/ч. Химочищенная вода посту-
пает в барабан через штуцер А диа-
метром 426x9 мм, греющая среда
подводится через штуцер Б диамет-
ром 600x9 мм, деаэрированная вода
выходит из барабана через штуцер В
диаметром 600x9 мм, и отсос газов
производится через штуцер Г диа-
метром 219x6 мм. Перечисленные
штуцера имеются на каждой секции.
По окружности штуцера размеще-
ны, как показано на рис. 4-27.
Первая тарелка 1, куда подается
химочищенная вода, служит рас-
пределителем, с нее небольшая
часть воды поступает на вторую та-
релку 2, а основная масса ее на-
правляется через водоперепускной
короб 3 на третью тарелку 4. После
нее поток воды, разделенный на
тонкие струи, встречается с проти-
воточно направленным потоком па-
ра, выходящим из пароперепускного
короба 5. В этой зоне происходит
наиболее интенсивная дегазация
химочищеиной воды. С тарелки 4
вода поступает на перепускную та-
релку 6, с которой стекает на бар-
ботажный лист 7 и далее в выход-
ной штуцер В. Греющая среда —
пар или горячая вода с температу-
рой около 75°С — вводится в испа-
рительный отсек 8 барабана через
штуцер Б. Так как по отношению
к вакуумной среде деаэратора сдав-
лением ~'0,0075 МПа (0,075 кгс/см2)
вода с температурой 75°С является
перегретой, то в испарительном от-
секе она вскипает. Часть пара через
короб 5 подается в зону струйной
136
деаэрации, а остальной пар прохо-
дит через отверстия барботажного
листа, подвергая барботажу воду
перед выходом ее из деаэратора. Та-
релка 2, на которую попадает не-
большое количество деаэрируемой
воды, выполняет функции охладите-
ля (конденсатора) выпара. Поэтому
рассмотренная конструкция деаэра-
тора не требует установки поверх-
ностного охладителя выпара. В де-
аэраторе должен поддерживаться
вакуум около 0,0075 МПа (0,075
кгс/см2), что соответствует темпера-
туре выходящей из деаэратора воды
около 40°С. Применение барботаж-
ного устройства способствует удале-
нию углекислоты, выделяющейся
в деаэраторе в результате разложе-
ния бикарбоната натрия (NaHCO3).
В деаэратор углекислота попадает
с химочищеиной водой как в сво-
бодном виде, так и в связанном.
При нагревании воды происходит
разложение NaHCOs с выделением
свободной углекислоты.
Процесс разложения NaHCO3
протекает по формуле 2NaHCO3=
= Na2CO3+CO2t + H2O и начинает-
ся лишь после того, как из воды бу-
дет практически полностью удалена
свободная углекислота. Последняя
удаляется из воды значительно
труднее, чем кислород, вследствие
образования в деаэрируемой воде
угольной кислоты, для разложения
которой требуется относительно
много времени. Поэтому связанная
углекислота практически полностью
остается в воде, прошедшей струй-
ную фазу, и может быть удалена
только с помощью барботажа.
Количество и производитель-
ность деаэраторов подпиточной во-
ды выбираются по расходу подпи-
точной воды. Суммарная произво-
дительность подпиточных деаэрато-
ров в системах с непосредственным
водоразбором должна обеспечивать
восполнение среднечасового расхода
воды на горячее водоснабжение за
сутки наибольшего недопотребления
и компенсацию утечки в размере
0,5% объема воды в трубопроводах
Таблица 4-17
Характеристика сетевых вертикальных подогревателей Саратовского завода тяжелого машиностроения (отраслевая
нормаль котлотурбостроения НО 876-64)
Характеристика	Тип сетевого подогревателя								
	ПСВ-45-7-15	ПСВ-63-7-15	ПСВ-90-7-15	ПСВ-125-7-15	ПСВ-200-7-15	ПСВ-315-3-23	ПСВ-315-14-23	ПСВ-510-3-23	ПСВ-50 1-14-23
Поверхность нагрева,	45	63	90	125	200	315	315	500	500
м2									
Расчетный пропуск во- ды, т/ч	90/180	120/240	175/350	250/500	400/800	725	ИЗО	1150	1800
Допустимое избыточное дав тение и температура по пару, МПа (.кгс/см2)/°C	.0 7^ и,/ 400	С) -°’7W	(7)	(7) -°-7w	400	.0 3-Д M 400	^1’4 400	-0 3-B. 400	^1 4-^- 1 ’ 1 400
Допустимое избыточное давление и температура по воде, МПа (кгс/см2)/°С	5-^ 150	vl 5-^ 150	м 5-^ 150	. 5^ 1,0 150	-U 5^- 1,J 150	12Q	(23) -9 q 2—L 150	^9 3^1 “,Li 120	150
Диаметр труб, мм	19/17	19/17	19/17	19/17	19/17	19/17	19/17	19/17	19/17
Число ходов по воде	4/2	4/2	4/2	4/2	4/2	2	2	2	2
Число труб в одном ходу, шт.	57/114	80/160	114/228	160/320	255/510	606	606	965	965
Живое сечение для во- ды, м=	0,013 0,026	0,018 0,036	0,026 0,052	0,036 0,072	0,057 0,114	0,136	0,136	0,216	0,216
Наружный диаметр кор-	720	820	1020	1020	1232	1520	1540	1620	1640
пуса, мм		250							
Условный проход шту-	150		300	300	350	350	350	400	400
деров по воде, мм Условный проход паро- вого штуцера, мм	200	200	350	350	450	600	450	800	500
		1,67	2,12						
Масса трубной систе- мы, т Расстояние между пе-	1,26			2,80	3,53	7,93	7,87	9,98	9,85
			1,31						
	1,32	1,32		1,31	1,33	1,2	1,2	1,23	1,19
регородками	трубного пучка, м									
Примечание: 1. Все подогреватели имеют прямой пучок из латунных труб
Л-68.
w 2. Первые пять типоразмеров выпускаются четырехходовыми, по допускают
двухходовое исполнение (4/2).
3. Масса трубной системы указана вместе с водяной камерой, но без воды.
4. Длина конденсатной пленки —расстояние между двумя расположенными друг
под другом перегородками,
тепловых сетей и присоединенных
к ним местных систем [Л. 56] (см.
§ 5-1). В закрытых система^ под-
питочные деаэраторы компенсируют
только утечку теплосети. Вакуум
в деаэраторах создается отсасываю-
щими устройствами—пароструйны-
ми или водоструйными эжекторами,
вакуумными насосами [Л. 38, 55].
Эжекторы. Выбор устройства для
создания вакуума производится по
количеству газа, подлежащего отсо-
су из деаэратора, а вернее — паро-
газовой смеси, так как вместе с газа-
ми (кислород, азот, углекислота) из
деаэратора отсасывается частично
водяной пар.
Основной величиной для выбора
типа или конструктивных размеров
пароструйного эжектора является
объемная расчетная производитель-
ность насоса VE.P, м3/ч, равная:
v ____q IO-* (/см.р 4-273)
Ув.р —Сгв.р-----———------, (4-21)
Дв.р Дп.р
где jRB — газовая постоянная для
воздуха, Дж/(кг-К); ^см.р— темпе-
ратура отсасываемой из деаэратора
паровоздушной смеси при расчетном
режиме, °C; рв.Р— давление всасы-
вания воздушного насоса при рас-
четном режиме, Па; — парци-
альное давление водяного пара
в отсасываемой смеси (давление на-
сыщения при температуре /См.р),Па.
Максимальное выделение раст-
воренных газов с учетом неплотно-
стей в отсасывающем тракте обыч-
но принимают 60 г газов на 1 т де-
аэрируемой воды. Давление паровоз-
душной смеси перед эжектором
у рассмотренных выше вакуумных
деаэраторов принимается равным
~0,0075 МПа (0,075 кгс/см2).Тем-
пературу отсасываемой смеси мож-
но принимать равной 30°С.
Для отсоса газов комплектно
с рассмотренными выше деаэратора-
ми Саратовский завод поставляет
пароструйные эжекторы типа
ЭП-3-25/75 (ХТГЗ) или ЭП-3-700-1
138
(ЛМЗ), имеющие
рактеристику:
следующую ха-
ЭП-3-2Б/75 ЭП-3-700-!
Количество отсасываемой
паровоздушной смеси,
кг/ч.....................
В том числе, кг/ч:
воздуха.............
лара.............
Давление в отсосе, МПа
(кгс/см2). примерно. . .
Давление рабочего пара,
МПа (кгс/см*)............
Расход рабочего пара, кг/ ч
Температура, °CJ'........
Расход охлаждающей во-
ды, т/ч..................
76	70
2S	—
51	—
до 0,00273 до 0,00273
(0,0273)	(0,0273)
~0,5(5)	~0,4Б(4.5)
1000	700
158	160
70—165	60—150
В тех случаях, когда не пред-
ставляется возможным снабдить ва-
куумный деаэратор пароструйным
эжектором заводского изготовления,
отсос из него паровоздушной смеси
рекомендуется производить с по-
мощью водоструйных эжекторныд
установок или вакуум-насосов. Ре-
комендации по выбору этого обору-
дования приводятся в [Л. 38, 57].
Паровые подогреватели сетевой
воды (ПСВ) могут использоваться
в центральных котельных как в ка-
честве основных теплоподогрева-
тельных аппаратов (чисто паровые
котельные), так и в качестве ре-
зервных (гл. 3). Отечественная про-
мышленность (Саратовский завод
тяжелого машиностроения) выпу-
скает вертикальные ПСВ, номенкла-
тура и техническая характеристика
которых приведены в табл. 4-17.
Общий вид этих ПСВ приведен на
рис. 4-28. В паровых котельные
с небольшим отпуском тепла в каче-
стве подогревателей сетевой воды
могут использоваться горизонталь-
ные ПВП по ОСТ 34-531 (576)-68
или ПН-551-63.
Сетевые подогреватели, устанав-
ливаемые в промышленных котель-
ных, рассчитываются на полную
отопительно-вентиляционную на-
грузку. Резервных ПСВ не устанав-
ливают. Паровые ПСВ должны обо-
греваться паром с давлением, доста-
точным для получения максимально
расчетной температуры сетевой во-
ды. Выбор сетевых подогревателей
производится на основании расчета
Рис. 4-28. Сетевой вертикальный подогрева-
тель типа ПСВ-500-14-23.
а — вход воды; б — выход воды; 1 — крышка по-
догревателя с входным и выходным патрубками
для сетевой воды; 2— верхняя трубная доска;
3 — корпус подогревателя; 4 — трубная система
с перегородками; 5 — камера водяная нижняя;
6—патрубок для ввода конденсата; 7 — слив во-
ды из трубной системы; 8 — патрубок отвода кон-
денсата; 9— штуцер для подвода пара; 10— опо
ра; 11 — кольцо для отсоса воздуха; 12 — уравни-
тельный сосуд; 13 — водоуказательное стекло;
14 — манометр.
поверхности нагрева каждого из
устанавливаемых подогревателей
(если они разнотипные или работа-
ют в разных режимных условиях).
Исходными данными для расче-
та являются тепловая нагрузка по-
догревателя; расход подогреваемой
сетевой воды; температура воды до
подогревателя и за ним; параметры
греющего пара; расчетные сечения
для пропуска воды.
Методика расчета поверхности
нагрева сетевых подогревателей рас-
смотрена в гл. 5.
Охладители конденсата сетевых
подогревателей устанавливаются на
линии конденсата за основными по-
догревателями сетевой воды в тех
случаях, когда по условиям тепло-
вого баланса котельной нельзя воз-
вращать конденсат сетевых подогре-
вателей с высокой температурой
в деаэраторы питательной воды кот-
лов из-за их запаривания, т. е. на-
рушения нормальной работы де-
аэратора. Это может иметь место
при избытке тепла, поступающего в
деаэраторы с потоками входящей в
него воды. Установкой охладителя
конденсата .можно также несколько
скомпенсировать недостаток поверх-
ности нагрева сетевых подогревате-
лей при их подборе. Однако надо
помнить, что охладитель конденсата
не увеличивает располагаемого теп-
ла установки, а лишь может не-
сколько изменить в нужном направ-
лении распределение тепла в ко-
тельной. При установке охладителя
конденсата увеличивается расход
пара на деаэратор питательной воды
котлов.
Охладитель конденсата пред-
ставляет собой водо-водяной тепло-
обменник, обычно горизонтального
типа, включаемый по воде парал-
лельно сетевым подогревателям. На
каждую группу подогревателей
нужно устанавливать отдельный
(один или два) охладитель конден-
сата. На трубопроводах конденсата
и сетевой воды должна предусма-
триваться арматура, позволяющая
отключать охладитель от сети при
ревизиях и ремонте его. Расчет по-
верхности нагрева охладителей кон-
денсата и "выбор их производятся
на основании данных расчета тепло-
вой схемы котельной. Резервных
охладителей конденсата не устанав-
ливают.
Насосы водоподогревательных
установок и аккумуляторные баки.
Сетевые насосы водоподогрева-
тельных установок выбираются по
расчетному расходу сетевой воды и
на напор, который должен быть до-
статочным, чтобы покрывать все ги-
дравлические сопротивления сети и
потери напора на преодоление со-
противлений ПСВ, охладителей кон-
денсата, водогрейных котлов, если
139
таковые имеются в системе, и соеди-
нительных трубопроводов между
НИМИ.
Расход сетевой воды GC.B, т/ч,
определяется величиной расчетной
тепловой нагрузки > МВт, и
расчетным температурным перепа-
дом сетевой воды Л/С.в, К:
3,6.10»Q^4
где ср — теплоемкость воды,
Дж/(кг-К).
Сетевые насосы, как правило,
устанавливаются на обратной ли-
нии сетевой воды до ПСВ и перека-
чивают воду с температурой до
70°С.
В системах с непосредственным
водоразбором на горячее водоснаб-
жение расход сетевой воды и про-
изводительность сетевых насосов
обычно принимаются при скоррек-
тированном графике в зависимости
от величины основной нагрузки на
отопление и вентиляцию без учета
нагрузки горячего водоснабжения;
для обычных графиков и при уста-
новке местных баков-аккумулято-
ров добавляется средний расход
сетевой воды на горячее водоснаб-
жение [Л. 9].
Согласно нормам технологиче-
ского проектирования количество
сетевых насосов должно быть не
менее двух, из которых один явля-
ется резервным. В установках, об-
служивающих системы горячего
водоснабжения, т. е. имеющих лет-
нюю нагрузку, выбор сетевых на-
сосов должен производиться с уче-
том летнего режима работы тепло-
сети. Может оказаться экономи-
чески целесообразной установка
специальных летних сетевых насо-
сов.
Рециркуляционные насо-
сы водогрейных котлов.
В целях защиты конвективных по-
верхностей нагрева водогрейных
котлов от коррозии температура
воды, поступающей в них, всегда
должна быть такой, чтобы темпера-
140
тура металла трубок этих поверх-
ностей нагрева была бы выше точ-
ки росы уходящих топочных тазов.
При работе водогрейных котлов
на высокосернистом мазуте необхо-
димо держать температуру входя-
щей сетевой воды равной 110°С и
при работе на газе 70°С.
Для этого в установках с водо-
грейными котлами предусматрива-
ется возможность рециркуляции
части горячей сетевой воды, отби-
раемой за водогрейным котлом
в трубопровод, подводящий воду
к водогрейному котлу. Рециркуля-
ция осуществляется с помощью на-
сосов.
Производительность рециркуля-
ционных насосов определяется из
уравнений теплового баланса пото-
ков смешения.
Из схемы, представленной на
рис. 4-29, следует:
Gpetl = (рс.в брег) _^в к’ (4"23)
Gper = Gc.B ^В-К~УС-В ; (4-24)
I В.К- I с.в
Gb.k—GC.B—Орег+Срец. (4-25)
Решая совместно уравнения
(4-23) и (4-24), получаем:
п ____Г} ^'в.К---i'c.B xz
СГрец — ис. в тут-ту
t в.к — ‘ в.к
(4-26)
здесь Gb.k — количество сетевой во-
ды, проходящей через котел, т/ч;
Gpen — количество рециркуляцион-
Lfo топ nfj-
<6с.в~врег)^в.к В теплосето
Рис. 4-29. Схема установки рециркуляцион-
ных насосов к водогрейным котлам.
1 — водогрейный котел; 2 — рециркуляционный на-
сос; 3 — сетевой насос; 4 — регулятор рециркуля-
ции; 5—регулятор температуры сетевой воды.
Таблица 4-18
ной воды, т/ч; Сс.ъ—полное коли-
чество сетевой воды, т/ч; Gpcr—
количество сетевой воды, перепу-
скаемое в подающий трубопровод,
т/ч; t'c.B — температура сетевой во-
ды в обратном трубопроводе тепло-
сети, °C; t"B.K — to же после водо-
грейного котла, °C; fB.K— мини-
мально допустимая температура
сетевой воды при входе в котел, °C.
Как ВИДНО, При t с.в—в.к GPeq =
= 0; с уменьшением fCB величина
брец увеличивается. Повышение
температуры воды за водогрейным
котлом t"B.K уменьшает величину
брец. Однако при этом, как следует
из уравнения (4-24), увеличивается
перепуск воды через регулирующий
клапан брег и сокращается расход
воды, проходящей через водогрей-
ный котел, бв.к, который не должен
быть меньше определенной величи-
ны по условиям минимально допу-
стимой скорости циркуляции воды
в котле. Поэтому при подсчете ве—
личины брец по формуле (4-26) ве-*
личину £"в.к надо принимать такой,
чтобы указанное выше условие не
нарушалось. После определения
брец по формуле (4-26) надо прове-
рить значение бвк по уравнениям
(4-24) и (4-25).
Напор рециркуляционных насо-
сов определяется гидравлическим
сопротивлением водогрейного котла
и сопротивлением рециркуляцион-
ных трубопроводов, величина кото-
рых в сумме обычно составляет
~0.15—0,25МПа (15—25 мвод.ст.)
В качестве рециркуляционных
могут быть применены насосы типа
НКу, рассчитанные на перекачку
воды с температурой не выше 200°С
и с допустимым давлением на вса-
сывающей стороне более ~ 1,7 МПа
(17 кгс/см2). Характеристика этих
насосов приводится в табл. 4-18.
Подпиточные насосы теп-
лосети выбираются исходя из норм
подпитки теплосети для восполне-
ния утечки; при закрытых теплофи-
кационных системах утечка воды
в среднем составляет 0,5% объема
Характеристика рециркуляционных
насосов типа НКу
Тип насоса	Произво- дитель- ность, м3/ч	Напор, МПа (м вод. ст.)	Мощность электро- двигателя, кВт
НКу-150	150	-0,30(30)	28
НКу-250	250	-0,30(30)	40
10НКу-7-2	500	—0,75(75)	160
Примечание. Насосы НКу-150 и НКу-250
изготовляет Китайский насосный завод. Насос 1 иНКу-7-2
изготовляет насосный завод «Южгидромзш*. Номи-
нальная частота ь вращения всех насосов 1450—
1470 об/мин.
воды в трубопроводах системы
с присоединенными к ней абонента-
ми. Производительность насосов
выбирается с учетом возможности
аварийной подачи подпиточной во-
ды в удвоенном количестве; при
открытых системах производитель-
ность подпиточных насосов опреде-
ляется суммой расходов воды на
покрытие максимально возможного
пика для водоснабжения и на утеч-
ки теплосети. Максимальный пик
расхода на горячее водоснабжение
составляет около 200% среднечасо-
вого расхода за. субботний день.
Напор подпиточных насосов дол-
жен покрывать давление в обрат-
ном трубопроводе сетевой воды
перед сетевыми насосами (прини-
маемое по гидравлическому расчету
теплосети), а также сопротивление
соединительных трубопроводов и
регулятора подпитки. Количество
подпиточных насосов должно быть
не менее двух, из которых один ре-
зервный.
Аккумуляторные баки. Исполь-
зуются в промышленных котельных
при схемах теплоснабжения с непо-
средственным водоразбором для
выравнивания неравномерности по-
требления горячей воды в течение
суток, выбираются на основании
почасового графика расхода воды
за сутки наибольшего водопотреб-
ления. При отсутствии суточного
графика водоразбора емкость ба-
ков-аккумуляторов разрешается
141
принимать равной 6-часовому рас-
ходу горячей воды в среднем за
сутки наибольшего недопотребле-
ния [Л. 9].
Для защиты баков-аккумулято-
ров деаэрированной воды от про-
никновения в них кислорода из
окружающего воздуха в настоящее
время испытывается так называе-
мый пленкообразующий герметик
марки АГ-4, разработанный инсти-
тутом Гипронефтемаш. АГ-4 пред-
ставляет собой маслянистую жид-
кость с плотностью, меньшей, чем
у воды, нерастворимую в воде, не
пропускающую атмосферный воз-
дух, нетоксичную и защищающую
металл от коррозии. Эту жидкость
заливают на зеркало воды в баке
слоем примерно 3 см. При колеба-
ниях уровня воды в баке АГ-4
всегда остается защитным слоем на
поверхности воды и, кроме того,
смазывает стенки бака по перимет-
ру его и тем самым защищает их
от коррозии при соприкосновении
с воздухом. Подвод и отвод воды
производятся через штуцера, рас-
положенные снизу бака. Для предо-
хранения от упуска АГ-4 в теп-
лосеть баки снабжаются автома-
тическими защитными устройст-
вами.
4-4. ПРОЧЕЕ ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ
Разные перекачивающие насосы.
В промышленных котельных для
перекачивания холодной и горячей
воды, конденсата, химочищеиной
воды применяются центробежные
электронасосы.
Насосы выбираются соответст-
венно требуемой подаче воды и на-
пору, который определяется высо-
той подъема воды и сопротивлением
трубопровода. Для насосов, перека-
чивающих воду в резервуары с дав-
лением (например, деаэраторы),
должны учитываться также давле-
ния в резервуаре. Как правило,
142
устанавливаются резервные перека-
чивающие насосы.
Производительность насосов, пе-
рекачивающих производственный
конденсат из приемных баков, под-
считывается по максимальному су-
точному поступлению конденсата.
Отечественная промышленность
выпускает центробежные электро-
насосы для всех отраслей промыш-
ленности, характеристики насосов
приведены в каталогах и проспек-
тах заводов-изготовителей, которы-
ми и рекомендуется пользоваться
при проектировании. Основные за-
висимости, характеризующие рабо-
ту центробежных насосов, приведе-
ны выше при описании питательных
насосов котлов.
Баковое хозяйство котельных.
В крупных промышленных котель-
ных с котлами среднего и низкого-
давления баковое хозяйство состоит
из двух баков для приема конден-
сата, возвращаемого с производст-
ва, и двух баков для сбора дрена-
жей. При автоматизированной от-
качке воды из баков их суммарная
полезная емкость должна обеспечи-
вать накопление конденсата в ко-
личестве, поступающем за 20—
30 мин. Емкость дренажных баков
принимается в пределах 5—10 м3.
Перекачивающие насосы к конден-
сатным и дренажным бакам выби-
раются по максимальному поступ-
лению конденсата или дренажей.
Должно быть установлено не менее
двух насосов, из которых один ре-
зервный. Напор насосов определя-
ется высотой подъема воды, давле-
нием в деаэраторе и сопротивле-
нием трубопроводов. Баки и перека-
чивающие насосы устанавливаются
в котельном помещении на отмет-
ке 0,0.
Конструкция баков нормализо-
вана. Изготовление их производит-
ся заводами котельно-вспомогатель-
ного оборудования или в мастер-
ских на площадке строительства
котельной.
Внутренняя поверхность баков
должна подвергаться специальным'
антикоррозионным покрытиям для
защиты от коррозии. В настоящее
время для этого применяется эмаль
марки ВЛ-515, которая пригодна
для защиты металла от коррозии
при температурах среды до 150°С.
Для аккумуляторных баков подпи-
точной воды в системах с открытым
водоразбором эту эмаль применять
нельзя вследствие ее токсичности.
Покрытие баков эмалью произво-
дится на месте монтажа оборудова-
ния специализированными органи-
зациями.
Трубопроводы промышленных
котельных. В осуществлении техно-
логического процесса промышлен-
ных котельных трубопроводы вы-
полняют весьма ответственную роль.
С их помощью соединяется в еди-
ный технологический комплекс все
основное и вспомогательное обору-
дование установки. Поэтому при
проектировании промышленных ко-
тельных вопросам надежности и
безаварийной работы трубопрово-
дов должно уделяться особое вни-
мание.
В основе проекта трубопроводов
лежит их плоскостная схема, кото-
рая фиксирует все необходимые
коммуникации для пара и воды,
места и типы устанавливаемой за-
порной и регулирующей арматуры
и диаметры трубопроводов. На
основании схемы трубопроводов
разрабатываются их рабочие черте-
жи, по которым изготовляются тру-
бопроводы на заводе или на месте
монтажа. Проектирование трубо-
проводов полностью нормализова-
но. Все элементы трубопроводов —
как сами трубы, так и их опоры и
приводы к арматуре — выполняют-
ся по отраслевым стандартам
(ОСТ), что значительно облегчает
проектирование и изготовление тру-
бопроводов.
Расчет диаметров трубопрово-
дов производится на основании
данных пароводяного баланса ко-
тельной, которым определяются ко-
личества и параметры транспорти-
руемых пара и воды. Материал и
толщины стенок трубопроводов вы-
бираются в зависимости от давле-
ния и температуры среды, проходя-
щей по трубопроводу, в соответст-
вии с правилами Госгортехнадзора.
Обычно, исходя из расходов пара,
воды или конденсата, определен-
ных в расчетах тепловой схемы, и
допустимых скоростей, предвари-
тельно определяют диаметры трубо-
проводов по формуле (4-27), а за-
тем подбирают по нормалям трубо-
проводы, соответствующие парамет-
рам среды, проходящей через них,
и повторным расчетом по формуле
(4-28) проверяют фактические ско-
рости; они не должны быть больше
допустимых:
d»H = ]/ 0,354-^;	(4-27)
0.354G
W = —--------
d2BH?
(4-28)
где G — расход среды, протекаю-
щей по трубопроводу, т/ч; dBH —
внутренний, диаметр трубопровода,
м; w — скорость среды, м/с; р —
плотность среды, кг/м3.
В настоящее время принимают-
ся следующие скорости пара и воды
в трубопроводах:
Скорость
пара или
воды, м/с
Перегретый пар повышенных, сред-
них и низких параметров с
давлением до ~ 4,0 МПа
(40 кгс/см2)................. Б0—70
Насыщенный пар низких парамет-
ров ......................... 40—60
Питательная вода котлов в напор-
ном трубопроводе ............ 2,5—3,0
Питательная вода котлов во вса-
сывающих трубопроводах насо-
сов ......................... 0,6—1,0
Вода в остальных трубопроводах 2,0—2,5
Г идравлический расчет трубо-
проводов, т. е. определение потерь
напора на отдельных участках, вы-
полняется лишь в тех случаях, ког-
да требуется знать точное значение
величины сопротивления трубопро-
водов для выбора вспомогательно-
го оборудования или проверить
достаточность располагаемых напо-
ров насосов и т. п.
143
При составлении схемы трубо-
проводов нужно стремиться к наи-
большей простоте ее и .вместе с тем
надежности. Устанавливаемая на
трубопроводах арматура должна
обеспечивать возможность выпол-
нения всех режимных операций,
возможность выключения из техно-
логического процесса оборудования
и аварийных участков трубопрово-
дов без нарушения технологическо-
го процесса котельной. Не следует
устанавливать на трубопроводах
лишнюю арматуру, так как она не
только удорожает установку, но и
снижает ее надежность. Об этом
нужно помнить при составлении
схемы трубопроводов и очень тща-
тельно проверять надобность в уста-
новке запорной арматуры.
Промышленные котельные, как
правило, имеют схему трубопрово-
дов с поперечными связями между
группами технологического обору-
дования, обеспечивающую взаимо-
заменяемость оборудования. Такая
схема является наиболее универ-
сальной и дает возможность наи-
лучшим образом использовать обо-
рудование.
Главный магистральный паро-
провод, являющийся перемычкой
между устанавливаемыми котлами,
выполняется одинарным. Главные
трубопроводы питательной воды
также выполняются однолинейны-
ми. Паровые и питательные пере-
мычки секционируются задвижка-
ми, позволяющими в случае надоб-
ности изолировать аварийный уча-
сток трубопровода и ограничить
влияние аварий на технологический
процесс установки.
Пример схемы главных трубо-
проводов промышленно-отопитель-
ной котельной приведен на рис. 4-30
[применительно к схеме и оборудо-
ванию промышленно-отопительной
котельной, рассмотренной в гл. 3
(рис. 3-2)].
Паропроводы свежего пара
~4,0 МПа (40 кгс/см2) от котлов
до РОУ выполняются однолинейны-
ми с секционированной перемычкой,
Рис. 4-30. Схема трубопроводов центральной промышленно-отопительной котельной.
Z — паровые котлы; 2 — узел питания котла; 5 —РОУ на 4,0/1,4 МПа (40/14 кгс/см2); 4 — РУ собственных
нужд; 5 — ПВД; 6 — атмосферные деаэраторы; 7 — питательные насосы.
144
позволяющей осуществлять распре-
деление пара, вырабатываемого
котлами, по потребителям незави-
симо от работы тех или иных котло-
агрегатов. На паропроводах уста-
навливается арматура, позволяю-
щая отключать на ремонт или при
аварийных ситуациях любой котло-
агрегат, не нарушая пароснабже-
ния потребителей. По условиям
дистанционного управления, авто-
матизации и защиты оборудования
при авариях вся арматура на паро-
проводах свежего пара должна
устанавливаться с электропривода-
ми. Вывод пара ~4,0 МПа
(40 кгс/см2) к потребителям осуще-
ствляется двумя паропроводами,
рассчитанными на пропуск 75%
максимального расхода пара каж-
дым паропроводом.
Паропровод низкого давления
за РОУ для обеспечения независи-
мости их работы и отключения для
ремонта или при авариях с арма-
турой выполняется двойным в виде
коллектора. Паропроводы пара низ-
кого давления (редуцированного)
выполняются двойными аналогично
потребительским паропроводам
~4,0 МПа (40 кгс/см2). На мазут-
ное хозяйство вывод пара произво-
дится двумя линиями. Арматура на
основных паропроводах низкого
давления имеет электроприводы.
Трубопроводы питательной во-
ды от питательных насосов до кот-
лов (через ПВД) выполняются так-
же однолинейными с секциониро-
ванными перемычками, как показа-
но на схеме. Помимо основных
линий питательной воды к паро-
вым котлам через ПВД предусмат-
риваются линии холодного питания
(в обвод ПВД) на случай аварий-
ного отключения какого-либо из
ПВД.
Подвод воды для впрыска в РОУ
осуществляется по специальным
линиям от перемычки за питатель-
ными насосами. От обратных кла-
панов за питательными насосами
предусматриваются рециркуляцион-
ные линии (см. § 4-2).
10—533
Арматура повышенного давле-
ния изготовляется бесфланцевой,
что повышает надежность соедине-
ний трубопроводов, удешевляет их
стоимость и упрощает обслужива-
ние, так как исключается необходи-
мость в постоянном наблюдении за
фланцевыми соединениями и устра-
нении в них расстройств уплотне-
ний и других неполадок. В даль-
нейшем и для трубопроводов низ-
кого давления также предпо-
лагается выпускать бесфланцевую
арматуру.
Устанавливаемая на трубопро-
водах арматура должна иметь при-
воды, обеспечивающие закрытие и
открытие ее одним человеком. За-
порная арматура, требующая ди-
станционного управления, должна
иметь электропривод. Арматура,
управляемая по месту, должна
иметь приспособления, обеспечи-
вающие удобное обслуживание ее,
и, если нужно, соответствующие
площадки обслуживания. Рацио-
нальным расположением арматуры
в некоторых случаях удается избе-
жать сооружения площадок для
ее обслуживания. Арматура диа-
метром 400 мм и выше во всех
случаях должна иметь электро-
привод.
Все насосы, работающие парал-
лельно или на сеть, из которой воз-
можны обратные потоки воды при
остановке насосов, должны иметь
с напорной стороны обратные кла-
паны, устанавливаемые за напор-
ным патрубком насоса и отключаю-
щие задвижки за обратным клапа-
ном. Со всасывающей стороны насо-
сов устанавливаются отключающие
задвижки.
Схема трубопроводов должна
обеспечивать равномерное распре-
деление между деаэраторами пода-
ваемой в них химически очищенной
воды и конденсата. Для этого не-
обходимо предусматривать уравни-
тельные трубопроводы между де-
аэраторными баками, соединяющие
их водяные объемы и паровые про-
странства над уровнем воды.
145
Крепление трубопроводов произ-
водится на специальных опорах,
конструкция которых также нор-
мализована. Опоры трубопроводов
должны иметь достаточную проч-
ность, соответствующую нагрузке,
передаваемой на них, обеспечивать
свободное перемещение трубопро-
водов при тепловом расширении,
предотвращать вибрацию трубопро-
водов и воспринимать компенса-
ционные усилия (неподвижные
опоры).
Особо важное значение при про-
ектировании имеет решение вопро-
сов компенсации линейных удлине-
ний горячих трубопроводов. При
конструировании трубопроводов на-
до стремиться к сокращению числа
искусственных компенсирующих
устройств, использованию возмож-
ностей естественной гибкости тру-
бопроводов и самокомпенсирующей
способности их. Этим вопросам по-
священа специальная техническая
литература [Л. 60—62]. В настоя-
щей работе, ограниченной по объе-
му, не представляется возможным
рассмотреть эту тему самостоятель-
но. Трубопроводы должны проекти-
роваться в соответствии с требова-
ниями [Л. 68].
Все паропроводы и трубопрово-
ды горячей воды с температурой
выше 50°С изолируются специаль-
ными материалами, обладающими
низкой теплопроводное гью, для
уменьшения потерь тепла в окру-
жающую среду и создания безопас-
ных условий для обслуживающего
персонала. Выбор изолирующих ма-
териалов и толщины покрытия про-
изводится в зависимости от темпе-
ратуры изолируемых поверхностей
[Л. 20].
Компрессорные станции — уста-
новки для получения сжатого воз-
духа.
Сжатый воздух в котельных
установках используется для .пнев-
моинструмента, обдувки электро-
двигателей и взрыхления механиче-
ских фильтров химводоочистки.
В тех случаях, когда в котельную
146
не может быть подан сжатый воз-
дух от расположенных вблизи про-
мышленных предприятий, в котель-
ной должна предусматриваться
установка собственных компрессо-
ров. В центральных котельных для
получения сжатого воздуха обычно
устанавливаются компрессорные
станции типа КСЭ-5М, выпускаемые
Мелитопольским компрессорным
заводом и имеющие следующую ха-
рактеристику:
Производительность, м3/мин 5
Давление нагнетания, МПа
(кгс/см2).................	-4.0,9 (9)
Температура всасывания, °C От —30 до +40
Температура нагнетания, °C Не более 165
Мощность электропривода,
кВт.......................40 (двигатель
АО2-91-8,380 В)
Частота вращения ротора,
об/мин.................... 735
Масса компрессорной стан-
ции с рамой, т............	1,4
Габаритные размеры стан-
ции, мм................. 2173ХЮ35Х
XI330 ^’(послед-
няя цифра —
высота)
За компрессорной станцией
должен устанавливаться концевой
холодильник, поставляемый заво-
дом комплектно с компрессором
(тип ХРК-ЗД8). Температура возду-
ха за холодильником 40°С, расход
охлаждающей воды примерно 5 м3/ч.
Для выравнивания давления
в воздухопроводах и смягчения
пульсаций, вызываемых работой
компрессора на линии сжатого воз-
духа, за компрессором устанавли-
вается воздухосборник, представ-
ляющий собой цилиндрический
вертикальный сосуд, рассчитанный
на рабочее давление ~0,8 МПа
(8 кгс/см2), с предохранительными
клапанами и присоединительными
штуцерами. С указанным выше
компрессором завод поставляет воз-
духосборник типа В-2 по ГОСТ
9028-59 емкостью 2 м3 (внутренний
диаметр 1000 мм, полная высота
3030 мм).
Компрессорные станции произ-
водительностью 10 м3/ч и ниже раз-
решается устанавливать в общем
котельном помещении на отметке
0,0. Воздухосборники всегда долж-
ны устанавливаться вне котельного
помещения на открытом воздухе.
Грузоподъемные	механизмы.
В промышленных котельных с па-
ровыми котлами по 50 и 75 т/ч и
водогрейными котлами (в закры-
тых котельных) устанавливаются
подвесные электрокраны, монорель-
сы с кошками и кран-балки.
Вспомогательное оборудование
котельной, устанавливаемое на от-
крытом воздухе, как правило, об-
служивается передвижными авто-
кранами. Там, где обслуживание
оборудования при ремонтах не мо-
жет быть обеспечено автокраном,
должны устанавливаться местные
грузоподъемные механизмы.
Заключая главу, необходимо от-
метить следующее. Характеристика
вспомогательного оборудования
должна удовлетворять условиям
работы котельной при всех возмож-
ных эксплуатационных режимах.
Эти требования могут быть обеспе-
чены, если выбранное оборудование
будет удовлетворять данным расче-
та котельных агрегатов и тепловой
схемы, которые выполняются для
трех-четырех характерных режи-
мов. Что касается выбора числа
однотипных единиц того или друго-
го оборудования, то он производит-
ся исходя из требуемой расчетной
производительности данного узла
тепловой схемы, единичной произ-
водительности выпускаемого обору-
дования, требований взаимного ре-
зервирования и наиболее экономич-
ной загрузки его. Естественно, что
при выборе вспомогательного обо-
рудования должны обязательно и
строго соблюдаться правила Гос-
гортехнадзора по устройству и без-
опасной эксплуатации паровых кот-
лов [Л. 27], правила взрывобез-
опасности [Л. 21], а также нормы
технологического проектирования
котельных, которые регламенти-
руют условия обеспечения взаимно-
го резервирования и надежной ра-
10*
боты вспомогательного оборудова-
ния.
Вся принимаемая к установке
теплообменная аппаратура, рабо-
тающая под давлением, — деаэра-
торы, пароводяные подогреватели,
водо-водяные теплообменники, рас-
ширители и т. п. — должна выби-
раться соответственно действитель-
ным условиям ее работы и расчет-
ным давлениям, на которые она
изготовлена.
По вспомогательному оборудо-
ванию, требующему периодического
ремонта — смены отдельных эле-
ментов, чистки и т. п., должны пре-
дусматриваться резервные агрега-
ты или аппараты для замены ими
ремонтируемых или аварийно .вы-
шедших из строя. Все ответствен-
ные насосы, без которых продолжи-
тельно не может работать .вся уста-
новка в целом, должны иметь резерв
с автоматизированным запуском
при выходе из строя рабочего агре-
гата.
Емкости для хранения и приема
воды, работающие в цикле установ-
ки, должны выбираться с запасами,
достаточными для сглаживания не-
равномерностей в режимах работы
установки.
Одновременно с установкой
вспомогательного оборудования
должна предусматриваться установ-
ка грузоподъемных механизмов для
ремонта этого оборудования в про-
цессе эксплуатации. Установка
вспомогательного оборудования
должна производиться по заводской
технической документации, соглас-
но которой проектируются фунда-
менты под оборудование и прини-
маются схемы -включения его.
4-5. КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ
ЦЕНТРАЛЬНЫХ КОТЕЛЬНЫХ
Компоновка основного и вспомо-
гательного тепломеханического обо-
рудования в здании котельной, т. е.
взаимное его расположение в поме-
щениях котельной, должна обеспе-
чивать надежность и удобство экс-
147
плуатации, минимально возможную
протяженность трубопроводных и
кабельных коммуникаций, а также
газовоздухопроводов, оптимальное
сокращение численности эксплуата-
ционного персонала, автоматизацию
технологических процессов, прове-
дение планово-предупредительных
ремонтов и возможность расшире-
ния 'путем установки нового обору-
дования. Кроме того, принимаемые
компоновочные решения должны
отвечать всем требованиям техники
безопасности, санитарным и проти-
вопожарным нормам.
Для центральных котельных
установок с паровыми и водогрей-
ными котлами рассматриваемой
мощности (гл. 3) наиболее рацио-
нальной с точки зрения выполнения
вышеуказанных требований следует
считать компоновку с параллель-
ным расположением котлов и вспо-
могательного оборудования котель-
ной—тягодутьевых машин, золоуло-
вителей, оборудования пылеприго-
товления, деаэраторов,питательных
насосов, трансформаторных под-
станций, электрораспределительных
устройств и служебно-бытовых по-
мещений. Для автоматизированных
систем управления предусматрива-
ется центральное щитовое помеще-
ние. Оборудование водоподготовки
в крупных пароводогрейных котель-
ных, как правило, размещается
в отдельных зданиях.
Г лавные строительные конст-
рукции котельной (основные колон-
ны) должны выполняться с модуль-
ным шагом 6 или 12 м. Ширина и
глубина котельных ячеек (пролет
котельного помещения) определя-
ются габаритами устанавливаемого
котельного оборудования с сохране-
нием указанного модуля (табл. 3-1
и 3-4).
Котельные, предназначаемые
для сжигания твердого топлива
перед фронтом котлов, имеют бун-
керную этажерку, ширина и высота
которой определяются условиями
получения достаточной емкости
угольных бункеров, обеспечиваю-
148
щих бесперебойную подачу угля
в мельницы пылеприготовительных
установок (отсутствие зависания и
застревания угля в бункерах, см.
гл. 2). Багерные насосные установ-
ки центральных котельных с пыле-
угольными паровыми и водогрей-
ными котлами размещаются в от-
дельных зданиях. Устройства пнев-
матического сухого удаления шла-
ка и золы (кроме шлакодробилок
и коммуникаций) размещаются вне
главного здания котельной. Котель-
ные установки, сжигающие газ,
имеют в своем составе редукцион-
ные станции, снижающие давление
газа, подаваемого к котлам. Эти
установки размещаются в отдельно
стоящих помещениях.
Деаэраторы и питательные на-
сосы желательно размещать вдоль
фронта котлов. Оборудование ко-
тельных смешанного типа, в кото-
рых устанавливаются паровые и
водогрейные котлы, должно компо-
новаться так, чтобы обеспечивалось
расширение как водогрейной, так и
паровой части котельной, т. е. оба
торца котельной должны быть сво-
бодными.
В одной половине котельного
зала устанавливаются паровые кот-
лы, а во второй водогрейные. Рас-
ширение паровой части котельной
производится в одну сторону, а во-
догрейной в другую, что должно
быть обеспечено резервированием
соответствующих свободных площа-
дей на генеральном плане котель-
ной установки. С торцов расшире-
ния котельной не следует разме-
щать эстакады топливоподачи, обо-
рудование, устанавливаемое вне
здания котельной (например, акку-
муляторные баки, расширители
и т. л.), эстакады трубопроводов,
мазутохозяйства, а также подзем-
ные коммуникации.
В качестве примера на рис. 4-31
представлен один из возможных
вариантов компоновки центральной
пароводогрейной котельной на газо-
мазутном топливе мощностью
— 370 МВт (320 Гкал/ч).
Рис. 4-31а.
Рис. 4-316,
1г,ои
6,00
Н.аНельнь1 й. этаж
НТП
Вспомога-
т ельн не
обору to -
Нинин
0,00
i____
120.00 Ч> ^200
Насосное
помещение
в, о и
кип
loUOU
buimuUbiB
помвщиная
- - ВВод
теплосети
G000
~1.В
Рис. 4-31. Компоновка центральной газомазутной пароводогрейной котельной теплопроизводителыюстью ~372 МВт (320 Гкал/ч) с паро-
выми котлами типа ГМ-50-14/250 и водогрейными котлами типа КВ-ГМ-100.
U а — план; б —разрез по водогрейной части котельной; о — разрез по паровой части котельной; /—паровой котел; 2 — водогрейный котел; 3 —дымосос; 4 —
— дутьевой вентилятор; 5 —дымовая труба; 6 — подвесной электрический кран; 7 — ручная кран-балка; 3 — деаэратор питательной воды паровых котлов атмо-
сферный; 9 — подпиточный деаэратор вакуумный; 10 — ремонтный проем; // — подогреватели высокого давления.
a)
Рис, 4-32, Компоновка центральной пылеугольиой пароводогрейной котельной теплопроизводительностью ~350 МВт (300 Гкал/ч) с паро-
выми котлами типа БКЗ-75-39ФБ и водогрейными котлами типа ЭЧМ-60.
а —План; б — разрез по водогрейной части котельной; 4 — ремонтная площадка; Б — ремонтный пункт электроцеха; В — ремонтный пункт котельного цеха-
Ц — вспомогательное оборудование в трубопроводы; £ — лаборатории и служебные помещения; / — паровой котел; 2 — водогрейный котел; 3—бункер сырого
угля; -/ — конвейеры топлнвоподачи; 5 —питатель сырого угля; 6 — мельинца молотковая с шахтным сепаратором; 7 —дымосо-е; 8— дутьевой вентилятор- 9 —
__ золоуловитель типа МП-ВТИ; 10 — дымовая труба; // — подвесной электрический кран; /2 — подвесная электрическая кран-балка; /3 — рециркуляционные насо-
сл сы водогрейных котлов; 14 —питательные насосы паровых котлов; /5 — сетевые насосы: 16 — подпиточные насосы; /7 —лифт.

Н0,00	$3001)
Рис. 4-33 Компоновка мазутной водогрейной котельной теплопроизводительностыо ~ Г/4 МВт (150 Гкал/ч) с водогрейными котлами типа
КВ-ГМ-50.
— а—план; б —поперечный разрез; / — водогрейный котел; 1 — дымосос; 3 — дутьевой вентилятор; -/ — дымовая труба; 5—подвесной электрический кран; 6 —
сд подвесная электрическая кран-балка; 7 — сетевой насос; 8 — деаэратор ДСВ-400 подпиточной воды; 9 — вспомогательные паровые котлы для собственных нужд
01	котельной; 10 — деаэратор питательной воды паровых котлов.
На рис. 4-32 дан пример цен-
тральной пылеугольной пароводо-
грейной котельной мощностью
— 350 МВт (300 Гкал/ч) с водо-
грейными котлами типа ЭЧМ-60 и
паровыми котлами по 75 т/ч.
Данное компоновочное решение
будет пригодно и для установки
пылеугольных водогрейных котлов
типа КВ-ТК-100 или КВ-ТК-50 после
освоения их промышленностью.
На рис. 4-33 представлена типо-
вая компоновка водогрейной мазут-
ной котельной теплопроизводитель-
ностью —175 МВт (150 Гкал/ч),
разработанная проектным институ-
том Латгипропром. Как видно, по-
мимо основных водогрейных котлов,
в котельной предусмотрена уста-
новка двух вспомогательных паро-
вых котлов типа ДКВР-4-13 для
снабжения паром мазутного хозяй-
ства котельной.
В настоящее время в области
сооружения котельных установок
принято новое направление проек-
тирования, поставки и монтажа
оборудования, а именно блоками
повышенной заводской готовности.
Компоновка оборудования котель-
ных установок должна разрабаты-
ваться исходя из этого принципи-
ального положения. Переход к из-
готовлению котельной установки
заводскими блоками, включающими
в себя группы технологического
оборудования с трубопроводами,
газовоздухопроводами, кабелями
и другими коммуникациями, в пер-
вую очередь 'преследует цель повы-
шения качества изготовления обо-
рудования и сокращения сроков его
монтажа. Предполагается, что за-
вод — поставщик блока укомплек-
товывает его всем необходимым
оборудованием и трубопроводами,
производимыми на заводе или по-
лучаемыми им по кооперации с дру-
гих заводов, производит контроль-
ную сборку и опробование блока,
после чего блок комплектно отгру-
жается потребителю частями, соот-
ветствующими габаритам транс-
портных средств.
Такой способ изготовления и по-
ставки оборудования, кроме повы-
шения качества изготовления, су-
щественно сокращает время, затра-
чиваемое на монтаж оборудования,
так как основная часть монтажных
работ выполняется на заводе. На
монтаже производятся лишь до-
укрупнение блоков и соединение их
между собой. Нельзя, конечно, счи-
тать описанный способ поставки
котельного оборудования уже осво-
енным нашей энергетической про-
мышленностью, но при проектиро-
вании котельных установок необхо-
димо закладывать возможность
реализации этого прогрессивного
метода.
В рассмотренных выше принци-
пиальных схемах котельных уста-
новок (гл. 3) произведено разделе-
ние на блоки оборудования котель-
ной, которого надо придерживаться
и при компоновке его в здании ко-
тельной, по возможности не отры-
‘вать друг от друга элементы одного
блока, размещать их (компоновать)
с учетом максимально возможного
сокращения трубопроводных ком-
муникаций, стремиться к компакт-
ности блока.
ГЛАВА ПЯТАЯ
ТЕПЛОВЫЕ РАСЧЕТЫ, ОБОСНОВЫВАЮЩИЕ ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
КОТЕЛЬНОЙ, расчет себестоимости отпускаемого тепла
Основным тепловым расчетом
при проектировании- котельной уста-
новки является расчет ее тепло-
вой схемы, на основании которо-
го составляются паровой и теп-
156
ловой балансы котельной, позво-
ляющие выбрать оборудование
для нее и определить ее проект-
ные технико-экономические пока-
затели.
5-1. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ
КОТЕЛЬНЫХ
Расчет выполняется для четырех
характерных режимов работы ко-
тельной установки в течение года,
которыми являются:
I режим — максимально-зимний,
соответствующий расчетной темпе-
ратуре наружного воздуха для
отопления. Тепловые нагрузки ко-
тельной по отпускаемому пару
в этом режиме принимаются макси-
мальными за сутки отопительного
периода. Расход тепла отопитель-
но-вентиляционными системами
принимается максимальным расчет-
ным, а нагрузка систем горячего
водоснабжения (ГВС) среднесуточ-
ной за сутки наибольшего водопо-
требления.
Значения всех этих тепловых
нагрузок приведены в сводной таб-
лице тепловых нагрузок котельной
(табл. 1-6).
II режим — зимний, контроль-
ный. Этот режим соответствует
средней за наиболее холодный ме-
сяц температуре наружного воздуха
и просчитывается при условии ава-
рийного отключения наиболее мощ-
ного котла. В пароводогрейных ко-
тельных, имеющих в своем составе
как паровые, так и водогрейные
котлы, в случае необходимости
II режим просчитывается в двух
вариантах — при отключении одно-
го водогрейного котла, обычно бо-
лее мощного по теплоотдаче (ре-
жим II в табл. 6-1), или при отклю-
чении одного парового котла. Необ-
ходимость в таком просчете дикту-
ется тем, что паровые и водогрей-
ные котлы не взаимозаменяемы.
Расчет тепловой схемы по II режи-
му является весьма важным для
выбора единичной мощности уста-
навливаемых котлоагрегатов и ре-
шения вопросов об установке ре-
зервных паровых котлов.
Необходимость в установке ре-
зервных паровых котлов может
предопределяться условиями паро-
снабжения потребителей в течение
года — недопустимостью снижения
зимней паровой нагрузки при
аварийном отключении одного паро-
вого котла, недостатком паровой
мощности котельной летом при
остановке одного парового котла на
ремонт.
Тепловые нагрузки по пару
в этом режиме должны принимать-
ся максимально-суточными зимни-
ми. Если в составе промышленного
комплекса имеются потребители,
допускающие временное снижение
паровой нагрузки, то возможно сни-
жение паровой нагрузки в допусти-
мых пределах.
Тепловые нагрузки отопительно-
вентиляционных систем согласно
нормам (§ 1-4) должны принимать-
ся по уровню средней температуры
наиболее холодного месяца. Тепло-
вая нагрузка систем ГВС прини-
мается как в I режиме.
III режим—-зимний, среднеото-
пительный (при средней за отопи-
тельный период температуре наруж-
ного воздуха). В этом режиме па-
ровые нагрузки принимаются также
максимально-суточными для зимы,
расход тепла системами отопления
и вентиляции — среднезимним, а
нагрузка ГВС—как в I режиме.
Расчет котельной по III режиму ха-
рактеризует использование установ-
ленного оборудования и среднюю
величину расходов тепла на собст-
венные нужды котельной. Расчет-
ные данные по III режиму нужны
также для калькуляции себестоимо-
сти тепла, отпускаемого котельной.
IV режим — летний, характери-
зующий работу котельной при от-
сутствии отопительно-вентиляцион-
ных нагрузок. Нагрузка по техноло-
гическому пару в IV режиме прини-
мается максимально-суточной, но
летней, с учетом снижения расходов
пара (табл. 1-6).
Тепловые схемы котельных рас-
считываются методом, сущность ко-
торого заключается в следующем.
Расчет разбивается на три этапа:
I этап — подсчет независимой
мощности котлоагрегатов, опреде-
157
ляемой только тепловым потребле-
нием внешних паротеплоприемни-
ков. Эта мощность определяется
исходя из заданных тепловых на-
грузок.
II этап — подсчет мощности кот-
лоагрегатов, потребной для покры-
тия расходов тепла (пара, тепла)
на собственные нужды котельной:
деаэраторы, пароводяные подогре-
ватели, водо-водяные теплообмен-
ники, подогреватели высокого дав-
ления и т. п.
Эти расходы тепла являются
функцией суммарной теплопроизво-
дительности котельной (внешней и
собственных нужд) и сразу не мо-
гут быть подсчитаны. Поэтому
в рассматриваемой методике пред-
варительно задаются конечным зна-
чением суммарной теплопроизводи-
тельности котельной и по нему рас-
считывают расходы тепла на соб-
ственные нужды.
III этап — подсчет действитель-
ной (суммарной) теплопроизводи-
тельности котельной установки.
Расхождение (невязка) с предвари-
тельно принятой величиной не
должно превышать 3%- В против-
ном случае II этап расчета следует
повторить, приняв за исходную ве-
личину результаты первого просче-
та. Специально добиваться умень-
шения невязки расчета нет необхо-
димости, так как исходные данные
не обладают большей точностью.
Расчет выполняется параллель-
но для всех четырех режимов по
табличной форме. Ознакомиться
с ним лучше всего на примере, при-
веденном в гл. 6 книги, в котором
даны все необходимые расчетные
формулы. Здесь необходимо лишь
дать некоторые пояснения к нему.
Утечка теплосети принимается
равной 0,5% объема воды в трубо-
проводах теплосетей с учетом непо-
средственно подключенных к ним
местных отопительно-вентиляцион-
ных систем потребителей.
При отсутствии данных о протя-
женности и диаметрах трубопрово-
дов теплосетей согласно рекоменда-
158
циям института «Теплоэлектро-
проект» объем теплосети можно
определять, исходя из приводимых
ниже удельных объемов воды на
единицу расчетного теплопотребле-
ния.
При расположении котельной за
чертой города, поселка или пром-
предприятия объем воды в соедини-
тельных магистралях между ко-
тельной и границей площадки по-
требителя подсчитывается по фак-
тической протяженности подающего
и обратного водоводов и их диаме-
трам. Объем воды в наружных
трубопроводах, расположенных
в черте города, поселка или пло-
щадки промпредприятия (кроме
объема трубопроводов внутри зда-
ний), подсчитывается по удельной
норме.
Объем наружных тепловых се-
тей, м3:
где (2ржил и Qpn.n—расчетные тепло-
потребления жилых зданий и пром-
предприятий, МВт (Гкал/ч); Дн.ж и
Дипп — удельные объемы наружных
теплосетей, м3/МВт (м3/Гкал/.ч);
принимать для-городов Лн.ж~8,6
(10); для поселков .4Нж~10,3 (12);
для промпредприятий Да.пп~6,9 (8).
Объем трубопроводов внутри
зданий (местные системы) подсчи-
тывается аналогично в зависимости
от расчетной тепловой нагрузки
[Л. 6]. Для городов и поселков при
отоплении и вентиляции жилых и
общественных зданий Дмест _
=25,8/30. Для промышленных пред-
приятий при отоплении и вентиля-
ции административно-хозяйствен-
ных зданий и бытовых помещений
Л”ест = 12,9 (15).
быт	'	'
Расход пара на деаэратор пита-
тельной воды паровых котлов (поз.
65 примера расчета) условно под-
считывается объединенно с расхо-
дом пара на пароводяные подогре-
ватели химочищеиной воды, уста-
навливаемые перед деаэратором.
На результате расчета это не отра-
жается, так как принимается темпе-
ратура химочищенной воды до
ПВПх.о, а конденсат его полностью
сбрасывается в деаэратор.
В расчете тепловой схемы поте-
ря тепла с выпаром не учитывает-
ся, так как при наличии охладителя
выпара она ничтожно мала и вхо-
дит в потери деаэратора в окру-
жающую среду, учтенные в расчете.
Величина непрерывной продув-
ки котлов в расчете тепловой схе-
мы принимается ориентировочно.
Согласно нормам для паровых кот-
лов с рабочим давлением до ~ 1,4
МПа (14 кгс/см2) она не должна
превышать 10% номинальной про-
изводительности котла, а для кот-
лов на ~4,0 МПа (40 кгс/см2)—5%.
В действительности величина
непрерывной продувки зависит от
качества исходной воды, степени
умягчения ее и величины добавки
химочищенной воды в питательную
воду паровых котлов. Указанное
допущение в расчете тепловой схе-
мы не вносит в расчет большой
погрешности.
Расчетная производительность
котлов определяется с запасом
в 3% (см. пример расчета). Этим
запасом учитываются потери тепла
в цикле, с теплоизлучением трубо-
проводов в окружающую среду,
потери режимного характера (рас-
топки котлоагрегатов), неучтенные
утечки тепла (например, через
предохранительные клапаны), пе-
риодическая продувка котлов и
эксплуатационные отклонения от
расчетных режимов.
Выбор основного оборудования
котельной установки на основании
расчета ее тепловой схемы должен
производиться в соответствии с дей-
ствующими нормами проектирова-
ния (§ 1-4). Здесь следует обратить
внимание на следующее: паровая
максимально-зимняя нагрузка ко-
тельной, как правило, должна по-
крываться всеми устанавливаемы-
ми паровыми котлами без резерва;
единичная мощность паровых кот-
лов должна быть такой, чтобы
обеспечивался планово-предупреди-
тельный ремонт их (обычно летом),
излишнее укрупнение их мощности
может вызвать необходимость
установки резервных котлов, что
крайне нежелательно, так как при-
водит к увеличению капитальных
затрат и увеличению себестоимости
продукции.
На основании расчета тепловой
схемы производится также выбор
вспомогательного оборудования ко-
тельной. Рекомендации по выбору
вспомогательного оборудования да-
ны в гл. 4.
Пример выбора основного и
вспомогательного оборудования
промышленно-отопительной котель-
ной также рассмотрен в гл. 6.
Расчет тепловых схем чисто во-
догрейных котельных при отсутст-
вии пара для собственных нужд ко-
тельной (§ 3-1) значительно проще
расчета смешанных пароводогрей-
ных котельных. Методика их расче-
та подробно изложена в [Л. 391.
5-2. МЕТОДИКА ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА
ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ
В КОТЕЛЬНЫХ
Общие рекомендации по расче-
ту. В промышленных котельных
широко используются поверхност-
ные трубчатые теплообменники для
нагревания или охлаждения воды и
конденсата. К ним относятся сете-
вые подогреватели, подогреватели
высокого давления, пароводяные
подогреватели низкого давления и
водо-водяные теплообменники раз-
личного назначения. Выбор разме-
ров этих теплообменников, т. е. их
поверхности нагрева, производится
на основании расчета тепловой
схемы котельной и конструктивных
данных теплообменников, изготов-
ляемых заводами.
Прежде всего необходимо заме-
тить, что все расчеты по теплооб-
менной аппаратуре, выполняемые
159
в проекте котельной установки,
носят поверочный характер, а не
конструктивный. Целью этих расче-
тов является проверка достаточно-
сти выбранной поверхности нагрева
теплообменника для заданных рас-
четных условий, а не конструиро-
вание его. Поэтому поверхности
выбранных теплообменников, как
правило, превышают требуемые по
расчету, т. е. выбор поверхности
нагрева теплообменника всегда
производится с некоторым запасом.
Поверхность нагрева подогрева-
теля или теплообменника Н, м2,
находится из общеизвестного урав-
нения теплопередачи
где Q — тепловая нагрузка, Вт;
k — коэффициент теплопередачи,
Вт(м2-К); Д^ср —средний темпера-
турный напор между теплоносите-
лями, К.
Тепловая нагрузка подогревате-
ля или теплообменника находится
из уравнения теплового баланса:
для аппаратов, работающих без
изменения агрегатного состояния
теплоносителей (водо-водяные теп-
лообменники) :
Q—GiCi (t\—= G2C2 (/"2—t'%);
(5-2)
для аппаратов, работающих
с изменением агрегатного состояния
одного теплоносителя '(пароводяные
подогреватели):
Q=D (tn-7К) = G2c2(t"2~t'2). (5-3)
В этих уравнениях G\ и G2 —
расходы теплоносителей, не изме-
няющих агрегатное состояние, кг/с;
D — расход теплоносителя, изме-
няющего агрегатное состояние,
кг/с; Ci и с2— средние теплоемкости
при постоянном давлении в интер-
вале рабочих температур, Дж/(кгХ
X К); t' и t" — начальные и конеч-
ные температуры теплоносителя,
г’п и itK — энтальпии пара и кон-
денсата, .Дж/кг.
Для пароводяных подогревате-
лей величина Д/Ср определяется по
160
формуле [Л. 15]
Д/ср=^—(5-4)
2-31^
где Д/б и Д/м — большая и меньшая
разности температур между тепло-
носителями на входе и выходе теп-
лообменника, °C.
Температура греющего пара
в паровых подогревателях практи-
чески остается постоянной на про-
тяжении всей поверхности нагрева
и равна температуре насыщения
при рабочем давлении лара в подо-
гревателе.
График изменения температуры
греющего пара и подогреваемой
воды вдоль поверхности нагрева
подогревателя приведен на рис. 5-1.
На участке а—b происходит охлаж-
дение поступающего в подогрева-
тель перегретого пара от темпера-
туры tn до t', равной температуре
насыщения, соответствующей дав-
лению в подогревателе. Как видно,
Рис. 5-1. Изменение температуры греющего
пара и подогреваемой воды вдоль поверхно-
сти теплообмена.
/ — область перегретого пара; // — область насы-
щенного пара; /// — область переохлажденного
конденсата.
область перегретого пара I относи-
тельно невелика. На основном уча-
стке b—с (область 77) происходит
конденсация пара. При этом темпе-
ратура пара остается постоянной
равной температуре на-
сыщения. На участке с—d происхо-
дит небольшое охлаждение конден-
сата. Эта область III, как и область
I, относительно мала, поэтому
в поверочных расчетах можно исхо-
дить из условия постоянства тем-
пературы пара вдоль всей поверх-
ности нагрева подогревателя. Ли-
ния е—f на графике характеризует
нагрев воды от температуры t'2
в начале поверхности нагрева до
t"2 в конце ее.
Для водо-водяных теплообмен-
ников с одноходовой схемой движе-
ния греющей и нагреваемой сред
Д/Ср также подсчитывается по фор-
муле (5-4). При многоходовой схе-
ме при смешанном потоке одной
из сред Atcp подсчитывается по
.формуле (5-4) с поправкой <р, кото-
рая определяется по графику
(рис. 5-2) в зависимости от параме-
тров:
где Ti и Т2— начальная и конечная
температуры первичного теплоноси-
теля (греющего), °C; ti и t2— то же
вторичного теплоносителя (нагре-
ваемого) , °C.
Наиболее эффективными явля-
ются водо-водяные теплообменники
с .противоточной схемой потоков
греющей и нагреваемой сред и с по-
верхностью нагрева из латунных
труб. При подборе теплообменни-
ков (из числа выпускаемых завода-
ми) следует отдавать предпочтение
им. Однако практически не всегда
бывает возможно подобрать из но-
менклатуры теплообменников, вы-
пускаемых заводами, противоточ-
ный теплообменник на нужный про-
пуск воды по обеим средам с ла-
тунными трубками. Нередко прихо-
дится идти на установку менее
эффективных теплообменников
с прямоточной схемой потоков воды
и поверхностью нагрева из сталь-
ных труб.
В проектах при подборе тепло-
обмеников необходимо тщательно
анализировать схемы включения
аппаратуры. При установке парал-
11—533
Рис. 5-2. График для определения коэффи-
циента <р в зависимости от величин q и -R.
лельно или последовательно не-
скольких теплообменников нужно
стремиться к выбору наиболее
эффективной схемы включения их,
обеспечивающей наиболее эффек-
тивное использование устанавли-
ваемой поверхности нагрева.
При выборе водо-водяных теп-
лообменников надо помнить, что
вода, содержащая какие-либо при-
меси, могущие давать отложения
на стенках поверхностей нагрева,
например сырая, должна пропу-
скаться по трубкам, а в межтруб-
ное пространство нужно направлять
чистую или умягченную воду. Соот-
ветственно этому по допустимым
скоростям воды надо подбирать и
живые сечения теплообменников.
Общий коэффициент
редачи k с достаточной
точности можно определять
общеизвестной формуле для
ской стенки [Л. 63]:
£Xj Дет а2
теплопе-
степенью
по
пло-
(5-5)
где Gi и н2 — коэффициенты тепло-
отдачи с внутренней и внешней сто-
рон трубки, Вт(м2-К) * бет — толщи-
на стенки трубки, м; ХСт — коэффи-
циент теплопроводности материала
трубки, Вт(м К); ^?заг — термиче-
ское сопротивление загрязнений,
отлагающихся на поверхности на-
грева с обеих сторон (накипь
и пр.):
<И)
161
где Si и б2— толщины слоев за-
грязнений с внутренней и наружной
сторон трубки, м; и Х2— коэффи-
циенты теплопроводности слоев
загрязнений, Вт/(м-К).
Теплопередача в трубчатых водо-водя-
ных теплообменниках. Водо-водяные тепло-
обменники, охладители конденсата и про-
дувочной воды с движением воды в глад-
ких трубках или вдоль гладких трубных
пучков в межтрубном пространстве, как
правило, работают при турбулентном дви-
жении воды, т. е. при числе Рейнольдса
более 10 000:
Re = -W^dr- > 10 000,	(5-7)
где wср — средняя скорость воды, м/с;
dr — гидравлический диаметр поперечного
сечения потока, м; v— кинематический ко-
эффициент вязкости, м3/с.
Гидравлический диаметр при движении
воды внутри трубок равен их диаметру,
а при движении ,в межтрубном пространстве
он определяется по формуле
dr =
(5-8)
U ’
где f — площадь поперечного сечения по-
тока, м2; U — смачиваемый периметр се-
чения, м.
Значение кинематического коэффициен-
та вязкости определяется для средней тем-
пературы воды в теплообменнике по
табл. 5-1.
При ReT>10 000 коэффициенты тепло-
отдачи a,i от греющего теплоносителя
к стенке трубы и Щ от стенки трубы к на-
греваемому теплоносителю в водо-водяных
теплообменниках определяются по формуле
(5-9), получаемой из безразмерного урав-
нения подобия (Л. 63]:
п я о 43 / Ргт \°>2Б
NuT = 0,021Re°-8Pr°-43	>
где Nu=oWr/X, — число Нуссельта; Re=
=wdT[v — число Рейнольдса; Pr=v/a —
число Прандтля.
Числа с индексом «т» подсчитываются
при средней температуре теплоносителя,
с индексом «с» — при средней температуре
стенки трубы.
На основании приведенной выше фор-
мулы можно записать:
а = 0,021 ReT0,8 Рг°-43 05^-У’25. (5-9)
Эта формула для воды может быть
представлена в упрощенном виде, а имен-
но (Л. 63]:
/ ШгРт \°-8 / Ргт \0,25
‘=В>-Ы63	, (5-10)
где р — плотность жидкости, кг/м3; —
коэффициент, объединяющий комплекс ве-
личин, зависящих только от температуры
воды, и определяемый по табл. 5-2 для
средней температуры воды.
В формулу (5-10) входит число Пранд-
тля 'Pre, которое подсчитывается при тем-
пературе стенки. Так как в начале расчета
Таблица 5-1
Основные физические свойства воды (на линии насыщения)
1 Температу- ра, °C	Теплоемкость Ср, кДж/(кг-К) [ккал/(кг-“С)]	Плотность р, кг/м3	Теплопроводность Вт/(м-К) [ккал/(м-ч-*С)]	Динамиче- ская вяз- кость |л* 10®, кг-с/м5	Кинематиче- ская вяз- кость v* 10е, ма/с	Температу- ропровод- ность а«107, Mq/C	Число Прандтля Рг
0	4,2269(1,0088)	999,87	0,551(0,474)	182,0	1,795	1,314	13,66
10	4,1988(1,0021)	999,73	0,574(0,494)	133,0	1,310	1,372	9,54
20	4,1845(0,9987)	998,23	0,599(0.515)	102,0	1,010	1,429	7,07
30	4,1833(0,9984)	995,67	0,540(0,531)	81,7	0,804	1,478	5,44
40	4,1845(0,9987)	992,24	0,634(0,545)	66,6	0,659	1,522	4,33
50	4,1883(0,9996)	988,07	0,648(0,557)	56,0	0,556	1,558	3,57
60	4,1933(1,0008)	983,24	0,659(0,567)	47,9	0,478	1,592	3,00
70	4,2004(1,0025)	977,81	0,667(0,574)	41,4	0,416	1,615	2,68
80	4,2088(1,0045)	971,83	0,674(0,580)	36,2	0,367	1,639	2,24
90	4,2193(1,0070)	965,34	0,680(0,585)	32,1	0,328	1,668	1,97
100	4,2315(1,0099)	958,38	0,684(0,588)	28,8	0,296	1,682	1,76
ПО	4,2466(1,0135)	951,00	0,685(0,589)	26,4	0,271	1,691	1,60
120	4,2612(1,0170)	943,4	0,687(0,591)	24,2	0,246	1,705	1,44
130	4,2780(1,0210)	935,1	0,686(0,590)	22,2	0,226	1,713	1,32
140	4,2977(1,0257)	926,4	0,685(0,589)	20,5	0,212	1,722	1,23
150	4,3157(1,0300)	917,2	0,684(0,588)	19,0	0,201	1,730	1,16
160	4,3412(0,0361)	907,5	0,683(0,587)	17,7	0,192	1,734	1,11
170	4,3911(1,0480)	897,3	0,679(0,584)	16,6	0,183	1,732	1,06
180	4,4288(1,0570)	886,6	0,674(0,580)	15,6	0,174	1,720	1,01
162
эта температура йеизвестна, то расчет иадо
вести методом последовательных прибли-
жений.
Б расчете первого приближения отно-
шения Ргт/Ргс принимают равными едини-
це и определяют значения а со стороны
греющего и нагреваемого теплоносителей.
Затем подсчитывают общий коэффициент
теплопередачи k по формуле (5-5) и вели-
чину плотности теплового потока q, Бт/м2,
по формуле
q = k&tcT?.	(5-11)
Величину Л/ср определяют по формуле
(5-4).
Температура стенки со стороны грею-
щего теплоносителя подсчитывается по фор-
муле
(5-12)
а со стороны нагреваемого теплоносителя—
по формуле
ep=/rp+9_J_.	(5.13)
Получив величину /с, повторным расче-
том уточняют величины сн и аг по формуле
(5-10). Обычно производят один уточняю-
щий расчет. Значения числа Рг приведены
в табл. 5-1, а в табл. 5-3 приведены зна-
чения d”'2r, нужные для подсчетов.
Таблица 5-2
Значения коэффициента В,
t	°C ‘вод’ ь	0	10	20	30	40	Б0
в,	4,83	5,53	6,25	6,92	7,57	8,16
'вод- °С	60	70	80	90	100
В,	8,74	9,30	9,84	10,35	10,81
'вод.’С	ПО	120	130	140	150
В1	11,18	11,58	12,00	12,36	12,71
Таблица 5-3
Значения dj’2
<?г, ы	0,012	0.013	0,014	0,015	0,016
d°-2,M	0,412	0,420	0,426	0,431	0,437
&г, м	0,017	0,018	0,019	0,020
d0/2, М	0,443	0,448	0,453	0,457
Для поверочных тепловых расчетов во-
до-водяных теплообменников при Rc> 10 000
можно пользоваться упрощенной формулой
(5-14), которая выводится из безразмерного
уравнения подобия [Л. 63]:
NuT = 0,023Re°-8Pr°-4 .	(5-1 За)
Как видно, в этом уравнении все ве-
личины подсчитываются при средней темпе-
ратуре теплоносителя и нет необходимости
в подсчетах по предварительной величине
/с- Аналогично предыдущему из уравнения
(5-13а) получается расчетная формула для
а [Л. 64]:
(ВДт)0’8
а = Да • 1.163 -	2----•	(б’14)
dr*
Коэффициент В2 определяется по
табл. 5-4 для средней температуры воды.
Для охлаждаемого теплоносителя фор-
мула (5-14) дает несколько завышенное
значение а (от теплоносителя к стенке).
При подсчете коэффициента теплопере-
дачи и поверхности нагрева водо-водяных
теплообменников допустимы следующие
значения толщины слоя загрязнения на-
кипью:
„	Толгцина слоя
Подогреваемая Материал труб загрязнений,
среда	мм
Сырая вода	—	до 0,5
Сетевая вода	—	до 0,3
Конденсат и	Латунные	0,0
химически	трубы
очищенная	Стальные	0,3
вода	трубы
Допустимое загрязнение поверхности
нагрева накипью определяет длительность
периода эксплуатации теплообменника меж-
ду чистками. Большие значения допустимых
загрязнений в расчетах принимать не сле-
дует, так как это приводит к излишнему
Таблица 5-4
Значения коэффициента Вг для воды
t, °C	0		10		20		30		40	БО
в*	4,89		5,63		6,47		7,20		7,95	8,62
t, °C		60		70		80		93		100
Вг		9,26		9,91		10,54		11,13		11,65
t, °C		по		120		130		140		150
Вг		12,09		12,55		13,06		13,48		13,88
11*
163
Таблица 5-5
Значения поправочного коэффициента
ReT	2100	2200	2300	2400	2500
	0,200	0,273	0,320	0,358	0,400
ReT	4000	5000	6000	8000	10 000
	0,550	0,645	0,812	0,885	0,965— 1,000
завышению поверхности нагрева теплооб-
менников. Расчетную поверхность теплооб-
менника определяют по среднему диаметру
трубок.
Коэффициенты теплопроводности мате-
риала трубок и загрязнений в поверочных
расчетах водо-водяных теплообменников,
применяемых в промышленных котельных,-
можно брать следующими:
Вт/(м-К)[ккал/(м-ч-*С)1
Латунные трубки................-к. 105 (90)
Стальные трубки................-к, 58 (50)
Загрязнения....................-ч,2,3(2)
В отдельных случаях в водо-водяных
теплообменниках может иметь место пере-
ходный режим движения воды, характери-
зующийся числом Рейнольдса:
104>ReT>2300.
В этом случае коэффициенты теплоот-
дачи подсчитываются по формуле (5-10)
или (5-14), но с введением поправочного
понижающего коэффициента <[ц [Л. 63, 64],
который приводится в табл. 5-5.
Теплопередача в трубчатых пароводя-
ных подогревателях. В трубчатых парово-
дяных подогревателях, применяемых в ко-
тельных, имеет место пленочная конденса-
ция водяного пара на поверхности трубных
пучков. Подогреватели имеют вертикальное
или горизонтальное расположение трубных
пучков, собранных из прямых, U-образных
или змеевиковых труб.
Коэффициент теплоотдачи от труб
к воде, общий коэффициент теплопередачи
в подогревателе и поверхность нагрева
подогревателя подсчитываются по форму-
лам и рекомендациям, приведенным выше
для водо-водяных теплообменников.
Коэффициент теплоотдачи от пара
к стенке трубы в зависимости от кон-
струкции и расположения пучков подсчи-
тывается различно, поэтому ниже эти
расчеты рассмотрены раздельно.
Подогреватели с вертикаль-
ным трубным пучком. Практические
расчеты коэффициента теплоотдачи от па-
164
ра к стенке трубы в этих подогревателях
могут производиться по следующим ниже
формулам, приведенным к форме, удобной
для практического применения [Л. 63].
При ламинарном течении пленки
А
«1 = 1,163-1,15 4 __(5-15)
4,/ hilt	'
При смешанном характере течения
пленки (ламинарное сверху и турбулентное
внизу)
а, = 1,163^0,16В+	(5-16)
здесь at — коэффициент теплоотдачи от па-
ра к трубам, Вт/(м2-К); h — длина трубки,
по которой непрерывно стекает конденсат
(в вертикальных трубчатых подогревате-
лях— длина трубок между перегородками),
м; tit — разность температур между паром
(температура насыщения, см. рис. 5-1) и
стенкой трубы, °C; Z, В и С — коэффициен-
ты, выражающие значения комплекса вели-
чин, зависящих от температуры пленки кон-
денсата, и определяемые по табл. 5-6 (в по-
Таблица 5-6
Значения коэффициентов А, В, С и D
в формулах (5-15), (5-16) и (5-19)
W °с	А	В	С	D
0	5952	16 470			0,5578
10	6626	18 740	—	0,3140
20	7245	21 070	—	0,1925
30	7928	23 100	—	0,1273
40	8387	25 100	—	0,0879
50	8864	26 880	5262	0,0639
60	9294	28 670	8845	0,0478
70	9678	30 200	11320	0,0369
80	10 020	31 600	12 590	0,0290
90	10 340	33 000	13 150	0,0234
100	10 570	34 200	13 200	0,0194
ПО	10 760	35 100	13 075	0,0165
120	10 940	35 950	12 780	0,0142
130	11 090	36 950	12 300	0,0122
140	11 210	37 700	11810	0,0106
150	11 310	38 400	11 350	0,0092
160	11 390	3’9 170	10 870	0.0082
170	11 420	39 700	10 320	0,0073
180	11 420	40150	9810	0,0061
190	11 410	40 500	9250	0,0060
200	11340	40 780	8750	0,0054
210	И 230	40 850	8295	0,0051
220	11 100	40 900	7840	0,0047
230	10950	40 800	7385	0,0044
240	10 780	40 770	6895	0,0041
250	10 590	40 620	6475	0,0038
260	10 340	40 350	5955	0,0036
270	10 040	40 050	5562	0,0034
280	9732	39 650	5082	0,0032
290	9411	39 300	4600	0,0030
300	9009	38 750	4145	0,0028
неровных расчетах можно принимать их по
температуре пара).
В формулах (5-15) и (5-16) теплота
парообразования г, являющаяся функцией
давления пара и не зависящая от темпе-
ратуры пленки конденсата, условно (для
упрощения подсчетов) включена в комп-
лекс, выражаемый коэффициентами А. В и
С. Для поверочных расчетов подогревате-
лей такое упрощение допустимо, так как
практически разница .между температурами
насыщения и пленки незначительна.
Средняя температура пленки конденса-
та подсчитывается по формуле
tn л=0,5 (fn-Hc) 
Температуру стенки труб
пара можно подсчитывать по
формуле:
(5-17)
со стороны
упрощенной
«г(*п-С£д)
(5-18)
Сод— средняя
tn — температура насыщенного пара
расчетном давлении в подогревателе,
температура воды
и аг — коэффициенты
к стенке и от стенки
где
при
°C;
в трубках, °C; щ
теплоотдачи от пара
к воде, Вт/'(м2-К).
Формула (5-18) выводится из уравне-
ния (5-11) при подстановке в него зна-
чений:

и
fl = “1 (tn- tc).
Погрешность в определении поверхно-
сти нагрева с подсчетом tc по формуле
(5-18), не учитывающей загрязнений, зави-
сит от величины последних и обычно для
котельных ПВП составляет ~5% в сторо-
ну запаса.
Характер течения пленки конденсата
(ламинарный или турбулентный) опреде-
ляется по величине Ы [Л. 63]. При Д/<
<Д^крлт имеет место ламинарное течение
пленки, при Д^>Д/Крит — смешанное.
Величина Д^крит определяется по фор-
муле
395
Д^крит= ~ D. (5-19)
Значения коэффициента D приведены
в табл. 5-6.
Практически для определения tc пред-
варительно подсчитывают коэффициент теп-
лоотдачи от стенки к воде cts по формуле
(5-14) и задаются величиной коэффициента
теплоотдачи от пара к стенке at. В конце
расчета проверяют значения at, и если оно
не совпадает с предварительно принятой ве-
личиной, то расчет уточняют.
В подогревателях с трубками из угле-
родистой стали в формулы (5-15) и (5-16)
должен вводиться коэффициент 0,8, учиты-
вающий шероховатость труб, увеличиваю-
щую толщину конденсатной пленки и сни-
жающую коэффициент теплоотдачи.
В поверочных расчетах коэффициенты
А, В, С и D можно принимать по темпера-
туре пара в подогревателе (температуре
насыщения) [Л. 63]. Формулы (5-15) и
(5-16) составлены для медленно движуще-
гося пара (рш<30) [Л. 65]. При значитель-
ной скорости пара вдоль поверхности кон-
денсации вводится поправочный коэффи-
циент. В поверочных расчетах подогревате-
лей с прямыми трубами этой поправкой
можно пренебречь, так как она лежит
в пределах требуемой точности подсчета.
Формулы для расчета коэффициента
теплоотдачи при конденсации пара относят-
ся к насыщенному лару. При подводе к по-
догревателю пара с небольшим перегревом,
что часто имеет место в практике, коэффи-
циент теплоотдачи и, несколько увеличи-
вается за счет уменьшения расхода пара и
соответственно утончения пленки конденса-
та. Влияние этого фактора на а4 весьма
незначительно и в поверочных расчетах
может не учитываться.
Подогреватели с горизон-
тальным трубным пучком. В этих
подогревателях коэффициент теплоотдачи
можно определять по формуле
/ Г \ 0,25
at = 1,163-0,725А f -------г . ,о-
Ji/ncpdH-4,19 J
(5-20)
где А! — коэффициент, принимаемый по
табл. 5-7 по температуре пленки (в пове-
рочных расчетах можно принимать его по
температуре пара); пср — среднее число,
труб в пучке по вертикали; dH — наружный
диаметр трубок, м; г — скрытая теплота
парообразования, кДж/кг.
Для трубок из обычной углеродистой
стали при подсчете а следует вводить ко-
эффициент 0,8. Влияние перегрева пара
на И] можно не учитывать.
В тех случаях, когда требуется более
точный расчет коэффициента теплопередачи
в пароводяном подогревателе, например
в случаях, когда полученная по расчету
поверхность нагрева пароводяного подогре-
Таблица 5-7
Значения коэффициента А,
t. *с	0	20		40		60		80	100
А,	1270	1470		1700		1900		2070	2190
t, *С	120		140		169		180		290
А,	2300		2370		2410		2430		2430
165
вателя не может быть подобрана с неко-
торым запасом, для подсчета .величины сц
рекомендуется пользоваться более точной
формулой Лабунцова [Л. 66].
Подогревателя со змеевико-
вым трубным п у ч к о м. К этому типу
подогревателей относятся регенеративные
подогреватели высокого давления, выпус-
каемые в настоящее время Таганрогским
котельным и Калужским турбинным завода-
ми. Конструкции этих подогревателей пред-
определяют работу со значительными ско-
ростями пара вдоль трубных пучков, что
сильно интенсифицирует теплоотдачу от
конденсирующегося пара к трубам. Мето-
дика расчета коэффициента теплопередачи
в этих подогревателях в принципе нс отли-
чается от методики, рассмотренной выше,
но расчетные формулы для коэффициентов
теплоотдачи применяются иные, учитываю-
щие скорости потока вдоль поверхности
нагрева.
Расчет теплопередачи в змеевиковых
пароводяных подогревателях (ПВД) под-
робно рассмотрен в [Л. 67].
5-3. РАСЧЕТ СЕБЕСТОИМОСТИ
ОТПУСКАЕМОГО ТЕПЛА
Себестоимость отпускаемой теп-
лоэнергии является основным пока-
зателем экономической эффектив-
ности котельной установки. Расчет
(калькуляция) этого показателя
в проектах котельных установок
производится по следующим
статьям расходов: топливо (странс-
портными расходами); электро-
энергия; вода; зарплата эксплуата-
ционного персонала с начисления-
ми; амортизационные отчисления;
текущий ремонт; общекотельные и
прочие расходы.
Сумма годовых издержек произ-
водства по указанным выше ста-
тьям в рублях, поделенная на отпу-
щенное за год количество тепла
в МВт-ч(Гкал), дает значение себе-
стоимости отпущенной тепловой
энергии в руб/МВт-ч (Гкал).
Затраты на топливо являются
основной составляющей в себестои-
мости теплоэнергии, которая опре-
деляется путем деления соответст-
вующей доли годовых расходов на
топливо на годовой отпуск тепла.
Они составляют 50—70% суммар-
ных годовых издержек котельной
установки.
166
Затраты на топливо должны
рассчитываться исходя из годового
расхода натурального топлива ко-
тельной и его цены «франко-стан-
ция назначения» (последний пункт
железнодорожных перевозок по
путям МПС). Цена топлива фран-
ко-станция назначения состоит из
цены франко-станция отправления
(прейскурантная цена), суммы
скидок и надбавок к цене за откло-
нение от норм по зольности и влаж-
ности, железнодорожного тарифа
или водного фрахта. В стоимость
топлива франко-станция назначе-
ния не включаются расходы по раз-
грузке, складированию и транспор-
тированию топлива от конечного
пункта путей МПС и в пределах
площадки котельной, а также рас-
ходы по содержанию базисных
складов (если таковые имеются).
Эти расходы учитываются в составе
затрат по статьям «Зарплата пер-
сонала» и «Общекотельные и про-
чие расходы».
Годовой расход натурального
топлива котельной рекомендуется
подсчитывать по действительному
годовому отпуску пара и тепла (вы-
сокотемпературная вода) потреби-
телям на основании расчета тепло-
вой схемы котельной с учетом по-
терь тепла во внешних тепловых
сетях, расходов тепла (пара) на
собственные нужды котельной и
складских потерь топлива (при
сжигании твердого топлива).
Годовой расход натурального
топлива котельной (т) подсчиты-
вается по формуле
_ 3,6[W^C+(S^nn3 +
Год	0₽н^п к X
+ ^п.пПл) ^1 Gn.IT-6i.в) |
х 0.97(1-Too)
3.6<№з
Фи ^в-к
где — суммарный отпуск пара
с коллекторов котельной установки,
приведенный к параметрам пара,
вырабатываемого паровыми котла-
ми, т/год; С — коэффициент РОУ
для пара, отпускаемого потребите-
лям от РОУ. Этот коэффициент
принимается из расчета тепловой
схемы котельной (см. пример рас-
чета тепловой схемы, поз. 67).
Значение D™ по всем потребите-
лям принимается на основании
сводной таблицы тепловых нагру-
зок котельной установки (гл. 1,
табл. 1-6). В этой таблице приводят-
ся данные с учетом потерь тепла
в наружных паропроводах; 2О3П.П,
20пп.п — суммарный расход пара
подпиточной установкой в средне-
зимнем и летнем режимах, т/ч; при-
нимается из расчета тепловой схе-
мы (см. пример, поз. 28, 31, 33); п3,
пл —продолжительность отопитель-
ного и летнего периодов, ч; прини-
мается по [Л. 11]; 1'п.п, Кг.в —
энтальпии пара и питательной воды
паровых котлов, Дж/кг; —
тепловая нагрузка водогрейных
котлов в среднезимнем режиме, Вт;
принимается по расчету тепловой
схемы (см. пример, поз. 26); k —
коэффициент расхода пара на соб-
ственные нужды котельной, прини-
мается из расчета тепловой схемы
(поз. 71) усредненным для отопи-
тельного и летнего периодов по
продолжительности их; QpH — низ-
шая рабочая теплотворная способ-
ность топлива, Дж/кг; принимается
по выбранному топливу согласно
табл. 2-2 и 2-3; т]п.к, т]в.к — коэффи-
циенты полезного действия паровых
и водогрейных котлов (в долях
единицы); 0,97 — коэффициент за-
паса на потери в цикле (см.
§ 5-1). По котельным установкам,
работающим на твердом .топливе, в
подсчете годового расхода топлива
следует учитывать потери на скла-
дах и при транспортировке угля
в бункера котельной в следующих
количествах:
% сжигаемого угля
Выгрузка из вагонов...................0,1
На складе при перегрузках............0,2
На складе при хранении ............. 0,2
При транспорте от склада до бункеров 0,05
Всего................................0,55
Годовая выработка пара и теп-
ла котлами, составляющая основу
для расчета годового расхода топ-
лива котельной по формуле ,(5-21),
позволяет установить еще один
важный показатель запроектиро-
ванной котельной — число часов
использования оборудования в году
йгод. Эта величина представляет со-
бой то число часов в году, которое
должны были бы проработать кот-
лы с номинальной нагрузкой для
того, чтобы выработать годовое ко-
личество пара (тепла):

Агсд= 7777.	(5-22>
Ь^уст IV уст)
Естественно, чем выше значение
^год> тем эффективнее использова-
ние установленного оборудования.
Значение Лгод для паровых и водо-
грейных котлов подсчитывается
раздельно.
Затраты на электроэнергию
определяются по годовому расходу
ее и по тарифу в системе, питаю-
щей проектируемую котельную
электроэнергией.
При мощности трансформатор-
ных подстанций котельных до
50 кВА расходуемая электроэнер-
гия оплачивается по одноставочно-
му тарифу, т. е. по установленному
в системе тарифу на отпускаемый
киловатт-час. При мощности транс-
форматорной подстанции 50 кВА и
выше оплата производится по двух-
ставочному тарифу. К основному
тарифу добавляется тариф на опла-
ту по мощности установленной под-
станции [Л. 69].
Электроэнергию котельная по-
требляет для питания электродви-
гателей приводов вспомогательного
оборудования и освещения. Расход
IV/T ОД
электроэнергии двигателями и/де t
кВт-ч/год, подсчитывается по уста-
новленной мощности электродвига-
телей А?двУст с учетом числа часов
использования оборудования и
167
коэффициента спроса т)спр по фор-
муле
(5-23)
По вспомогательному оборудо-
ванию паровых и водогрейных кот-
лов расход электроэнергии должен
подсчитываться раздельно.
Коэффициент спроса можно при-
нимать для двигателей питательных
насосов равным 0,8 и для осталь-
ных двигателей 0,7.
Расход электроэнергии на осве-
щение IF™, кВт-ч/год, определяется
по суммарной мощности светильни-
ков и числу использования их
в году, которое можно принимать
равным 6000 ч/год:
=6000 SAT .	(5-24)
По проработкам института
Промэнергопроект удельные расхо-
ды электроэнергии на отпущенную
1 Гкал тепла для различных ко-
тельных установок приведены
в табл. 5-8.
Затраты на покупную воду опре-
деляются по сумме годового расхо-
да воды на технологию котельной и
хозяйственно-питьевые нужды и по
стоимости 1 м3 воды (отдельно
питьевой и технической). Расходы
воды на технологию (восполнение
потерь в паровом цикле котельной,
подпитка теплосети, собственные
нужды химводоочистки) определя-
ются по расчету тепловой схемы
котельной (среднезимний и летний
режимы).
Расход воды на хозяйственно-
питьевые нужды котельной .(охлаж-
дение подшипников вращающихся
механизмов, души и др.) ориенти-
ровочно принимают 2—3 м3 в сутки
на 1 т установленной производи-
тельности паровых котлов.
Стоимость питьевой воды прини-
мается по ценам, устанавливаемым
горисполкомами по месту приготов-
ления воды. Стоимость технической
воды принимается по действующим
тарифам.
Заработная плата подсчитывает-
ся по месячным окладам и ставкам
только эксплуатационного персона-
ла котельной с начислениями. За-
работная плата управленческого
персонала проходит по статье
«Общекотельные и прочие расхо-
ды», а заработная плата ремонтно-
го персонала по статье «Текущий
ремонт». Численность эксплуата-
ционного персонала определяется
по штатному расписанию, разраба-
тываемому в соответствии с дейст-
вующими штатными нормативами.
Амортизационные отчисления
подсчитываются по действующим
нормам со стоимости оборудования
и его монтажа и со стоимости зда-
ний и сооружений, определяемых
сметно-финансовым расчетом к про-
Таблица 5-8
Удельные расходы электроэнергии на единицу отпущенного тепла
Тип установленных котлов	Расход электроэнергии» кВт-ч, на отпущенный 1 ГДж (1 Гкал)	
	Вид топлива	
	Газ, мазут	Уголь
БКЗ-75-39ФБ БКЗ-75-39ГМА К-50-40/14 ГМ-50-14 КВ-ГМ-100 КВ-ГМ-50 ЭЧМ-60	2,15—2,62(9,0—11,0) 2,38—2,86(10,0—12,0) 1,43—1,91(6.0—8.0) 1,31—1.91(5.5—8,0)	4,06—4,77(17,0—20,0) 4,56—5.0(19,0—21,0) 4,56—5,0(19,0—21,0)
Примечание. Бблыпие значения расходов относятся к меньшим значениям числа часов использования
максимума.
168
екту котельной. В проектах котель-
ных установок, на стадии разра-
ботки технического проекта разре-
шается определять амортизацион-
ные отчисления по комплексной
стоимости котельной установки,
определенной в соответствии
с «Нормативами удельных капи-
тальных вложений в строительство
промышленных, промышленно-ото-
пительных и отопительных котель-
ных на период 1971—1980 гг.» в це-
нах 1969 г., разработанными ГСПИ
Промэнергопроект в 1973 г.
В настоящее время по котель-
ным установкам норма отчисления
на амортизацию и текущий ремонт
суммарно составляет 8% от затрат
по всему комплексу сооружения
котельной установки.
Затраты на текущий ремонт
учитываются в размере 20% амор-
тизационных отчислений для за-
крытых котельных и 30% для от-
крытых котельных.
Затраты по статье «Общекотель-
ные и прочие расходы» включают
расходы на охрану труда, технику
безопасности, пожарную и сторо-
жевую охрану, административно-
управленческий персонал и прочие
неучтенные расходы.
Эти расходы определяются
в процентах суммарных годовых
расходов по котельной в целом;
при работе на газе они составляют
6%, на мазуте 12%, на малозоль-
ном твердом топливе 8,5—9,5%; на
многозольном твердом топливе
10,5—12,5%. Меньшие значения
берутся при доставке топлива по
железной дороге непосредственно
на площадку котельной; большие —
при доставке топлива с базисного
склада транспортом котельной.
В расчетах стоимости отпущен-
ной единицы тепла отпуск тепла
с теплоносителем «пар» определяет-
ся по разности между выданным
теплом с теплоносителем «пар» и
теплом, возвращенным в котельную
с конденсатом.
Суммарный годовой отпуск тепла
котельной ГДж/год, (Гкал/год),
подсчитывается по форм;, те
+	(5-25)
где 7)готп, zOTH; Сгкон, £кон — годовое
количество т., и энтальпия, кДж/кг
(ккал/кг), отпускаемого потребите-
лям пара и возвращаемого конден-
сата; <2го.в и 'Qrr.B — количество теп-
ла, отпущенного в теплосеть для
систем отопления и вентиляции и
горячего водоснабжения, ГДж/год
(Гкал/год).
Количества отпущенных за год
пара и тепла, входящие в формулу
(5-25), принимаются по сводной
таблице тепловых нагрузок котель-
ной (гл. 1, табл. 1-6).
Кроме указанных показателей
экономичности котельной установ-
ки— себестоимости отпускаемого
тепла и числа часов использования
максимума установленной мощно-
сти, должны быть рассчитаны сле-
дующие технико-экономические по-
казатели запроектированной ко-
тельной:
топливная составляющая в за-
тратах на единицу отпущенного
тепла, %;
удельный расход условного топ-
лива на единицу отпущенного теп-
ла Ьус, кг/ГДж(кг/ккал); для под-
счета этого показателя годовой рас-
ход натурального топлива, подсчи-
танный по формуле (5-21), пересчи-
тывается на условное топливо по
формулам
Ор
вгод = вгод	(5-2б)
ус ват 29,3	v '
_В^.Ю=
— (ПГОД •
(5-27)
удельные капитальные за-
траты на 1 МВт (1 Гкал/ч) уста-
новленной мощности, руб/МВт
(Гкал/ч); при подсчете этого пока-
зателя в проектах установленная
мощность паровых котлов условно
пересчитывается с тонн пара в час
на МВт(Гкал/ч) по эквиваленту
1 т/ч — 0,7 МВт(0,6 Гкал/ч).
169
ГЛАВА
ПРИМЕР РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЦЕНТРАЛЬНОЙ
6-1. РАСЧЕТ
Расчет тепловой схемы центральной промышленно-отопительной котельной среднего
нальных потребителей тепла; строительство в районе Урала; топливо—
Принципиальная тепло
№ П.П.	Наименование расчетной величины	Обозна- чение	Единица измерения	Расчетная формула	
	Исходные данные				
	Внешняя тепловая нагрузка котель- ной по пару:				
1	р=4О кгс/см2, 440°С	2)40 ен	т/ч	—	
2	/>=14 кгс/см2, 250°С		т/ч			
	Удельный расход пара на постоян-				
	ный разогрев мазута до 120°С (на еди- ницу вырабатываемого пара (терла)]				
	ориентировочно:				
3	Паровые котлы	руд' маз	кг/т	—	
4	Водогрейные котлы Сдельный расход пара на подогрев	гуд" маз	кг/Гкал	-	
	дутьевого воздуха в калориферах на единицу отпускаемого тепла (орнен-				
	тировочно);				
Б	Паровые котлы (подогрев до 70°С)	ГУД' воз	кг/т	—	
6	Водогрейные котлы (подогрев До	дуд”	кг/Гкал			
	30°С) Внешняя тепловая нагрузка котель- ной по теплоносителю „горячая вода":				
					
7	Отопление н вентиляция	Фо.в	Гкал/ч	—	
8	Горячее водоснабжение (средняя за сутки максимального водоразбора)	$ГБС	Гкал/ч	—	
9	Суммарный отпуск тепла в тепло-	<гтс	Гкал/ч	Фо.в+^гвс	
	сеть				
	Температурный график теплосети:				
10	Подающая линия	<р	°C	—	
		под			
и	Обратная линия	обр	°C	—	
12	Средняя температура воды в тепло-	/ср	°C	—	
	сети				
13	Суммарный объем тепловых сетей	''тс	мэ	См. пояснения к методике расчета	
14	Температура исходной (холодной) воды	исх	°C	По СНиП	
15	Расчетная температура воды для систем ГВС	^гвс	°C	По СНиП	
16	Температура исходной воды, пода- ваемой на химводоочистку	t" ИСХ	°C	Принимается	
17	Температура химочищенной воды, подаваемой в котельную	t’ х.о	°C	Принимается с учетом охлаждения в аппара- туре ХВО	
170
ШЕСТАЯ
КОТЕЛЬНОЙ И ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ
ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
давления для работы с открытой схемой горячего водоснабжения жилищнс-комму-
высокосернистый мазут, Q₽=9260 ккал/кг и ^дщ=2,8 %
вая схема по рис. 8-2
Таблица 6-1
Режим				
I		IP	ш	IV
Максимально-зимний, *£= —28°С	При средней температуре за наиболее »	.X. м холодный месяц t ср — — 12°С		Среднеотопите >ьный, 4оР= —4,9’С	Летний
25	25	25	25	25
180	180 При аварийном отк тк>- чении одного водо- грейного котла допус- кается снижение на- грузки по пару 14 кгс/см8 на 3G т/ч	180	*- При аварийном отклю- чении одного парового котла допускается снижение нагрузки по лару 14 кгс/см8 на 30 т/ч	180	153
25	25	25	25	25
35	35	35	35	35
48	35	36	32	22
36	23	20	14	0
175	117	117	91	0
25	25	25	25	16,4
200	142	142	116	16,4
150	108	108	89	70
70	52	52	46	—
115	85	85	73	—
4600	4600	4600	4600	4000
5	5	5	5	15
65	65	65	65	65
30 28	30 28	15 При аварийном от- ключении одного парового котла допус- кается снижение до 15°С 13	30 28	20 20
171
№ п.п.	Наименование расчетной величины	Обозна- чение	Единица измерения	Расчетная формула	
18 19	Потеря конденсата пара, отпускае- мого потребителям (суммарно) Температура возвращаемого конден- сата (усредненная по всем потокам)	b лоз 1к	% °C	По заданию По заданию	
Примечания к разделу „Исходные данные": 1. Удельные расходы пара на разогрев
мазута подсчитаны исходя из условия подачи на мазутохозяйство пара с давлением 14 кгс/сма и температурой
250°С по данным института Промэнергопроект.
2.	Удельные расходы пара на подогрез дутьевого воздуха в калориферах котлоагрегатов с параметрами
6 кгс/сма и 240°С подсчитаны при условии забора воздуха из помещении котельной с температурой +30°С в следую-
щих количествах:
I режим—20 %; II—40 %; III—50 %; IV—100 %. Конденсат калориферов сбрасывается в деаэраторы пита-
тельной воды при температуре насыщения.
20	Расчет тепловой схемы Расход тепла (пара) внешними потре- бителями: Расход воды системами горячего водоснабжения	^гв	Т1ч	Qfbc*1Qs *ГВС“*ХОЛ
21	Утечка воды из теплосетей	°УТ	т)ч	0,035 Гтс
22	Количество подпиточной воды	®подп	т/ч	°гв+<7ут
23	Температура подпиточной воды	^ппв	°C	вакуумный деаэратор, дэв пение 0,075 кгс/см2)
94	Тепло, вносимое с подпиточной.	^ппв	Гкал/ч	^ПОДП^ППВ’ Ю 3
25	водой Тепловая нагрузка водоподогрева-	Фвп	Гкал/ч	<Зтс+°ут(тсР-<хол) • 1O'S—°ппв
	тельной установки			
26	Тепловая нагрузка водогрейных	Qbk	Гкал/ч	—
	котлов			
27	Тепловая нагрузка ПСВ (поз. 17 и 16 схемы)	*ЭпСв	Гкал/ч	Qcn ^вк подпух.
28	Расход пара на дезэратоо подпитки		т/ч	
	(поз. 22 схемы)			подп I(irp-ix.o>’l
29	Расход химочищеиной воды для под-	гподп	т/ч	° подп-Сдсв
	нитки теплосети	X.G		
30	Расход сырой воды на XВО для	гподп	т/ч	1 ог, /-»ПОДП 1,25*их#о
	подпитки теплосети	сыр		
31	Расход пара на подогреватель сырой воды (поз. 18 схемы)	пподп сыр	т/ч	i —t рПОДП сыр сьф CbfP (i	\ 11гр ‘кон/
32	Расход пара на ПВПподп [(поз. 26	рПОДП ПВП	т/ч	Q ~	^ППВ ^ппв
	схемы)			
				<'гр—^кон)'1
33	Расход пара на паровой эжектор (поз. 23 схемы?	^эж	т/ч	По данным завода-изготовителя Опсв
34]	Расход пара на ПСВ (поз. 17 и 16		т/ч	
	схемы)			°псв—-1 . (ггр
35	Суммарный расход пара 14 (6) кгс/см2 внешними потребителями	ЕСвн	т/ч	sOgH+ °дсв+°"°1рП+D 8ж+°псв
36	Суммарный расход пара 40 кгс/см2	3D40	т/ч	vDl<	»ред~*др 4.7)40 вн	- —	Т ви
	внешними потребителями	ВИ		
				‘св'йроу-‘др
	Расходы пара на собственные нужды котельной:			Принимается с последующим уточнением
37	Расход пара па собственные нужды котельной по предварительной оценке, 1 в процентах от суммарной паропроиз- водительности котельной	k'	%	
				
				
172
Пробдлжение табл. 6-1
Режим				
I	11		Ш	
Максимально-зимний, 1Р= — 28°С	При средней температуре за наиболее холодный месяц (*рМ= —12°С		Среднеотопитель- ный, (цР= —4,9°С	IV Летний
40	40	40	40	40
70	70	70	7и	70
3.	Расчет тепловой схемы по II режиму выполняется при условии аварийной остаюаки одного водогрейного
котла КВ-ГМ-100. При этом максимальная паровая нагрузка котельной по пару 14 кгс/см* снижается на 30 т/ч
(**17 %), что допускается потребителями.
4.	Нагрузка котельной по отпуску тепла на ГВС летом снижается на 20 % за счет уменьшения воцопотребле-
ния ЖКС и на 18 % за счет повышения температуры холодной воды с 5 до 15°С (см. § 1-3) (для всех потребителе!?).
5.	Для покрытия внешней тепловой нагрузки по теплоносителю „горячая вода" (20Э Гкал/ч) к установке
предварительно принимаются два водогрейных котла теплопроизводительностью по 100 Гкал/ч.
25- Ю» ... -=—?—ра417 65—5 С?гвс—ПО3- 8)	417	417	417	0,8-417=334
0,005-4600=23 поз. 13)	23 J	23	23	0,005-4000=20
417+23=440	440	440	440	3344-20=354
4п 440-40-10'3=17,6	40 17,6	40 17,6	40 17,6	70 354-70.10'3=24,8
200+23-НО-10-3— —17,6=184,92 (£^с—поз. 12)	142 +23-80-10-з—17,6= = 126,3	126,3	1164-23-68-10-3— 17,6=100	24,8
184.92	100	126,3	100	Не работают
Не работает	126,3—100=26,3	Не работает	Не работает	Не работает
4 -28-3 440-	—	-=8.4 (7 -28)0, -8	8,4	8,4	8,4	40-20-0,98 I (700—20)-0,98
442—5,4=431,6	431,6	431,6	431,6	354—10,8=343,2
J .2'.431.7=540	540	540	540	1,25-343,2=430
54j (79—ГВ).0.98 =25,4	25,4	5,р	1Б~5 _ ° (700—158)-0,98 ~10,2	25,4	20—15	_ 430 (700—158)-0,98 =4,05
Не Работает	Не работает	Не работает	Не работает	
1.	1,0	1,0	1,о	1,о
Не риботгет		2а’3	=44 (700—90) -0,98	Не работает	Не работает	Не работает
180- .4-Г.4-1."= =2.4,6	150+8,4+25,4 + 1,0+ +44=228,8	(50+8,4 + 10,2+1,0= =169,6	180 +8,4-1-25,4 + + 1,0=214,8	1534-10,8 +20,04-1,0= = 184,8
'П4 2148 ь -У=»М-Г=?15	228 S	70О~104 ’	790-0,98—104 +25=225	169,6-0,888+25=176	214,8-0,888-|-25=215	184,8-0,888=164
	20	23	22	20
173
№ п.п.	Наименование расчетной величины	Обозна- чение	Единица измерения 1	Расчетная формула	
38	Паропроизводительность котельной по предварительной опенке с учетом потерь тепла в цикле (3 % £>к)		т/с	W4^' вы (1 к' )-0 97	
39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60	Величина непрерывной продувки па- ровых котлов, % £>к Количество продувочной воды паро- вых КОТЛОВ Энтальпия продувочной воды Давление пара в расширителе непре- рывной продувки Энтальпия сухого насыщенного пара, выдаваемого расширителем Энтальпия отсеПарированной проду- вочной воды при давлении р р й п Коэффициент сепарации продувки Количество отсепарированного пара Количество отсепарированной проду- вочной воды Потери конденсата у потребителей Потери воды в цикле паровых кот- лов и добавок химочищеиной воды для их восполнения: Продувочная вода Проивводственяый конденсат Конденсат греющего пара ДСВ Потери в цикле Добавка химочищеиной воды Расход исходной (сырой) воды на ХВО паровых котлов с учетом расхода ее на собственные нужды ХВО в ко- личестве 25 % (принимается ориенти- ровочно) Подогрев исходной воды в тепло- обменнике непрерывной продувки (поз. 4 схемы) Расход пара на ПВП исходной воды (поз. 5 схемы) Расход питательной воды паровыми котлами Расход пара из ПВД (поз. 15 схемы) Расход пара на мазутное хозяйство (постоянный разогрев мазута) Расход пара на калориферы котлов (поз. 2 схемы)	° пр.в *пр.в ^р.Н.П 'р.И.П *р.И.П а •°сеп ^сеп AGK ®сеп *°к D дев лоцик °“о t” исх диех ПВП ДПК ПВ °пвд ^ал	% т/ч ккал/кг кгс/см3 ккал/кг ккал/кг т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч •с т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч	1/ 10J J и’9/ Принимается с последующей проверкой по данным водоподготовки и составу питатель- ной воды ioo~ °к По таблицам [Л. 15]“ Принимается По таблицам [Л. 15] То же ^пр.в<0*98^^р,и.п 'р.и.п-*р.и.п с^пр.в ®пр.в Ссеп _±(л40+л14,| юо\_ вн ЕН; Поз. 47 расчета Поз. 48 расчета Поз. 28 р/счета 0,03Л'к Сумма потерь 1,25 £ИСх(^Р-И’П^ р.н.п)+#исх п	*исх *исх ° исх	_  ( 'гр-*к. ) Д'к (1-М -лк *пв *пв .	т-\ ( 'гр-'кЬ Л' ЛУД' -lO-s+Q- к к маз Луд”-10-з маз Л' ЛУД' ,10-з к воз	
174
Продолжение табл. 6-1
Режим				
I Максимально-зимний, /д= —28°С	11	1 При средней темпер холодный месяц	II' атуре за наиболее <“= -12’С	111	1 Средне ото нитель- ный, /дР= —4,9°с	IV Летний
	И6	=293		228	=290 (1—тзу)'0,97		—	=236 0,77-0,97	284	211
3	3	3	3	3
Лоо'293^-8	Тбг290^-7	0,03-236=7,1	8,5	6,34
265.1 (Рбар=	265,1	2Д5.1	265,1	255,1
=44 кгс/сма) 2	2	2	2	2
646	646	646	646	646
120	120	120	120	120
265,1-0,98—120 646—120	“ =0,266	0,266	0,266	0,266	0,266
0,266-8,8» 2,3	0,266-8,7» 2,3	0,266-7,1=1,9	2,26	~1,9
8,8—2,3=6,5	8,7—2,3=6,4	7,1—1,9=5,2	6,24	4,44
40 — (25+180)=82 (Ь—поз. 18)	40 — (25+150)=70	70	82	Л2- (24-153) — 71
6.5	6,4	5,2	6,24	4,44
82,0	70	70	82,0	71,0
8,4	8,4	8,4	8,4	10,8
0,03.293 ~8,8	8,7	7,1	8,5	0,03-211=6,34
105,7	93,5	90,7	105,1	-92,6
1,25-105» 130	1,25-93,5» 117	113	-130	116
-У( 120-0,98-50)+ +5=8,4	(120-0,98—50) + +5=8,7	^(120-0,98-50) + +5=8	8,2	7,6
30—8 4	33—8,7	15—8	5.3	20-7,6 „ ,
l3U(700—158)-0,98 5>	117 /700—158)-0,98 =4,7	113 (700—158)-0,98 *1,5		“6542^8-2’Z
293(14-0,03)=302	290 (1-1-0,03) =298	236( 1-1-0,03)=243	284-1,03= 292	211-1,03=217
„„„	145—104 302(700—158)-J,98 »23,3	145—104 ^ПОО—158)-0,98 =23	145-104	_ (700—158)-0,98 = 18,8	22,6	16,8
293-25-10-=Ч- -f-184,92-35-10’3 «13,8	290-25-10-3+Ю0Х Х35-!0-«=10,75	236-25-10-»-)-126,Зх X 35-10-з=10,3	11,5	211-25-10-3=5,3
293-48-10-3=14,1	290-48-10-3=13,9	236-48-10-3=11,3	13,6	>0,1
175
№
п.п.
Наименование расчетной величины
Обозна-
чение
Единица
измерения
Расчетная формула
61
62
63
64
65
Расход лара на калориферы водо-
грейных котлов (поз. 21 схемы)
Суммарная масса потоков конденса-
та, входящих в деаэратор из ПВП и
калориферов
Суммарная масса потоков конденса-
та, входящих в деаэратор из конден-
сатных баков (поз. 13 схемы)
Средняя температура конденсата,
подаваемого в деаэратор из конден-
сатных баков
Расход па ра на деаэратор питатель-
ной воды даровых котлов и ПВПХ о
(суммарно поз. 8 и 10 схемы)
DB
кал
ухуПВЛ
к
vp6aK
к
^бак
65	Суммарный расход пара 14 (6) кгс/см2 на собственные нужды котельной	ID14 CH
67	Расход свежего пара на собственные нужды котельной через РОУ (поз. 12 схемы)	n40 CH
68	Действительная паропроизводитель- ность котельной	
69	Расход воды на впрыск в РОУ (поз. 12 схемы)	cp°y впр
70	Неувязка с предварительно приня- тым значением	hDK.
Действительное значение коэффици-
ента собственного расхода
т/ч	ОвкО^'-Ю-.
т/ч	Сумма расходов пара по поз. 31, 32, 34, 56, 58 , 60 , 61 расчета
т/ч	
"С	Практически равна температуре конденсата, возвращаемого с производства
т/ч	[Сх.о(7 др-/х o^-EG"Bnx
	х(^в%-Гдр)+Чакх х( *др—*кЭК ч)_'£1сепХ
	
	х('сепТ М^-^р)
т/ч	Поз. 56, 58, Е9, 60, 61, 66 расчета
т/ч	, п	‘ред-Ар _ D f.
т/ч	*cs Чроу др (ПвМ°)/°-97
т/ч	
%	& ь я| я ° я" о
%	/	D40	\
	1 1	0,97 DK J
6-2. ВЫВОДЫ ИЗ РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ
СХЕМЫ И ВЫБОР ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
Максимальная паровая нагрузка
котельной за отопительный период
составляет 294 т/ч (во II режиме
при аварийной остановке одного
водогрейного котла производитель-
ностью 100 Гкал/ч).
Соответственно давлению отпу-
скаемого потребителям пара .(40 и
14 кгс/см2) и выбранному топливу
(мазут) к установке принимаются
паровые мазутные котлы на давле-
ние 40 кгс/см2. На это давление
176
промышленностью выпускаются
газомазутные котлы паропроизво-
дительностью 50 и 75 т/ч (см.
табл. 3-1).
Согласно руководящим указа-
ниям по выбору основного оборудо-
вания котельных, в которых реко-
мендуется укрупнение основного
оборудования, принимаем к уста-
новке четыре паровых котла произ-
водительностью 75 т/ч каждый,
типа БКЗ-75-39ГМА. При установке
этих котлов удовлетворяются все
требования эксплуатации и ремонта
основного оборудования.
Продолжение табл. 6-Г
	Режим				
	I	11	II'	III	
	Максимально-зимний, «0= —28°С	При средней температуре за наиболее холодный месяц	= —12°С		Средн еотолитель- ный, (др= —4,9°С	IV Летний
	184.92-36-р-з=6.7	100-33-10-3=3,6	126,3-36-10-3=4,5	3,6	Не работают
	25.4 + 5,3+23,3 + 4-14,1+6.7=74.8	25,44444-4,74-23+ 4-13,94-3,6=114,6	10.2+1,5-}-18,84- 4-11,3-4-4,5=46,3	70.5	4,054-20.0+2,74-16,8+ -[-10,1=53,6
	(2^183) (!-^)4- 4-13,8-1-1,0=137,8 70 (см. поз. 19 расчета)	(254-150) ( 1-^)4- + 10.75-1-1.0=116.75 70	(25+150)-!),64-19,34- 4-1.0=116.3 70	135,5 70	113,3 70
	[105,7(104-28-0,98)— —74,8058-0,98—104)4- 4-137.8(104—70-0,98)- -2,3(646-0,98—104)] : : (70).0,98—104)= =(8080—3920 +4920— —1220) : (700-0,98— ,М)-685—104-13-5	[93,5(104—28-0.98)4- +44(104—90-0,981 — -70,6(158-0,98—104)4- 4-116,75(104—70-0,98)— -2,3(646-0.98—104)1 .- : (709-0,98—104)= = (71504-704—36004- +4140—1220): (70JX Х0.98—104)= = .7-Е1 .=12 4 685—104	™=13 3 581	’	™2=1гз 581	’	7970 ^7=12.5 о81
	5,34-23.34-13,8-1-14.1 + 4-6,74-13,5=76,7	4,7-)-234-10,75-|-13,94- +3,64-12,4=66,6	59,7	68,9	47,4
	,	700—104	„ .	700-104 ’6 790-0.98—104 * & 59.3	53	61,2	42
	,7 790-0,98—104 ~ =76,7-0,888=68,1		-		
		. 2254-59,3 0,97	233 (перегрузка 5 %)	284	212
	(214 84-76.7)Х Х(1—0.888)=32,6	(228.84-65,6)Х Х0,112=33,2	25,7	31,8	26,0
	0	294—290	, —ода—100“'.4	0	0	0,47
	24	21	23	22	20,4
Максимально-зимняя нагрузка
(293 т/ч) удовлетворяется при
практически полном использовании
всех устанавливаемых паровых
котлов. При аварийном отключении
одного водогрейного котла тепловая
нагрузка II режима (при средней
температуре самого холодного
месяца) удовлетворяется паровыми
котлами. По заданным исходным
условиям, в этом режиме допуска-
ется снижение паровой нагрузки
по лару 14 кгс/см2 на 30 т/ч. При
аварийном отключении одного па-
рового котла тепловая нагрузка
II режима также удовлетворяется
12—533
оставшимися в работе тремя паро-
выми котлами. Требуемое при этом
снижение температуры подогрева
исходной воды перед химводоочист-
кой до 15°С (вместо нормальных
30°С) и перегрузка котлов на 5%
временно (на период аварии) допу-
стимы. В среднезимнем режиме
паровая нагрузка котельной удов-
летворяется всеми четырьмя котла-
ми при загрузке их на 95%. Один
водогрейный котел не работает.
Тепловые нагрузки летнего периода
покрываются тремя паровыми кот-
лами, и, следовательно, обеспечи-
вается планово-предупредительный
177
ремонт паровых и водогрейных
котлов.
Предварительно принятые
к установке два водогрейных котла
теплопроизводительностью по
100 Гкал/ч также удовлетворяют
нормальным условиям эксплуата-
ции котельной. Согласно номенкла-
туре выпускаемых промышлен-
ностью водогрейных котлов
(табл. 3-4) к установке принимаем
два котла типа КВ-ГМ-100.
Выбранное основное оборудова-
ние котельной обеспечивает эффек-
тивное использование его в течение
всего года и, следовательно, пред-
определяет высокие технико-эконо-
мические показатели котельной.
6-3. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
Основанием для выбора вспомо-
гательного оборудования являются
принципиальная тепловая схема
котельной '(рис. 3-2) и ее расчет,
приведенные выше. Методические
указания по выбору вспомогатель-
ного оборудования, а также харак-
теристики его даны в гл. 4.
А. Вспомогательное оборудование,
устанавливаемое на газовоздушных
трактах котлоагрегатов
Тягодутьевые машины паровых
и водогрейных котлов, а также ка-
лориферные установки для них вы-
бираются заводами — поставщика-
ми котельных агрегатов на основа-
нии тепловых и аэродинамических
расчетов. Предварительно типы тя-
годутьевых машин для выбранных
паровых и водогрейных котлов при-
нимаем по данным заводов-изгото-
вителей для аналогичных котлоаг-
регатов.
К паровым котлам устанавли-
вается по одному дымососу типа
Д18Х2 и по одному дутьевому вен-
тилятору типа ВДН-18 Пу. Для
предварительного подогрева дутье-
вого воздуха паровые котлы обору-
дуются калориферными установка-
178
ми из 18 калориферов типа КФБ-10.
К водогрейным котлам устанавли-
вается по одному дымососу типа
Д18Х2 и по одному дутьевому
вентилятору ВД-15,5. Для предва-
рительного подогрева дутьевого
воздуха водогрейные котлы обору-
дуются калориферными установка-
ми из пяти калориферов типа
КФБ-10.
Дымовая труба. Принимается
одна дымовая труба на все уста-
навливаемые котельные агрегаты.
Размеры ее (высота и диаметр
устья) определяются нижеследую-
щим расчетом (гл. 4) из условия
обеспечения предельно допустимой
концентрации SO2 в окружающем
воздухе (ПДК) при нагрузке паро-
вых и водогрейных котлов в режи-
ме со средней температурой окру-
жающего воздуха за наиболее хо-
лодный месяц, равной — 12°С.
Из расчета тепловой схемы име-
ем: нагрузка паровых котлов в ука-
занном выше режиме ~290 т/ч;
нагрузка водогрейных котлов
126,3 Гкал/ч.
Из табл. 3-1 и 3-4 с пересчетом
на загрузку паровых и водогрейных
котлов имеем: расход мазута всеми
паровыми котлами ~22,0 т/ч; рас-
ход мазута водогрейными котлами
—-14,5 т/ч; температура уходящих
газов паровых котлов 175°С, водо-
грейных котлов 180°С; суммарный
объем уходящих газов паровых кот-
лов 510 тыс. м3/ч и водогрейных
котлов 300 тыс. м3/ч, средняя темпе-
ратура газов при входе в дымовую
трубу ~ 177°С. Температуру газов
на выходе из дымовой трубы с уче-
том охлаждения в дымовой трубе
принимаем равной 150°С.
Объемный расход газов, выходя-
щих из дымовой трубы:
(бю- 10* 273_|_ 175+
I con ш. 273	> 273+ 150 _
4-300- ю 273 + [80j  273,3600
= (310-10Ч-181-10»)-Ь^-=
= 212 м’/с.
Выходную скорость газов при-
нимаем 20 м/с (гл. 4).
Требуемый диаметр устья дымо-
вой трубы определяется по форму-
ле (4-10);
Принимаем к установке дымо-
вую трубу по типовому проекту
с диаметром устья 3,5 м.
Действительная выходная ско-
рость газов будет:
212-4	,
3,14-3,52 ~ 22,0 М1С'
Суммарный выброс SO? в рас-
четном режиме подсчитываем по
формуле (4-12):
(22,0+14,5)-10» 2,8'v
‘ 100
7WSOa
3600
= 570 г/с.
Минимально допустимая высота
дымовой труб|ы по допустимой кон-
центрации S02 (ПДК=0,5 мг/м3)
определяется по формуле (4-11):
_	/~	160-570-1	__
' — у	0,5 ^/212-(150 + 12) “
= 75 м.
Для полученного значения /Л
подсчитываем по формуле (4-12)
и (4-13) значения параметров
Л и VM:
Д — 10’____2°2'3’5	1 54-
'*	75s-(150+12)
V„=0,65+5g®:==7.
F (О
По графикам (4-10) и (4-11)
определяем коэффициенты и пк
mi=0,85; «1=1.
По формуле (4-14) находим уточ-
ненное значение //:
Н. = 75	-^2 =75.0,922 = 69 м.
К установке принимается желе-
зобетонная дымовая труба по типо-
вому проекту. Ближайший типораз-
мер Я=70 м, поэтому второй уточ-
няющий расчет производить нет
смысла.
12*
Б. Вспомогательное оборудование,
устанавливаемое на пароводяных
трактах котельной установки
Деаэраторы питательной воды
(поз. 8 схемы). Согласно расчету
тепловой схемы суммарный макси-
мальный расход питательной воды
на паровые котлы и РОУ составля-
ет 302+28,8 = 331 т/ч (поз. 57 и 69
расчета тепловой схемы). Соответ-
ственно номенклатуре выпускаемых
деаэраторов (гл. 4) к установке
принимаем два ближайших боль-
ших атмосферных деаэратора
(1,2 кгс/см2) производительностью
по 200 т/ч барботажного типа.
Емкость деаэраторных баков при-
нимается из расчета не менее 20-
минутного запаса питательной воды
в них:
331-20	.
W=55 т/ч‘
- Согласно табл. 4-8 к установке
принимаются баки полезной емко-
стью по 70 м3. Комплектно с деаэ-
раторами устанавливаются охлади-
тели выпара типа ОВ-24 (табл.4-9).
Питательные насосы (поз. 11
схемы). Объем питательной воды,
соответствующий ее плотности, при
£п.в=104°С равен (табл. 5-1):
1000	,,
331-т=-=346 м’/ч.
Уэо	'
Для питания паровых котлов
рабочим давлением 40 кгс/см2
с
применяются насосы Сумского на-
сосного завода типов ПЭ-150-56,
ПЭ-100-56-2 и ПЭ-65-56-2
(табл. 4-10). Один из устанавли-
ваемых насосов всегда должен быть
в резерве. К установке принимаем
пять насосов типа ПЭ-100-56-2.
Производительность насоса
100 м3/ч, напор 580 м вод. ст., ча-
стота вращения 2960 об/мин, мощ-
ность двигателя 320 кВт.
Расширители непрерывной про-
дувки котлов (поз. 3 схемы). При-
нимаем к установке по одному рас-
ширителю на каждый котел. Мак-
симальный объем отсепарированно-
го пара, получаемого в каждом рас-
179
ширителе, равен 0,03-75-0,266=
=0,6 т/ч (см. расчет тепловой схе-
мы). При давлении в расширителе
2 кгс/см2 объем отсепарированного
пара будет равен 600-0,902=
= 540 м3/ч.
Исходя из допустимого напря-
жения парового объема расшири-
теля 1000 м3/м3 и номенклатуры
выпускаемых расширителей (гл. 4),
к установке принимаем четыре
расширителя диаметром 630 мм
с полезным объемом 0,7 м3.
Расширитель периодической
продувки котлов (поз. 6 схемы).
Устанавливается один расширитель
диаметром 2000 мм на все паровые
котлы. Полезная емкость расшири-
теля 7,5 м3. Расхолаживание про-
дувочной воды перед сбросом ее
в канализацию производится техни-
ческой водой, подаваемой в этот
расширитель (барботер).
Расширитель дренажей (поз. 7
схемы). В качестве расширителя
дренажей используется расшири-
тель непрерывной продувки. К уста-
новке принимается один расшири-
тель диаметром 630 мм с полезным
объемом 0,7 м3.
Охладители непрерывной про-
дувки паровых котлов (водо-водя-
ной теплообменник, поз. 4 схемы).
Устанавливаются два охладителя,
один рабочий, второй резервный.
В охладитель поступает 6,5 т/ч про-
дувочной воды с энтальпией
120 ккал/кг (поз. 44 и 47 расчета).
Охлаждение осуществляется до
температуры 50°С водой, подавае-
мой на химводоочистку с темпера-
турой 5°С (зимой). Через теплооб-
менник пропускается часть этой
воды из расчета скорости в тепло-
обменнике 2,0 м/с.
Расчетная тепловая нагрузка
охладителя
Сохл=6,5-10-3(120—50) =
=0,455 Гкал/ч.
Средняя температура продувоч-
ной воды
^ср 120 + 50 Я 5°С
Средний объем продувочной
воды
(плотность воды при /=85°С см.
табл. 5-1).
Продувочная вода (мягкая)
пропускается в межтрубном прост-
ранстве теплообменника, а сырая
вода (жесткая) по трубкам. Для
подбора охладителя предваритель-
но определяем требуемое живое
сечение его по межтрубному прост-
ранству.
Принимая (предварительно)
скорость продувочной воды
0,5 м/с, получаем:
^мт== 3600-0,5 —0.00372 м2.
Принимаем к установке двухсек-
ционный теплообменник по
ОСТ 34-588-68-06 с латунными тру-
бами (табл. 4-16), один рабочий,
второй резервный. Поверхность
нагрева 2X2,24=4,48 м2.
Действительное живое сечение
теплообменника по межтрубному
пространству равно 0,00287 м2.
Действительная скорость продувоч-
ной воды будет равна 6,7/3600Х
Х0,00287 = 0,65 м/с; живое сечение
трубного пучка 0,00185 м2. При ско-
рости охлаждающей (сырой воды)
в ней 2,0 м3/с расход ее будет ра-
вен 2,0-0,00185-3600=113,3 м3/ч
(~10% максимального расхода сы-
рой воды).
Внутренний диаметр корпуса
выбранного теплообменника 82 мм.
Трубный пучок состоит из 1'2 труб
с наружным диаметром 16 мм.
При этом гидравлический диа-
метр межтрубного пространства
теплообменника равен [формула
(5-8)]:
£7=3,14-0,016-12+
+3,14-0,082=0,86 м;
«	4-0,00287_nniQQ
dr— n оо—=0,0133 м.
U,OO
180
Температура охлаждающей во-
ды за теплообменником
/п ____0,455-108	__опор.
1 сыр--13300 г а — ж +
jcp _39 + 5_опор.
сыр 2
Mp=^39)-g°—5)
ol
Согласно методике расчета теп-
лообменной аппаратуры, изложен-
ной выше, рассчитываем требуемую
поверхность нагрева теплообмен-
ника:
RenpoA= -5'^: —=24 900;
Ресыр- -^”95'№ = 38 200;
аГ==10,83^^=
10,83	= 4500 ккал/(мг-ч-°С);
0,420	1	'
сыр й (2- 998)o.s
а2 -А°3-о+26--------
= 6,63.^1=6800 ккал/(м2’Ч-°С);
0,426	'
8заг = 0,2 мм;
£ —___________!__________—
1	0,01____1_ 0,0002
4500 + 90 +6800+	2
= Ж)0б8-= 1470 ккал/(м*-ч-°С);
и 0,455-10е	. о „
Похп— 1470.61>4 4,3 м .
Полученное значение поверхно-
сти теплообмена практически со-
впадает с поверхностью нагрева
принятых к установке ВВТ.
Пароводяной подогреватель сы-
рой воды перед химводоочисткой
(поз. 5 схемы). Максимальный рас-
ход сырой воды 130 т/ч, температу-
ра перед теплообменником 8,4°С
(поз 54 и 55 расчета тепловой схе-
мы). Температура подогрева сырой
воды 30°С (принято в расчете теп-
ловой схемы).
Средняя температура сырой
.воды в подогревателе (8,4+30)/2=
= 19,2иС (плотность воды при тем-
пературе 20°С можно принимать
равной 1000 кг/м3).
Параметры греющего пара РГр=
=6 кгс/см2; irp=700 ккал/кг;
^нас~ 158°С. Предварительно опре-
деляется требуемая поверхность
нагрева пароводяного подогревате-
ля исходя из коэффициента тепло-
передачи 2500 ккал/(м2-ч-°С) (по
аналогичным расчетам, [формула
(5-1)]:
„	_ 130000(30 — 8,4) рп 2.
/>пВГТ 2500(158 —19,2)	М ’
исходя из нормальной скорости во-
ды в ПВП 2,0 м/с, нужно иметь
живое сечение трубного пучка ПВП
С=зет-0-018 №.
К установке принимают два
ПВП на 50% тепловой нагрузки
каждый. При этом обеспечивается
возможность отключения одного из
них на ремонт в неотопительный
период. Следовательно, поверхность
нагрева каждого из них должна
быть равна ~4м2, а живое сечение
~ 0,009 м2.
По номенклатуре выпускаемых
ПВП (табл. 4-14) ближайшим под-
ходящим ПВП является горизон-
тальный подогреватель по
ОСТ 34-531-12, имеющий поверх-
ность нагрева 11,4 м2 и живое сече-
ние трубного пучка 0,0096 м2.
Ввиду значительного превыше-
ния поверхности нагрева (2X11,4=
=22,8 м2 против нужных 8 м2) при
выборе этих ПВП производить
уточняющий расчет коэффициента
теплопередачи нет смысла. В дру-
гих случаях уточняющий расчет
производится по методике, изло-
женной в гл. 5.
Подогреватели высокого давле-
ния (ПВД, поз. 15 схемы). Соглас-
но номенклатуре ПВД, выпускае-
мых для котлов среднего давления
(см. гл. 4), к установке принимаем
по одному ПВД на котел типа
ПВ-30-72-7 (резервные ПВД уста-
навливать не надо). Поверхность
нагрева этих ПВД рассчитана на
181
подогрев питательной воды от 104
до 145°С в количестве, потребляе-
мом котлом, 75 т/ч.
Редукционно - охладительные
установки (РОУ, поз. 12 схемы).
Согласно расчету тепловой схемы
суммарный максимальный расход
редуцированного пара (14 кгс/см2)
имеет место во втором режиме (при
аварийном отключении одного во-
догрейного котла) и составляет
295,4 т/ч (поз. 35, 66 расчета тепло-
вой схемы).
Согласно номенклатуре РОУ на
давление 40 кгс/см2, выпускаемых
БКЗ (табл. 4-12), к установке при-
нимаем шесть РОУ 40/14 кгс/см2
с максимальной производитель-
ностью 60 т/ч каждая, из которых
одна будет резервная.
Редукционные установки (РУ,
поз. 34 схемы). Согласно расчету
тепловой схемы суммарный расход
пара 6—2 кгс/см2 составляет 76,7 т/ч
(поз. 66 расчета). В качестве охла-
дительных установок используются
РОУ БКЗ без увлажняющей
(охлаждающей) аппаратуры и ре-
гуляторов. К установке принимают-
ся три РУ 13/6 кгс/см2 производи-
тельностью 40 т/ч каждая. Одна РУ
резервная.
Дроссельные клапаны 6/2 кгс/см2
(поз. 35 схемы). Для снижения
давления до 2 кгс/см2 перед деаэра-
торами используются регуляторы
типа «после себя», выпускаемые
арматуростроительной промышлен-
ностью.
Пароводяные подогреватели
исходной (сырой) воды для под-
питки теплосети (поз. 18 схемы).
Согласно расчету тепловой схемы
расход сырой воды составляет
540 т/ч (поз. 30 расчета). Темпера-
тура воды перед ПВП равна 5°С.
Требуемый подогрев сырой воды —
до 30°С. На основании прикидоч-
ных расчетов выбор ПВП произво-
дим, исходя из условия пропуска
через ПВП 50% сырой воды и по-
догрева ее до 55°С. После смешения
холодного и подогретого потоков
воды получим воду с требуемой
182
температурой 30°С. Для подбора
ПВП предварительно подсчитываем
необходимую поверхность нагрева,
принимая коэффициент теплопере-
дачи равным 2500 ккал/(м2-ч-°С)
[по формуле (5-1)].
Средняя температура воды
в ПВП (5 + 55)/2 = 30°С.
Обогрев ПВП производится па-
ром с давлением 6 кгс/см2, которо-
му соответствует температура на-
сыщения ~ 158°С. Разность темпе-
ратур между греющим паром и на-
греваемой водой (предварительно)
\t= 158—30=128°С.
Требуемая поверхность нагрева
Н=270 • 103 (55—5) /2500 -128=
=42 м2.
При допустимой скорости воды
в ПВП 2,0 м/с живое сечение ПВП
должно быть равно 0,0375 м2.
К установке принимаем три ПВП
типа ПН-551-63 с поверхностью на-
грева 31,2 м2 у каждого (табл. 4-14).
Из них два рабочих и один резерв-
ный. Рабочие ПВП включаются па-
раллельно. Живое сечение для про-
хода воды равно 2X0,024=0,048 м2.
Расчет. Средняя скорость
воды
ср _ 540'0,5	। j-/.	/
W =~	=1.56 м/с
вод 3600-0,048	’	1
(ввиду низкой температуры подо-
греваемой воды плотность ее приня-
та равной 1000 кг/м3).
Соответственно число Рейнольд-
са [по формуле (5-7)]
ReT= 1’56-0,014 . io = 27000,
U, о
т. е. поток будет турбулентным, и
коэффициент теплопередачи от
стенки к воде следует определять
по формуле (5-14):
(1,56-996)0.8 _ 7,2-355 _
аг — /,2	0014о,2	0,426
= 6000 ккал/(м2-ч-°С).
Оценивая предварительно вели-
чину коэффициента теплоотдачи от
пара к стенке 01=6000 ккал/(м2Х
ХчХ°С), найдем температуру стен-
ки трубки по формуле (5-18):
„	6000(158 — 30) _
fc —lt)« 6000 + 6000
= 158 — 64 = 94°С;
соответственно температура пленки
конденсата будет равна:
(пл=0,5(158+94) =Г26°С.
Действительный коэффициент
теплоотдачи от пара к трубке по
формуле; (5-20)
а, = 0,725 -2321 X
х 2300-3,72 = 6250 ккал/(мг-ч °С).
Полученное значение си близко
к предварительно принятому, по-
этому уточняющего пересчета мож-
но не производить.
Общий коэффициент теплопере-
дачи в ПВП определяется по фор-
муле (5-5):
, 1
к—	1	0,001___1__ 0,0004
-6000 + 90 + 6250 + 2
= 1850 ккал/(мг-ч-°С)
(толщина слоя загрязнения трубок
со стороны воды принята равной
0,4 мм).
Средняя логарифмическая раз-
ность температур между паром и
подогреваемой водой
Д(ср=(158 ~ 5) ~~ 55)= 126°С.
2>31gjo3
Требуемая поверхность нагрева
ПВП по формуле (5-1)
270-103 (55- 5)_
'	1850-126	68 м .
При достижении толщины за-
грязняющего слоя 0,4—0,5 мм один
из ПВП должен быть отключен для
очистки и заменен, резервным ПВП.
Расчет поверхности нагрева и
выбор остальных пароводяных по-
догревателей (поз. 10, 17, 26 схемы)
и охладителя конденсата произво-
дятся аналогично рассмотренным
выше примерам согласно указаниям
по методике их расчета, приведен-
ным в гл. 5.	-
Деаэратор подпиточной воды
теплосети (поз. 22 схемы). Соглас-
но расчету тепловой схемы расчет-
ная производительность подпиточ-
ного деаэратора равна 431.6 т/ч
(поз. 29 расчета). Для деаэрации
подпиточной воды применяется
вакуумный деаэратор конструкции
ЦКТИ, выпускаемый Саратовским
заводом тяжелого машиностроения.
Устанавливается один деаэратор
номинальной производительностью
400 т/ч. Комплектно с деаэратором
поставляется один паровой эжектор
типа ЭП-3-25/75.
Конденсатные баки и перекачи-
вающие насосы (поз. 13, 14 схемы)
Баки предназначаются для приема
конденсата, возвращаемого с про-
изводства, из мазутного хозяйства
котельной и дренажей паропрово-
дов котельной. В эти же баки про-
изводится слив воды из трубных
систем котлов, при ремонтах. Сум-
марное максимальное поступление
конденсата в баки в рассматривае-
мом примере составляет ~'100т/ч.
Устанавливаются два бака по-
лезной емкостью по 50 м3, т. е. на
30-минутное поступление конден-
сата. К бакам устанавливаются
три перекачивающих насоса, два
рабочих и один резервный. Произ-
водительность насосов выбирается
из расчета опорожнения одного
бака за 20 мин (двумя насосами).
Напор насосов должен обеспечи-
вать подачу конденсата с отметки
0,00 в атмосферные деаэраторы
(избыточное давление 0,2 кгс/см2),
устанавливаемые на отметке деаэ-
раторной этажерки.
Баки-аккумуляторы (поз. 27 схе-
мы). Согласно рекомендациям, дан-
ным в гл. 4, к установке прини-
маются баки суммарной полезной
емкостью, равной шестичасовому
расходу подпиточной воды, т. е.
431 Х6=2600 м3. К установке прини-
183
маются три бака с геометрической
емкостью 1000 м3 каждый.
Подпиточные насосы. Основные
подпиточные насосы (поз. 25 схемы)
выбираются на производительность,
равную подаче подпиточной воды
из деаэратора (в рассматриваемом
примере 431 т/ч). Напор насосов
этой группы определяется избыточ-
ным напором воды в обратной ли-
нии теплосети, задаваемым на осно-
вании гидравлического расчета теп-
ловых сетей. Кроме того, должно
учитываться сопротивление подпи-
точной линии с арматурой и ПВП
(поз. 26 схемы), устанавливаемых
на ней, а также условия работы
этих насосов под вакуумом. Пе-
регрузочные подпиточные насосы
(поз. 28 схемы) при принятом коэф-
фициенте неравномерности потреб-
ления воды на ГВС, равным 2
(гл. 1), суммарно имеют производи-
тельность, равную производитель-
ности основной группы. Напор их
определяется аналогично указанно-
му выше.
Как первая, так и вторая группа
подпиточных насосов должна иметь
резервный насос. При одинаковых
характеристиках насосов допускает-
ся установка одного резервного на-
соса на обе группы. Если на стадии
разработки технического проекта
котельной нет пьезометрических рас-
четов внешних теплосетей, то напор
подпиточных насосов предваритель-
но принимается по данным анало-
гичных установок.
Сетевые насосы (поз. 30 схемы).
Сетевые насосы выбираются на
основании гидравлического расчета
внешних тепловых сетей с учетом
схем присоединения к ним тепловых
абонентов. На стадии разработки
технического проекта котельной,
если проектировщики не распола-
гают этими данными, производи-
тельность сетевых насосов выби-
рается по сумме расхода сетевой
воды системами вентиляции и отоп-
ления и подпитки теплосети:
G°B — Qo.b-Юз ,
с.в Д/Св ’ I ’
где G^° — количество сетевой воды,,
постоянно циркулирующее в систе-
ме (качественное регулирование
теплосети), т/ч; Q0.b — расчетная
тепловая нагрузка котельной по
теплоносителю «горячая вода»,.
Гкал/ч; Д/С.в— расчетный темпера-
турный перепад в теплосети, °C.
Требуемый напор сетевых насо-
сов в этих случаях предварительно
принимается по аналогичным уста-
новкам.
Рециркуляционные насосы
(поз. 20 схемы). Количество и про-
изводительность рециркуляционных
насосов выбирают исходя из1
следующих условий:
1.	Установка насосов групповая,
т. е. общая на два водогрейных
котла.
2.	Температура сетевой воды
на входе в котел при всех режимах
принимается равной 110°С (обеспе-
чивается рециркуляцией).
3.	Температура воды на выходе-
из котлов принимается соответст-
венно условию рециркуляционного-
подогрева воды перед котлами до-
11 0°С и номинального пропуска
воды через котел, соответствующе-
го принятой схеме включения его.
4.	Гидравлическая схема вклю-
чения водогрейных котлов — двух-
ходовая (номинальный расход
воды через один КВ-ГМ-100 равен-
1250 т/ч).
5.	Расчет ориентировочный,,
с точностью, необходимой для вы-
бора рециркуляционных насосов.
При работе котлов в основном
режиме (двухходовая схема) и при
температурном графике теплосети
150—70°С для транспорта тепла
в количестве 2X1'00=200 Гкал/ч
в системе должно циркулировать
200/80=2500 т/ч воды, что и при-
нимается для выбора рециркуля-
ционных насосов.
Температура воды, подаваемой
в сеть и возвращаемой из нее, при-
нята ориентировочно по темпера-
турному графику теплосети с уче-
том водоразбора на ГВС и расхо-
184
Таблица 6-2
Расчет производительности рециркуляционной установки
Наименование величины	Значения рассчитываемой величины по режимам		
	I—максимально-зимний	П—средний холодного месяца	1П-средне- отошггельный
Количество работающих ВК	2	1 (при аварийном отклю- чении одного ВК)	1
Тепловая нагрузка ВК, Гкал'ч	185	100	100
Температура сетевой воды, пода- ваемой в теплосеть (соответственно	150	108	89
тепловой нагрузке)		68*	47
Температура обратной сетевой во- ды с учетом водоразбора на ГВС и присадки подпиточной воды с темпе- ратурой 40 °C	76		
Температура воды за ВК, °C	150 (принимаем)	150	150
Орсц, т/ч	2500	1280	1500
Орег (перепуск), т/ч	0	1280	1500
Gb.k. т/ч	5000	2500	2500
* С учетом подогрева в пароводяном подогревателе (ПСВ).
лаживания обратной воды подпит-
кой, которая зимой всегда имеет
/=40°С. Во II режиме часть тепло-
вой нагрузки, равная 26,3 Гкал/ч,
покрывается ПСВ (см. расчет теп-
ловой схемы). Расчет производится
согласно формулам (4-24) — (4-27).
К установке принимается группа
из пяти рециркуляционных на-
сосов типа НКубОО. Избыточное
давление воды за ВК не менее
1,7 МПа.
6-4. ОСНОВНЫЕ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ КОТЕЛЬНОЙ
Методика расчета описана в
§ 5-3. Расчет производится с исполь-
зованием системы единиц МКГСС.
Исходные данные
Годовой отпуск потреби-
телям пара с'парамет-
рами 440 кгс/см2, 440°С	175 000 т/год
Годовой отпуск .потреби-
телям пара с парамет-
рами 14 кгс/см2, 250°С
Годовой отпуск тепла си-
стемам отопления и
вентиляции ............
Годовой отпуск тепла си-
стемами ГВС............
Продолжительность ото-
пительного периода . .
Продолжительность не-
отопительного периода
Капитальные затраты
(Л. 7].................
Цена натурального топ-
лива ..................
Численность эксплуата-
ционного персонала . .
Среднегодовая зарплата
эксплуатационного пер-
сонала ................
Средняя доля амортиза-
ционных отчислений . .
Цена электроэнергии (по
двухставочному тари-
фу, условно) ..........
Цена воды технической
Цена воды питьевой (в
том числе для пропит-
ки теплосети) . . . .
1 000 000 т/год
349 500 Гкал/год
143 000 Гкал/год
3840 ч
4920 ч
7,7-10в руб.
22,5 руб/т
140 чел.
1400 руб/год
6,4 %
2 коп/(кВт-ч)
4 коп/м3
5 коп/м3
Годовой расход натурального
топлива (мазута) вычисляется по
185
формуле (5-21), представленной в
системе единиц МКГСС:
рудования в году вычисляется по
формуле (5-22):
Вгон2
[W°™ С+ (SPn3nn3+s<n»JQX
/ k \
Qp^n.K-^7^-wo)
/гп.к=П546788__5500
4- /о
^В.к— 384 000	192Q
— 2-100
X (1'п.п	^п.в)
СкХ-103
QpAk
ДХ('п.п-Ц I Сгод'103
.Q’bVk	С+.К
где -О^год — годовая выработка
пара котлами, т/год; <23“₽д —г0"
довая выработка тепла водогрейны-
ми котлами, Гкал/год; in.n и £п.в—
энтальпия соответственно пара, вы-
рабатываемого паровыми котлами,
и питательной воды, ккал/кг;
Qb₽k3 — тепловая нагрузка водо-
грейных котлов в среднезимнем ре-
жиме, Гкал/ч; QpH — низшая тепло-
та сгорания топлива, ккал/кг.
Остальные величины пояснены на
с. 167.
Подставляя в формулу (6-1) чис-
ленные значения примера расчета
тепловой схемы котельной, рассмот-
ренного в § 6-1, получаем:
[175 000+1 000 000-0,888+
+(34,8-3840+15,85-4920)Х
„ _	Х0.888] (790—146)
£Т°д— 9260-0,906-0,97(1—0,211)
. 100-3840- Юз _ 1 646 788(790—146)
"Г" 9260-0,913 —	9260-0,906
384 000-103
9260-0,913
126 0004-45 000;
171 000 т/год.
После пересчета на условное
топливо с теплотой сгорания
7000 ккал/кг по формуле (5-26) по-
лучаем:
171000^=5=226 000 т/год.
Число часов использования обо-
Годовой отпуск тепла потребите-
лям вычисляется по формуле (зна-
чения 1отп, ^кон выражены в ккал/кг,
значения	— в Гкал/год):
Qrw= (175000-790+1 000 000 X
X 700—0,6- 1 175 000-70) • 10"3+
+349 500+143 000-789 000 +
+ 349 500+143 ООО «
»1 281 500 Гкал/год.
Удельный расход условного топ-
лива на 1 отпущенную гигакалорию
тепла определяется по формуле
(5-27):
,	226 000-Ю3
^ = -1287 500-^ 171 * * * * * 177 кг/Гкал.
Расход электроэнергии прини-
мается в соответствии с табл. 5-8,
пропорционально количеству тепла
Q™, отпускаемому от паровых и
водогрейных котлов:
23год= (1 281 500—349 500) • 10+
+349 500  7 ~ 11,76 • 10е кВт/год.
Расход воды определяем, исходя
из расчета тепловой схемы (поз.
и 54, режимы III и IV) и указаний,
данных в § 5-3.
Расход питьевой воды для под-
питки теплосети и бытовых нужд
котельной:
Спсыр = 540 - 3840 4- 430 - 4920 4~
4- 3300 4 200 000 мз/год.
Расход технической воды
GTcbip = 130-3840 4-1 164 920 «
1 070 000 м3/год.
186
Калькуляция себестоимости отпускаемого тепла
Статья расхода	Годовые затраты, руб.	Составляющая себестоимости от- пускаемого тепла, руб/Гкал
Топливо Электроэнергия Питьевая вода Техническая вода Зарплата эксплуатационного персонала Амортизационные отчисления Текущий ремонт	171 000-22,5=3850-Ю3 11,76-106-0,02=235-103 4 200 000-0,05=210-Юз 1 070 000-0,04=43-103 140-1400=196-Юз 7,7-10«-0,064=493-Юз 0,2-493-10з=98-10з	3850-10з;128 150=2,92 235-Юз:1 281 500=0,18 210-10:1 281 500=0,16 43-Юз:1 281 500=0,03 196-103:1 281 500=0,15 493-Юз:1 281 500=0,38 98,0-Юз:1 281 500=0,08
Итого	 Общекотельные и прочие расходы		5125-Юз 0,12-5125-103=4=575,103	575-Юз:1 281 500=0,44
Итого себестоимость отпускаемого тепла.............................................4,34
2,92
Топливная составляющая себестоимости отпускаемой теплоэнергии	^-^100=67%.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Энергетика СССР в 1971—1975 го-
дах. М„ «Энергия», 1972. 264 с.
2.	Инструкция по определению эконо-
мической эффективности капитальных вло-
жений в развитие энергетического хозяй-
ства. М., «Энергия», 1973. 56 с.
3.	Руководящие указания к использо-
ванию замыкающих затрат на топливо и
электрическую энергию. М., «Наука», 1973.
55 с.
4.	Лившиц В. И. Выбор оптимальных
решений в технико-экономических расчетах.
М., «Экономика», 1971. 255 с.
5.	Экономические границы централиза-
ции теплоснабжения от крупных котель-
ных. •— «Труды института Промэнергопроект,
'1972, вып. 3, с. 35—46. Авт.: М. О. Фрид-
ман, О. П. Зеленяк, А. 3. Костюковский,
Г. М. Мыц, К. И. Смола, А. И. Юфа.
6.	Справочник проектировщика. Проек-
тирование тепловых сетей. М., Стройиздат,
1965. 360 с.
7.	Нормативы удельных капитальных
вложений в строительство промышленных,
промышленно-отопительных и отопительных
котельных на период 1971—1980 гг. М., Ми-
нистерство энергетики и электрификации
СССР, институт Промэнергопроект, 1973.
82 с.
8.	Нормативы удельных капвложений
в строительство тепловых сетей. Минэнерго
СССР. ВГПИ «Теплоэлектропроект», 1974.
30 с.
9.	Тепловые сети. Нормы проектирова-
ния. СНиП П-Г.10-62. М., Изд-во литера-
туры по строительству, 1964. 40 с.
10.	Зыков А. С., Корытников В. П., Сви-
чар А. Е. Исследования режимов техноло-
гического теплопотребления промышленных
предприятий. — «Теплоэнергетика», 1971,
№ 6, с. 38—40.
11.	Строительная климатология и гео-
физика. СНиП П-А.6-72. М., Изд-во литера-
туры по строительству, 1973. 320 с.
'12	. Якадин А. И. Конденсатное хозяй-
ство промышленных предприятий. М.,
«Энергия», 1973. 232 с.
13.	Отопление, вентиляция и кондицио-
нирование воздуха. Нормы проектирования.
СНиП П-Г.7-62. М., Изд-во литературы по
строительству, 1964. 62 с.
188
14.	Горячее водоснабжение. Нормы про-
ектирования. СНиП П-Г.8-62. М., Изд-во
литературы по строительству, 1963. 12 с.
15.	Тепловой расчет котельных агрега-
тов. Нормативный метод. М., «Энергия»,
1973. 296 с.
16.	Справочник химика-энергетика. Т. 3.
М„ «Энергия», 1972. 216 с.
17.	Расчет п проектирование пылепри-
готовительных установок котельных агрега-
тов. Нормативный метод М., Минэнерго и
Минтяжмаш СССР, ВТЙ и ЦКТИ, 1971.
310 с.
18.	Котельные установки. Нормы про-
ектирования. СНиП П-Г.9-65. М„ Изд-во>
литературы по строительству, 1966. 220 с.
19.	Пылеприготовительное оборудова-
ние. Каталог К7-70. М., НИИинформтяж-
маш, 1971. 300 с.
20.	Инструкция по выполнению тепло-
вой изоляции тепломеханического оборудо-
вания электростанций. М., «Информэнерго»,
1973. 68 с.
21.	Правила взрывобезопасности уста-
новок для приготовления и сжигания топ-
лива в пылевидном состоянии. М., Мин-
энерго СССР, 1973. 37 с.
22.	Соловьев Ю. П., Михельсон А. И.
Вспомогательное оборудование ТЭЦ, цен-
тральных котельных и его автоматизация.
М„ «Энергия», 1972. 256 с.
23.	Ляидо И. М. Эксплуатация мазут-
ного хозяйства котельной промышленного^
предприятия. М., «Энергия», 1968. 152 с.
24.	Справочник по проектированию ма-
зутных хозяйств тепловых электростанций.
Т. I и И. М., Минэнерго СССР, институты
Промэнергопроект и Теплоэлектропроект,
1970, т 1—180 с. т. II —93 с.
25.	Технические требования по взрыво-
безопасности котельных установок, рабо-
тающих на мазуте или природном газе. М.,
Минэнерго СССР, 1974. 18 с.
26.	Деаэраторы вакуумные. Каталог-
справочник. М„ НИИинФормтяжмаш, 4972.
77 с.
27.	Правила устройства и безопасной
эксплуатации паровых и водогрейных кот-
лов. М„ «Недра», 1968. 144 с.
28.	Санитарные нормы проектирования
промышленных предприятий. СН 215-71.
М„ Изд-во литературы по строительству,
1972. 97 с.
29.	Указания по проектированию ко-
тельных установок. СН 350-66. М., Изд-во
по строительству, 1967. 84 с.
30.	Исследование целесообразности соз-
дания пиковых комбинированных котлов
100 и 180 Гкал/ч и обоснование области их
применения. М„ Минэнерго СССР, институт
Промэнергопроект, 1971. 42 с.
31.	Ароиов И. 3. Использование тепла
уходящих газов газифицированных котель-
ных. М„ «Энергия», 1967. 192 с.
32.	Аронов И. 3. и Зобин В. С. Кон-
тактные газовые экономайзеры — экономич-
ные устройства для нагрева воды. — «Про-
мышленная энергетика», 1965, № 10, с. 2—6.
33.	Аронов И. 3. О повышении надеж-
ности работы газового тракта котельных
с контактными экономайзерами. — «Про-
мышленная энергетика», 1969, № 2, с. 23—26.
34.	Котлы малой, средней мощности и
топочные устройства. Каталог-справочник
1'8-4-72	М., НИИинЛормтяжмаш, 1972.
204 с. '
35.	Александров В. Г. Паровые котлы
малой и средней мощности. Л., «Энергия»,
1972. 200 с.
36.	Резников М. И. Парогенераторные
установки электростанций. М., «Энергия»,
1968. 240 с.
37.	Соловьев Ю. П. Проектирование
теплоснабжающих установок для пром-
предприятий. М., «Энергия», 19'68. 312 с.
38.	Бузников Е. Ф., Сидоров В. Н. Во-
догрейные котлы и их применение на элек-
тростанциях и в котельных. М., «Энергия»,
1965. 240 с.
39.	Бузников Е. Ф., Роддатис К. Ф.,
Берзиньш Э. Я. Производственные и ото-
пительные котельные. М., «Энергия», 1974.
232 с.
40.	Указания по расчету рассеивания
в атмосферу выбросов предприятий.
СН 369-74. М., Изд-во литературы по строи-
тельству, 1974. 66 с.
4'1	. Русанов А. А., Урбах И. И., Ана-
стасиади А. П. Очистка дымовых газов
в промышленной энергетике. М., «Энергия»,
1969. 456 с.
42.	Потапов О. П. Результаты про-
мышленных испытаний и эксплуатации ба-
тарейных циклонов. — «Энергетик», 1973,
№ 10, с. 8—10.
43.	Ушаков С. Г. и др. Улавливание
золы ирша-бородинского угля батарейными
циклонами с тангенциальным подводом га-
за.— «Электрические станции», 1972, № 9,
с. 67—68.
44.	Дергачев Н. Ф. и др. Модерниза-
ция мокрых золоуловителей при сжигании
топлива с высоким содержанием окиси
кальция в золе. — «Энергетик», 1973, № 10,
с. Г1—12.
45.	Акбрут А. И. и др. Улавливание зо-
лы экибастузского угля в мокром аппарате
с трубой Вентури. — «Электрические стан-
ции», 1971, № 3, с. 82—83.
46.	Аэродинамический расчет котельных
установок. Нормативный метод. М., «Энер-
гия», 1964. 144 с.
47.	Тягодутьевые машины для энерге-
тических установок. Каталог-справочник
К6-68. М., НИИинформтяжмаш, 1969.193 с.
48.	Шейман Е. В. Пылегазовоздухо-
проводы для тепловых электростанций. Л.,
«Энергия», 1972. 127 с.
49.	Руководящие указания по проекти-
рованию пылегазовоздухопроводов котель-
ных агрегатов. РУ 34-1203-71. М., «Информ-
энерго», 1972. 71 с.
50.	Временные рекомендации по приме-
нению калориферов, выпускаемых по ГОСТ
7201-70. М., Госстрой СССР, институт Сан-
техпроект, 1973. 20 с.
51.	Калориферы и агрегаты. Альбом
оборудования. М„ Госстрой СССР, инсти-
тут Сантехпроект, 1968. '107 с.
52.	Руководящие указания по проекти-
рованию термических деаэраторных устано-
вок питательной воды котлов. М., «Энер-
гия», 1968. 112 с.
53.	Малюшенко В. В. и Михайлов А. К.
Основное насосное оборудование тепловых
электростанций. М., «Энергия», 1969. 192 с.
54.	Теплообменная аппаратура. Каталог
18-6-72. М., НИИинформтяжмаш, 1973. 215 с.
55.	Труб И. А„ Литвии О. П. Вакуум-
ные деаэраторы. М., «Энергия», 1967. 100 с.
56.	Нормы технологического проектиро-
вания тепловых электрических станций и-
тепловых сетей. М., «Энергия», 1974. 80 с.
57.	Берман Л. Д., Ефимочкин Г. И. Ме-
тодика расчета водоструйного эжектора. —
«Теплоэнергетика», 1964, № 8, с. 92—94.
58.	Инструкция по фосфатированию
котловой воды. М., СЦНТИ ОРГРЭС. 1970.
52 с.
59.	Оликер И. И. Термическая деаэра-
ция воды в отопительно-производственных
котельных и тепловых сетях. Л., Изд-во
литературы по строительству, 1972. 136 с.
60.	Рудомино Б. В., Ремжин Ю. Н.
Проектирование трубопроводов тепловых
электростанций. Л., «Энергия», 1970. 208 с.
61.	Отраслевой стандарт. Детали и эле-
менты трубопроводов ру40 для тепловых
электростанций. М„ Минэнерго СССР, ин-
ститут «Энергомонтажпроект», 1974. 460 с.
62.	Отраслевой стандарт. Трубопроводы-
тепловых электростанций на параметры ру
64—400 (с уточнениями). М., Минтяжмаш
СССР, Главкотлопром, 1969. 197 с.
63.	Берман С. С. Расчет теплообменных
аппаратов турбоустановок. М„ Госэнерго-
издат, 1962, 240 с.
64.	Берман Л. Д. Приближенный метод
расчета теплообмена при конденсации пара
на пучке горизонтальных труб. — «Тепло-
энергетика», 1964, № 3, с. 74—78.
65.	Кутателадзе С. С. Теплопередача
при конденсации и кипении. Л., Машгиз,
1952. 231 с.
66.	Лабуицов Д. А. Теплоотдача при
пленочной конденсации чистых паров на
вертикальных поверхностях и горизонталь-
189*
ных трубах. — «Теплоэнергетика», 1957, № 7,
с. 72—79.
67.	Орлов В. К. и Целищев П. А. Те-
плообмен в спиральном змеевике при тур-
булентном движении воды. — «Теплоэнерге-
тика», 1964, № 12, с. 75—76.
68.	Правила устройства и безопасной
эксплуатации трубопроводов пара и горя-
чей .воды. М., «Недра», 1971. 64 с. ’
69.	Прейскурант № 09—01. Тарифы на
тепловую и электрическую энергию (утв.
13/IX 1966, введен с I июля 1967 г.). М.,
Прейскурантгиз, 1966. 32 с.
70.	Файерштейн Л. М., Этинген Л. С.,
Гохбойм Г. Г. Справочник по автоматиза-
ции котельных. М., «Энергия», 1972. 360 с.
71.	Белан Ф. Й., Сутоцкий Г. П. Водо-
подготовка промышленных котельных. М.,
«Энергия», 1968. 328 с.
72.	Лифшиц О. В. Справочник по водо-
подготовке котельных. М„ «Энергия», '1969.
444 с.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.	.	.	.	.	.	.	.	............ 3
Глава первая. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЦЕНТРАЛЬНЫХ КОТЕЛЬ-
1-1. Централизация теплоснабжения в раздельной схеме производства тепла
и электроэнергии и ее экономические предпосылки.................... 5
1-2. Транспорт тепла к потребителям. Теплоносители, их преимущества и
недостатки......................................................... 9
1-3. Режимы потребления тепла промышленными предприятиями и жи-
лищно-коммунальным сектором промышленных комплексов. Определение
тепловых нагрузок центральных котельных........................... 13
1-4. Основные нормы проектирования центральных котельных ...	25
Глава вторая. ТОПЛИВО И ЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЕ В ЦЕНТРАЛЬНЫХ КОТЕЛЬНЫХ 28
2-к Виды топлива, сжигаемого в котельных в настоящее время и в пер-
спективе. Основные виды топлива для крупных центральных котельных 28
2-2. Существующие способы сжигания различных видов топлива и их эф-
фективность .......................................................31
2-3. Подготовка топлива для сжигания в паровых и водогрейных
котлах .	.	 32
Глава третья. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ЦЕНТРАЛЬНЫХ КОТЕЛЬ-
НЫХ И ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ НИХ.................................. 53
3-1. Классификация центральных котельных..............................53
3-2. Принципиальные тепловые схемы центральных котельных ....	54
3-3. Паровые водогрейные котлы центральных котельных ....	63
Глава четвертая. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И КОМПОНОВКА КО-
ТЕЛЬНЫХ ............................................................. 95
4-1. Оборудование, устанавливаемое иа тракте топочных газов и дутьевого
воздуха............................................................95
4-2. Оборудование, устанавливаемое на пароводяных трактах котельной .	116
4-3. Теплоподготовительное вспомогательное оборудование ....	133
4-4. Прочее вспомогательное оборудование ....	.	142
4-5. Компоновка оборудования центральных котельных	.	....	147
Глава пятая. ТЕПЛОВЫЕ РАСЧЕТЫ, ОБОСНОВЫВАЮЩИЕ ВЫБОР ОБОРУДОВА-
НИЯ КОТЕЛЬНОЙ. РАСЧЕТ СЕБЕСТОИМОСТИ ОТПУСКАЕМОГО ТЕПЛА .	156
5-1. Методика расчета тепловых схем котельных........................157
5-2. Методика теплового расчета подогревателей, применяемых в котельных 159
5-3. Расчет себестоимости отпускаемого	тепла........................ 166
Глава шестая. ПРИМЕР РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЦЕНТРАЛЬНОЙ КОТЕЛЬ-
НОЙ И ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ............................................170
6-1. Расчет тепловой схемы...........................................170
6-2. Выводы из расчета тепловой схемы и выбор основного оборудования .	176
6-3. Выбор вспомогательного оборудования	....	178
6-4. Основные технико-экономические показатели котельной ....	185
Список литературы
188
Юрий Павлович Соловьев
ПРОЕКТИРОВАНИЕ КРУПНЫХ ЦЕНТРАЛЬНЫХ КОТЕЛЬНЫХ
ДЛЯ КОМПЛЕКСА ТЕПЛОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Редактор В. И. К у ш н ы р е в
Редакторы издательства Л. Н. Синельникова
и Р. М. П о л и т т и
Обложка художника Н. Т. Я р е ш к о
Технический редактор Т. А. Маслова
Корректор В. С. Антипова
Сдано в набор 18/XII 1975 г. Подписано к печати 4/V 1976 г. Т-06971
Формат 70x100’/ie Бумага типографская № 1 Усл. печ. л. 15.6
Уч.-изд. л. 17,22 Тираж 15 000 экз. Зак. 533 Цена 93 коп.
Издательство «Энергия», Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Московская типография № 10 Союзполиграфпрома при Государственном
комитете Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии
и книжной торговли. Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.