Проект реконструкции котельной

Реферат
Содержание скрыть

1.2 Определение количества потребителей теплоты. График годового расхода теплоты

1.3 Система и принципиальная схема теплоснабжения

1.4 Расчет тепловой схемы котельной

1.5 Выбор оборудования котельной

1.7 Тепловой расчет котлоагрегата

1.8.Аэродинамический расчет теплодутьевого тракта Спецчасть.

2. Разработка блочной системы подогревателей.

2.1 Исходные данные водоснабжения

2.2 Выбор схемы приготовления воды

2.3 Расчет оборудования водоподогревательной установки

2.4 Расчет сетевой установки

3. Технико-экономическая часть

3.1 Исходные данные

3.2 Расчет договорной стоимости строительно-монтажных работ

3.3 Определение годовых эксплуатационных расходов

3.4 Определение годового экономического эффекта

4. ТМЗР Монтаж секционных водонагревателей

5. Автоматика Автоматическое регулирование и теплотехнический контроль котлоагрегата КЕ-25−14с

6. Охрана труда в строительстве

6.1 Охрана труда при монтаже энергетического и технологического оборудования в котельной

6.2 Анализ и предотвращение появления потенциальных опасностей

6.3 Расчет стропов

7. Организация, планирование и управление строительством

7.1 Монтаж котлоагрегатов

7.2 Условия начала производства работ

7.3 Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы

7.4 Расчет параметров календарного плана

7.5 Организация стройгенплана

7.6 Расчет технико-экономических показателей

8. Организация эксплуатации и энергоресурсосбережения Список использованной литературы

В наше сложное время, с больной кризисной экономикой строительство новых промышленных объектов сопряжено с большими трудностями, если вообще строительство возможно. Но в любое время, при любой экономической ситуации существует целый ряд отраслей промышленности без развития которых невозможно нормальное функционирование народного хозяйства, невозможно обеспечение необходимых санитарно-гигиенических условий населения. К таким отраслям и относится энергетика, которая обеспечивает комфортные условия жизнедеятельности населения как в быту так и на производстве.

Последние исследования показали экономическую целесообразность сохранения значительной доли участия крупных отопительных котельных установок в покрытии общего потребления тепловой энергии.

39 стр., 19394 слов

Расчет теплоэнергетического оборудования котельных

Топливное хозяйство 12. Технико-экономические показатели Библиографический список топливо котельная тепловой дымовой 1. Определение тепловых нагрузок и расхода топлива Тепловые нагрузки для расчета и выбора оборудования котельных должны определяться для трех характерных режимов при ...

Наряду с крупными производственными, производственно-отопительными котельными мощностью в сотни тонн пара в час или сотни МВт тепловой нагрузки установлены большое количество котельных агрегатами до 1 мвт и работающих почти на всех видах топлива.

Однако как раз с топливом и существует самая большая проблема. За жидкое и газообразное топливо, у потребителей часто не хватает средств расплатиться. Поэтому и необходимо использовать местные ресурсы.

В данном дипломном проекте разрабатывается реконструкция производственно-отопительной котельной завода РКК «Энергия», которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. В перспективе предусматривается перевод котлоагрегатов на сжигание газа от дегазации газовых выбросов шахты, которая находится на территории обогатительной фабрики. В существующей котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ 25 _14, служившие для снабжения паром предприятия завода РКК «Энергия», и водогрейные котлы ТВГ-8 (2 котла) для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения административно-бытовых зданий и жилого поселка.

В связи с сокращением добычи угля снизились производственные мощности угледобывающего предприятия, что привело к сокращению в потребности пара. Это вызвало реконструкцию котельной, которая заключается в использовании паровых котлов КЕ-25 не только для производственных целей, но и для производства горячей воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в специальных теплообменниках.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика объекта

Проектируемая котельная находится на территории завода РКК «Энергия»

Планировка, размещение зданий и сооружений на промплощадке обогатительной фабрики выполнены в соответствии с требованиями СНиП.

Размер территории промплощадки в границах ограждений — 12,66 га, площадь застройки 52 194 м 2 .

Транспортная сеть района строительства представлена железными дорогами общего пользования и автодорогами местного значения.

Рельеф местности равнинный, с небольшими подъемами, в почве преобладает суглинок.

1.2 Определение количества потребилетей теплоты. График годового расхода теплоты

Расчетные расходы теплоты промышленными предприятиями определяются по удельным нормам теплопотребления на единицу выпускаемой продукции или на одного работающего по вида. м теплоносителя (вода, пар).

Расходы теплоты на отопление, вентиляцию и технологические нужды приведены в таблице 1.2. тепловых нагрузок.

Годовой график расхода теплоты строится в зависимости от продолжительности стояния наружных температур, которая отражена в таблице 1.2. данного дипломного проекта.

Максимальная ордината годового графика расхода теплоты соответствует расходу тепла при наружной температуре воздуха -23 С.

Площадь, ограниченная кривой и осями ординат, дает суммарный расход теплоты за отопительныф период, а прямоугольник в правой части графика — расход теплоты на горячее водоснабжение в летнее время.

На основании данных таблицы 1.2. расчитываем расходы теплоты по потребителям для 4-х режимов: максимально-зимний (t р. о. =-23C;

  • ;
  • при средней температуре наружного воздуха за отопительный период;
  • при температуре наружного воздуха +8C;
  • в летний период.

Расчет ведем в таблице 1.3. по формулам:

  • тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт

Q ОВ =QРОВ *(tвн -tн )/(tвн -tр.о. )

  • тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период, МВт

Q ЛГВ =QРГВ *(tг -tхл )/(tг -tхз )*

где: Q РОВ — расчетная зимняя тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования системы отопления. Принимаем по табл. 1.2.

t ВН — внутренняя температура воздуха в отапливаемом помещении, tВН =18С

Q РГВ — расчетная зимняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение (табл. 1.2);

t н — текущая температура наружного воздуха ,°С;

t р.о. — расчетно отопительная температура наружного воздуха,

t г — температура горячей водя в системе горячего водоснабжения, tг =65°С

t хл , tхз — температура холодной воды летом и зимой, tхл =15°С, tхз =5°С;

  • поправочный коэффициент на летний период, =0,85

Таблица 1.2

Тепловые нагрузки

Вид тепловой

Расход тепловой нагрузки, МВт

Характеристика

Нагрузки

Зимой

Летом

Теплоносителя

1.Отопление

и вентиляция

15,86

;

Вода 150/70 С

Пар Р=1,4 МПа

2.Горячее водоснабжение

1,36

По расчету

3.Технологические нужды

11,69

1,24

Пар Р=1,44МПа

ВСЕГО

28,91

1,24

;

Таблица 1.3.

Расчет годовых тепловых нагрузок

№ п/п

Вид нагрузки

Обозначение

Значение тепловой нагрузки при температуре МВт

t р.о =-23 С

t сро.п. =-1,8С

t р.о =8С

Летний

1.

Отопление и вентиляция

Q ОВ

15,86

7,66

3,87

;

2.

Горячее водоснабжение

Q ГВ

1,36

1,36

1,36

0,963

3.

Итого

Q ОВ+ГВ

17,22

9,02

5,23

0,963

4.

Технология

Q ТЕХ

11,69

11,69

1,24

1,24

5.

Всего

Q

28,91

20,71

6,47

2,203

По данным табл. 1.1. и 1.3. строим график годовых расходов тепловой нагрузки, представленный на рис .1.1.

1.3 Система и принципиальная схема теплоснабжения

Источником теплоснабжения является реконструируемая котельная шахты. Теплоноситель — пар и перегретая вода. Питьевая вода используется только для систем горячего водоснабжения. Для технологических нужд используется пар Р=0,6МПа. Для приготовления перегретой воды с температурой 150−70С предусматривается сетевая установка, для приготовления воды с t=65°С — установка горячего водоснабжения.

Система теплоснабжения — закрытая. Вследствии отсутствия непосредственного водоразбора и незначительной утечки теплоносителя через неплотности соединений труб и оборудования закрытые системы отличаются высоким постоянством количества и качества циркулируемой в ней сетевой воды.

В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей.

На промплощадке трубопроводы теплоснабжения прокладываются по мостам и галереям и частично в непроходных лотковых каналах типа Кл. Трубопроводы прокладывают с устройством компенсации за счет углов поворотов трассы и П-образных компенсаторов.

Трубопроводы приняты из стальных электросварных труб с устройством теплоизоляции.

На листе 1 графической части дипломного проекта показан генплан промплощадкп с разводкой тепловых сетей к объектам потребления .

1.4 Расчёт тепловой схемы котельной

Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования энергии и использования в установке теплоты рабочего тела. Она представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединенного линиями трубопроводов рабочего тела в соответствии с последовательностью его движения в установке.

Основной целью расчета тепловой схемы котельной является:

  • определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расходов тепла на собственные нужды, и распределением этих нагрузок между водогрейной и паровой частями котельной для обоснования выбора основного оборудования;
  • определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для выбора вспомогательного оборудования и определения диаметров трубопроводов и арматуры;
  • определение исходных данных для дальнейших технико-экономических расчетов (годовых выработок тепла, годовых расходов топлива и др.).

Расчет тепловой схемы позволяет определить суммарную теплопроизводительность котельной установки при нескольких режимах ее работы.

Тепловая схема котельной приведена на листе 2 графической части дипломного проекта.

Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной приведены в таблице 1.4, а сам расчет тепловой схемы приведен в таблице 1.5.

Таблица 1.4

Исходные данные для расчета тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25−14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп

Наименование

Обоз;

Ед.

Расчетные режимы

Примечание

позиц. исход. данных

величин

начение

изм.

Максимально зимний

При средней температуре наиболее холодного периода

При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика

Летний

Температура наружного воздуха

t н

C

— 24

— 10

;

;

I

Температура воздуха внутри отапливаемых зданий

t вн

C

Максимальная температура прямой сетевой воды

t 1макс

C

;

;

;

Минимальная температура прямой сетевой воды в точке излома температурного графика

t 1.изл

C

;

;

;

Максимальная температура обратной сетевой воды

t 2макс

C

;

;

;

Температура деаэрированной воды после деаэратора

T д

C

104,8

104,8

104,8

104,8

Энтальпия деаэрированной воды

i д

КДж/кг

439,4

439,4

439,4

439,4

Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 1.2Мпа

Температура сырой воды на входе в котельную

T 1

C

Температура сырой воды перед химводоочисткой

T З

C

Удельный объем воды в системе тепловодоснабжения в т. на 1 МВт суммарного отпуска тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

q сист

Т/ МВт

30,1

30,1

30,1

30,1

Для промышленных предприятий

Параметры пара, вырабатываемого котлами (до редукционной установки)

Давление

P 1

МПа

1,4

1,4

1,4

1,4

Из таблиц насы;

Температура

C

щенного пара и

Энтальпия

i 1

КДж/кг

2788,4

2788,4

2788,4

2788,4

воды при давлении 1,4 МПа

Параметры пара после редукционной установки:

Давление

P 2

МПа

0,7

0,7

0,7

0,7

Из таблиц насы;

Температура

C

щенного пара и

Энтальпия

i 2

КДж/кг

воды при давлении 0,7 МПа

Параметры пара, образующегося в сепараторе непрерывной продукции:

Давление

P 3

МПа

0,17

0,17

0,17

0,17

Из таблиц насы;

Температура

C

115,2

115,2

115,2

115,2

щенного пара и

Энтальпия

i 3

КДж/кг

воды при давлении 0,17 Мпа

Параметры пара, поступающего в охладитель выпара из деаэратора:

Давление

P 4

МПа

0,12

0,12

0,12

0,12

Из таблиц насы;

Температура

C

104,8

104,8

104,8

104,8

щенного пара и

Энтальпия

i 4

КДж/кг

воды при давлении 0,12 Мпа

Параметры конденсатора после охладителя выпара:

Давление

P 4

МПа

0,12

0,12

0,12

0,12

Из таблиц насы;

Температура

C

104,8

104,8

104,8

104,8

щенного пара и

Энтальпия

i 5

КДж/кг

439,4

439,4

439,4

439,4

воды при давлении 0,12 Мпа

Параметры продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки:

Давление

P 1

Мпа

1,4

1,4

1,4

1,4

Из таблиц насы;

Температура

C

щенного пара и

Энтальпия

i 7

КДж/кг

830,1

830,1

830,1

830,1

воды при давлении 1,4 Мпа

Параметры продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки:

Давление

P 3

Мпа

0,17

0,17

0,17

0,17

Из таблиц насы;

Температура

C

115,2

115,2

115,2

115,2

щенного пара и

Энтальпия

i 8

КДж/кг

483,2

483,2

483,2

483,2

воды при давлении 0,17 Мпа

Температура продувочной воды после охлаждения продувочной воды

t пр

C

Температура конденсата от блока подогревателей сетевой воды

t кб

C

Принимается

Температура конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды

t 2

C

Принимается

Энтальпия конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды

i 6

КДж/кг

697,1

697,1

697,1

697,1

Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,7 Мпа

Температура конденсата, возвращаемого с производства

t кп

C

Величина непрерывной продувки

П

%

4,6

4,6

4,6

4,6

Принимается из расчета химводоочистки

Удельные потери пара с выпаром из деаэратора питательной воды в т на 1 т деаэрированной воды

d вып

т/т

0,002

0,002

0,002

0,002

Принимается по рекомендациям ЦКТИ

Коэффициент собственных нужд химводоочистки

К снхво

;

1,2

1,2

1,2

1,2

Коэффициент внутрикотельных потерь пара

К пот

;

0,02

0,02

0,02

0,02

Принимается

Расчетный отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию

Q максов

МВт

15,86

;

;

;

Табл. 1.2.

Расчетный отпуск тепла на горячее водоснабжение за сутки наибольшего водопотребления

Q сргв

МВт

1,36

;

;

;

Табл. 1.2.

Отпуск тепла производственным потребителям в виде пара

Дотр

кг/с

4,98

4,98

4,98

0,53

Возврат конденсата от производственных потребителей (80%)

G потр

=кг/с

3,98

3,98

3,98

0,42

=0,8

Таблица 1.5

Расчет тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25−14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп

Наименование

Обоз;

Ед.

Расчетная

Расчетные режимы

позиц. исход. данных

величин

начение

изм.

формула

Максимально зимний

При средней температуре наиболее холодного периода

При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды.

Летний

Р 01

Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды

t н.изл

C

t вн -0,354(tвн — tр.о. )

;

;

18−0,354* *(18+24)= =3,486

;

Р 02

Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха

К ов

;

(t вн — t’н )/ (tвн — tр.о )

(18-(-10))/(18-(-23))=0,67

(18−0,486)/ /(18-(-24))= =0,354

;

Р 03

Расчетный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию

Q ов

МВт

Q максовов

15,86

15,86*0,67= 10,62

5,61

;

Р 04

Значение коэффициента К ов в степени 0,8

К 0.8ов

;

0,73

0,436

;

Р 05

Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной

t I

C

18+64,5* *К 0.8ов +64,5*Ков

150 (см 03)

18+64,5*0,73+67,5*0,67= 110,3

70 (см 04)

Р 06

Температура обратной сетевой воды

t 2

C

t 1 -80*Ков

56,7

54,7

42,7

Р 07

Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зимних режимах

Q ов+гв

МВт

Q ов + Qср гв

17,22

11,98

6,97

0,936

Р 08

Расчетный расход сетевой воды в зимних режимах

G сет

кг/с

Q ов+гв *103 /(t1 -t2 )*C

51.37

94.13

65.56

;

Р 09

Отпуск теплоты на горячее водоснабжение в летнем режиме

Q лгв

МВт

;

;

;

0,963

Р 10

Расчетный расход сетевой воды в летнем режиме

G лсет

кг/ч

Q лгв *103 /(t1 -t2 )*C

;

;

;

9,2

Р 11

Объем сетевой воды в системе водоснабжения

G сист

Т

q сис *Qдmax

519,53

519,53

519,53

519,53

Р 12

Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети

G ут

кг/с

0,005*G сист *1/3,60

0,72

0,72

0,72

0,72

Р 13

Количество обратной сетевой воды

G сет.обр.

кг/с

G сет — Gут

21,24

92,21

60,08

7,64

Р 14

Температура обратной сетевой воды перед сетевыми насосами

t з

C

t 2 *Gсет.обр +Т*Gут / Gсет

70,5

56,7

42,2

43,1

Р 15

Расход пара на подогреватели сетевой воды

Д б

кг/с

G сет *(t1 -t3 )/ (i2 /4,19-tкб )* 0,98

7,14

9,13

2,93

0,48

Р 16

Количество конденсата от подогревателей сетевой воды

G б

кг/с

Д б

7,14

9,13

2,93

0,43

Р 17

Паровая нагрузка на котельную за вычетом расхода пара на деаэрацию и на подогрев сырой воды, умягчаемой для питания котлов, а также без учета внутрикотельных потерь

Д

кг/с

Д потрбмаз

4,98+7,14= 12,12

4,98+9,13= 14,11

4,98+2,93= 7,91

0,53+0,43= 0,96

Р 18

Количество конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства

G к

кг/с

G б + Gпотр

7,19+3,98= 11,12

9,13+3,98= 13,11

2,93+3,98= 6,91

0,43+0,42= 0,85

Р 19

Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки

G пр

кг/с

n/100*Д

0,6

0,7

0,39

0,05

Р 20

Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки

Д пр

кг/с

0,148*G пр

0,148*0,6= 0,089

0,148*0,70= 0,104

0,148*0,39= 0,060

0,148*0,05= 0,007

Р 21

Количество продувочной воды, на выходе из сепаратора непрерывной продувки

G пр

кг/с

G пр — Дпр

0,6−0,089= 0,511

0,70−0,104= 0,596

0,32−0,060= 0,33

0,05−0,007= 0,043

Р 22

Внутрикотельные потери пара

Д пот

кг/с

0,02*Д

0,02*1212* 0,24

0,02*14,11= 0,28

0,02*7,91= 0,16

0,02*0,96= 0,02

Р 23

Количество воды на выходе из деаэратора

G д

кг/с

Д+ G пр + Пут

13,44

15,53

9,02

2,07

Р 24

Выпар из деаэратора

Д вып

кг/с

d вып *Gд

0,002*13,44= 0,027

0,002*15,53= 0,03

0,002*9,02= 0,018

0,002*2,07= 0,004

Р 25

Количество умягченной воды, поступающей в деаэратор

G хво

кг/с

потр -Gпотр )+ +G’прпотвып +Gут

2,498

2,64

2,44

0,96

Р 26

Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку

G с.в

кг/с

К с.н.хво *Gхво

1,2*2,498= 3,2

1,2*2,64= 3,17

1,2*2,44= 2,93

1,2*0,96= 1,15

Р 27

Расход пара для подогрева сырой воды

Д с

кг/с

G св *(Т31 )*С/(i2 -i6 )*0.98

0.13

0.13

0.12

0.024

Р 28

Количество конденсата от подогревателей сырой воды, поступающей в деаэратор

G с

кг/с

Д с

0,13

0,13

0,12

0,024

Р 29

Суммарный вес потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)

G

кг/с

G к +Gхво +Gспрвып

13,89

15,95

10,07

2,01

Р 30

Доля конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства в суммарном весе потоков, поступающих в деаэратор

G к / G

0,8

0,82

0,68

0,4

Р 31

Удельный расход пара на деаэратор

d д

кг/кг

Рис. 11 [ ]

0,0525

0,052

0,056

0,0753

Р 32

Абсолютный расход пара на деаэратор

Д *g

кг/с

d д * G

0.75

Р 33

Расход пара на деаэратор питательной воды и для подогрева сырой воды

;

кг/с

gс )*

0,75+0,13= 0,88

0,82+0,13= 0,95

0,56+0,12= 0,88

0,15+0,024= 0,179

Р 34

Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь

Д *’

кг/с

Д+(Д gс )

12,12+0,88= 13,00

14,11+0,9= 15,06

7,91+0,68= 8,59

0,96+0,179= 1,13

Р 35

Внутрикотельные потери пара

Д пот

кг/с

Д’ * (К пот /(1-Кпот ))

0,26

0,3

0,17

0,023

Р 36

Суммарная паровая нагрузка на котельную

Д *сум

кг/с

Д’+Д пот

13,26

15,36

8,76

1,153

Р 37

Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки

G пр

кг/с

n/100*D сум

0,61

0,71

0,42

0,055

Р 38

Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки

D пр

кг/с

G пр *(i7 *0,98-i8 )/ (i3 -i8 )

0,091

0,104

0,06

0,008

Р 39

Количество продувочной воды на выходе их сепаратора непрерывной продувки

G пр

кг/с

G пр -Dпр

0,519

0,606

0,36

0,047

Р 40

Количество воды на питание котлов

G пит

кг/с

D сум +Gпр

13,87

16,07

9,18

1,208

Р 41

Количество воды на выходе из деаэратора

G g

кг/с

G пит +Gут

14,59

17,157

9,90

1,93

Р 42

Выпар из деаэратора

D вып

кг/с

d вып *Gg

0,029

0,034

0,02

0,004

Р 43

Количество умягченной воды, поступающее в деаэратор

G хво

кг/с

(D потр -Gпотр )-G’пр + Dпот +Dвып +Gут

2,72

2,48

0,98

Р 44

Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку

G с.в

кг/с

K с.н.хво *Gхво

1,2*2,57= 3,08

1,2*2,72= 3,24

1,2*2,48= 2,98

1,2*0,98= 1,12

Р 45

Расход пара для подогрева сырой воды

D c

кг/с

G с.в. *(T3 -T1 )*C/ (i2 -i8 )*0,98

0,068

0,14

0,12

0,02

Р 46

Количество конденсата поступающего в деаэратор от подогревателей сырой воды

G c

кг/с

D c

0,068

0,14

0,12

0,02

Р 47

Суммарный вес потоков поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)

G

кг/с

G k +Gхво +Gc +Dпр -Dвып

13,9

16,04

9,78

1,96

Р 48

Доля конденсата от подогревателей

кг/с

G k / G

11,12/13,90= 0,797

13,11/16,04= 0,82

0,736

0,486

Р 49

Удельный расход пара на деаэратор

d g

кг/кг

Рис.11

0,0525

0,052

0,056

0,0753

Р 50

Абсолютный расход пара на деаэратор

D g

кг/с

d g * G

0,765

0,835

0,55

0,15

Р 51

Расход пара на деаэрацию питательной воды и подогрев сырой воды

;

кг/с

(D g +Dc )

0,833

0,975

0,67

0,17

Р 52

Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь

Д 1

кг/с

D+(D g +Dc )

12,12+0,87= 12,9

14,11+0,87= 15,07

7,91+0,67= 8,58

0,96+0,17= 1,13

Р 53

Суммарная паровая нагрузка на котельную

D сум

кг/с

Д 1 +Dпот

13,21

15,385

8,75

1,153

Р 54

Процент расхода пара на собственные нужды котельной (деаэрация подогрев сырой воды)

К с.н.

%

gс )/Dсум *100

6,3

6,34

7,66

14,74

Р 55

Количество работающих котлов

N к.р.

Шт.

D сум /Dкном

Р 56

Процент загрузки работающих паровых котлов

К зат

%

D сум /Dкном *Nк.р. * *100%

95,17

110,84

16,6

Р 57

Количество воды, пропускаемое помимо подогревателей сетевой воды (через перемычку между трубопроводами прямой и обратной сетевой воды)

G сет.п.

кг/с

G сет *(tmax1 -t1 )/ /(tmax1 -t3 )

40,22

49,52

7,03

Р 58

Количество воды пропускаемое через подогреватели сетевой воды

G сет.б.

кг/с

G сет — Gсет.п.

51,37

94,13−40,22= 53,91

66,56−49,52= 17,04

9,20−7,03= 2,17

Р 59

Температура сетевой воды на входе в пароводяные подогреватели

t 4

C

[t 1max (i6 -tк.б.с. )+ t3 (i2 -i6 )]/(i2 — tк.б.с. )

81,6

71,2

57,4

58,6

Р 60

Температура умягченной воды на выходе из охладителя продувочной воды

Т 4

C

T 3 +G’пр /Gхво *(i8 /c —tпр )

33,6

32,1

31,1

37,2

Р 61

Температура умягченной воды поступающей в деаэратор из охладителя пара

Т 5

C

T 4 +Dвып /Gхво *(i4 -i5 )/c

37,8

35,6

34,4

39,2

1.5 Расчёт тепловой схемы

На принципиальной тепловой схеме указывается главное оборудование (котлы, насосы, деаэраторы, подогреватели) и основные трубопроводы.

1.5.1 Описание тепловой схемы

Насыщенный пар из котлов с рабочим давлением Р = 0,8 МПа поступает в общую паровую магистраль котельной, из которой часть пара отбирается на оборудование установленное в котельной, а именно на: подогреватель сетевой воды; подогреватель горячей воды; деаэратор. Другая часть пара направляется на производственные нужды предприятия.

Конденсат от производственного потребителя самотёком возвращается, в размере 30% при температуре 80 о С, в конденсатосборник и далее конденсатным насосом направляется в бак горячей воды.

Подогрев сетевой воды, также как и подогрев горячей воды, производится паром в последовательно включённых двух подогревателях, при этом подогреватели работают без конденсатоотводчиков, отработанный конденсат направляется в деаэратор.

В деаэратор, также поступает химически очищенная вода из ХВО, восполняющая потери конденсата.

Насосом сырой воды вода из городского водопровода направляется на ХВО и в бак горячей воды.

Периодическая продувка из котлов в размере 2% направляется в барботер.

Деаэрированная вода с температурой около 104 о С питательным насосом нагнетается в экономайзеры и далее поступает в котлы.

Подпиточная вода для системы теплоснабжения забирается подпиточным насосом из бака горячей воды.

Основной целью расчёта тепловой схемы являются:

1. определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расхода пара на собственные нужды,

2. определение всех тепловых и массовых потоков необходимых для выбора оборудования,

3. определение исходных данных для дальнейших технико-экономических расчётов (годовых выработок тепла, топлива и т. д. ).

Расчёт тепловой схемы позволяет определить суммарную паропроизводительность котельной установки при нескольких режимах её работы. Расчёт производится для 3-х характерных режимов:

1. максимально-зимнего,

2. наиболее холодного месяца,

3. летнего.

1.5.2 Исходные данные для расчёта тепловой схемы

Физическая величина

Обозна-чение

Обоснование

Значение величины при характерных режимах работы котельной.

Макси-мально — зимнего

Наиболее холодного месяца

летнего

Расход теплоты на производственные нужды, Гкал/ч.

Q т

Задан

4,2

4,2

4,2

Расход теплоты на нужды отопления и вентиляции, Гкал/ч.

Q о.в.

Задан

5,3

—;

—;

Расход воды на горячие водоснабжение, т/ч.

G г. в.

Задан

11,5

11,5

11,5

Температура горячей воды, о С

t 3

СНиП 2.04.07−86.

Расчётная температура наружного воздуха для г. Якутска, о С:

— при расчёте системы отопления:

t р.о.

СНиП

23−01−99

— 54

— 45

—;

— при расчёте системы вентиляции:

t р.в.

— 45

—;

—;

Возврат конденсата производственным потребителем, %

в

Задан

Энтальпия насыщенного пара давлением 0,8 Мпа, Гкал/т.

i п

Таблица водяных паров

0,6616

Энтальпия котловой воды, Гкал/т.

i кот

«

0,1719

Энтальпия питательной воды, Гкал/т.

i п.в.

«

0,1044

Энтальпия конденсата при t = 80 о С, Гкал/т.

i к

«

0,08

Энтальпия конденсата с «пролётным» паром, Гкал/т.

i |к

«

0,1562

Температура конденсата возвращаемого из производства, о С

t к

Задана

Температура сырой воды, о С

t с.в.

СП 41−101−95

Продувка периодическая, %

с пр

Принята

Потери воды в закрытой системе теплоснабжения, %

К ут.

Принят

Расход пара на собственные нужды котельной, %

К с.н

Принят

Потери пара в котельной и у потребителя, %

К пот.

Принят

Коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.

К хво

Принят

1,25

1.5.3 Расчёт тепловой схемы

1. Расход пара на производство, т/ч:

Q т — расход теплоты на производственные нужды, Гкал/ч;

i п — энтальпия пара, Гкал/т;

i пэнтальпия конденсата, Гкал/т;

  • з — КПД оборудования производственного потребителя.

2. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:

t вн — внутренняя температура отапливаемых зданий, о С;

t н — текущая температура наружного воздуха, о С;

t р.о — расчётная температура наружного воздуха, о С.

3. Расход воды на подогреватель сетевой воды т/ч:

Q о.в. — расход теплоты на отопление и вентиляцию, т/ч;

t 1 — расчётная температура воды в подающей линии тепловой сети, о С;

t 2 — расчётная температура воды в обратной линии тепловой сети, о С;

С в — теплоёмкость воды, Гкал/т

  • о С.

4. Температура воды в подающей линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца, о С (можно также определить по графику регулирования):

5. Температура воды в обратной линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца, о С (можно также определить по графику регулирования):

6. Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч:

  • энтальпия конденсата с пролётным паром, Гкал/т;
  • з — КПД подогревателя сетевой воды.

7. Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч:

К ут — потери воды в закрытой системе теплоснабжения, %.

8. Возврат конденсата от технологического потребителя, т/ч:

в — возврат конденсата производственным потребителем, %.

9. Расход сырой воды на бак горячей воды, т/ч:

G гв. — расход воды на горячие водоснабжение, т/ч.

10. Средняя температура воды в баке горячей воды, о С:

t к — температура конденсата от производственного потребителя, о С;

t cв. — температура сырой водопроводной воды, о С;

11. Расход пара на подогреватель горячей воды, т/ч:

t 3 — температура горячей воды, о С з — КПД подогревателя ГВС.

12. Расход пара внешними потребителями, т/ч:

13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:

К с.н. — расход пара на собственные нужды котельной, %.

14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч:

15. Потери пара у потребителя, т/ч:

К пот. — потери пара в котельной и у потребителя, %.

16. Расход воды на периодическую продувку, т/ч:

с пр. — продувка периодическая, %.

17. Расход химически очищенной воды на деаэратор, т/ч:

18. Расход сырой воды на ХВО, т/ч:

К хво — коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО [15, «https:// «].

19. Расход сырой воды, т/ч:

20. Средняя температура потоков воды, вошедших в деаэратор, о С:

i хов — энтальпия химически очищенной воды, Гкал/т;

21. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

22. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч:

23. Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:

Если невязка получится меньше 3%, то расчёт тепловой схемы считается законченным. При большей невязке расчёт следует повторить, изменив расход пара на собственные нужды.

Расчёт тепловой схемы сведён в таблицу № 1., Таблица № 1: «Расчёт тепловой схемы».

Физическая величина

Обозна-чение

Значение величины при характерных режимах работы котельной.

Максимально — зимнего

Наиболее холодного месяца

летнего

1. Расход пара на производство, т/ч:

D т

7,23

7,23

7,23

2. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:

К о.в.

0,875

—;

3. Расход воды на подогреватель сетевой воды т/ч:

G

—;

4. Температура воды в подающей линии тепловой сети, о С:

t 1

85,4

—;

5. Температура воды в обратной линии тепловой сети, о С:

t 2

63,5

—;

6. Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч:

D п.с.в.

10,7

9,4

—;

7. Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч:

G ут.

4,24

4,24

—;

8. Возврат конденсата от технологического потребителя, т/ч:

2,2

2,2

2,2

9. Расход сырой воды на бак горячей воды, т/ч:

13,57

13,57

9,3

10. Средняя температура воды в баке горячей воды, о С:

t 4

15,3

15,3

27,4

11. Расход пара на подогреватель горячей воды, т/ч:

D п.г.в.

0,76

12. Расход пара внешними потребителями, т/ч:

D вн

18,93

17,66

13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:

D с.н.

0,947

0,883

0,4

14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч:

19,9

18,543

8,4

15. Потери пара у потребителя, т/ч:

D пот.

0,4

0,371

0,17

16. Расход воды на периодическую продувку, т/ч:

G пер. пр.

0,4

0,371

0,17

17. Расход химически очищенной воды на деаэратор, т/ч:

G хов

8,03

7,97

7,57

18. Расход сырой воды на ХВО, т/ч:

10,04

9,9

9,5

19. Расход сырой воды, т/ч:

G с.в.

23,61

23,44

18,8

20. Средняя температура потоков воды, вошедших в деаэратор, о С:

t д

90,6

27,9

21. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

D д

0,33

0,57

1,16

22. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч:

D к

19,65

17,37

9,34

23. Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:

ДD

1,3

0,3

10,2

24. Уточнённый расход пара на деаэратор, т/ч:

—;

—;

1,17

25. Уточнённая паропроизводительность котельной

—;

—;

9,36

График центрального качественного регулирования отпуска теплоты для системы отопления и вентиляции

Центральное качественное регулирование заключается в регулировании отпуска теплоты путём изменения температуры теплоносителя на входе в прибор, при сохранении постоянным количество теплоносителя подаваемого в регулирующую установку.

Температура воды в тепловой сети является функцией относительной нагрузки, которую находят по формуле:

Относительная нагрузка может принимать значение от 0 до 1. Значение текущих температур в подающем и обратном трубопроводах в зависимости от относительной нагрузки определяется по формулам:

и — расчётные температуры воды в подающем и обратном трубопроводе.

Расчёт графика центрального качественного регулирования сведён в таблицу № 2., Таблица № 2

t н, о С

, о С

, о С

+ 8

0,162

32,2

28,1

+ 5

0,203

35,2

30,1

0,27

40,3

33,5

— 5

0,338

45,3

36,9

— 10

0,405

50,4

40,3

— 15

0,473

55,5

43,6

— 20

0,541

60,5

— 25

0,608

65,6

50,4

— 30

0,676

70,7

53,8

— 35

0,743

75,7

57,2

— 40

0,811

80,8

60,5

— 45

0,878

85,9

63,9

— 50

0,946

67,3

— 54

График годового расхода теплоты

Для определения годового расхода тепла, планирования в течении года загрузки оборудования котельной и составления графика ремонта используют график годового расхода тепла по продолжительности стояния температур наружного воздуха.

Температура наружного воздуха в течение суток может колебаться, частично эти колебания компенсируются аккумулирующей способностью здания. Поэтому принято строить график в зависимости от продолжительности стояния данной температуры наружного воздуха.

Продолжительность стояния данной температуры наружного воздуха находят из климатологических справочников и СНиП.

Нагрузка производственного потребителя в течение года постоянна.

Нагрузка на ГВС в течение отопительного периода постоянна. В летний период нагрузка на ГВС меньше чем в отопительный период.

  • 49,9 ч — 45 о С — 587 ч,
  • 44,9 ч — 40 о С — 507 ч,
  • 39,9 ч — 35 о С — 523 ч,
  • 34,9 ч — 30 о С — 573 ч,
  • 29,9 ч — 25 о С — 462 ч,
  • 24,9 ч — 20 о С — 423 ч,
  • 19,9 ч — 15 о С — 410 ч,
  • 14,9 ч — 10 о С — 394 ч,
  • 9,9 ч — 5 о С — 454 ч,
  • 4,9 ч — 0 о С — 523 ч,

0,1 ч — + 5 о С — 512 ч,

5,1 ч — + 8 о С — 728 ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

1. Минимальная тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при температуре наружного воздуха +8 о С:

  • Гкал/ч;

2. Минимальная тепловая нагрузка необходимая внешним потребителям при t н = +8 о С:

  • Гкал/ч;

3. Максимальная тепловая нагрузка необходимая внешним потребителям при t н = +54 о С:

  • Гкал/ч;

График годового расхода пара.

График годового расхода пара рассчитывается и строится аналогично графику годового расхода тепла, только в формулах вместо соответствующей тепловой нагрузки (Q) подставляется соответствующий расход пара (D).

Нагрузки для расчёта графика:

т/ч,

т/ч,

т/ч,

т/ч,

Основные расчётные зависимости:

1. Минимальная паровая нагрузка на отопление и вентиляцию при температуре наружного воздуха +8 о С:

  • т/ч;

2. Минимальная паровая нагрузка необходимая внешним потребителям при t н = +8 о С:

  • т/ч;

3. Максимальная паровая нагрузка необходимая внешним потребителям при t н = +54 о С:

  • т/ч;

Расчёт расхода топлива, Часовой расход топлива,

D расч. — максимальный часовой расход пара вырабатываемый котлом, кг/ч,

D расч = 19 650 кг/ч.

G пр. — максимальный часовой расход продувочной воды, кг/ч,

G пр = Dрасч ?0,01?спр. = 19 650?0,01?2 = 393 кг/ч спр — процент на периодическую продувку, %,

Дi — разность энтальпий между питательной водой и вырабатываемым паром, ккал/кг:

ккал/кг.

i п — энтальпия насыщенного пара, ккал/кг,

i п.в. — энтальпия питательной воды, ккал/кг,

i пр. — энтальпия котловой воды, ккал/кг,

  • низшая теплота сгорания топлива, ккал/м 3 ,

з к — КПД котла,

м 3 /ч.

Годовой расход топлива

  • расчётный годовой расход пара, кг/год:
  • годовой расход пара на подогреватель сетевой воды, кг/год:

D п.с.в. — максимальный расход пара на подогреватель сетевой воды, кг/ч,

t вн — средняя внутренняя температура отапливаемых помещений, о С,

t н — расчетная температура наружного воздуха, о С,

t ср.от — средняя температура наружного воздуха за отопительный период, о С,

n о — продолжительность отопительного периода, кг/год.

  • годовой расход пара на подогреватель горячей воды, кг/год:
  • расход пара на подогреватель горячей воды в максимально-зимний период, кг/ч,
  • расход пара на подогреватель горячей воды в летний период, кг/ч,

n г. в. — число дней в году работы системы горячего водоснабжения (350),

кг/год.

  • годовой расход пара на производство, кг/год:

кг/год.

кг/год — годовой расход пара на деаэратор,

  • годовые потери пара, кг/год:
  • потери пара у потребителя, %.

кг/год.

кг/год.

кг/год.

м 3 /год.

Выбор оборудования котельной

Котлы

В соответствии со СНиП «Котельные установки» расчётная мощность котельной определяется суммой мощностей требующихся потребителям на технологические процессы, отопление, вентиляцию и горячие водоснабжение при максимально-зимнем режиме.

При определении мощности котельной должны также учитываться мощности расходуемые на собственные нужды котельной и покрытия потерь в котельной и тепловых сетях.

Потребители тепла по надёжности теплоснабжения относятся:

1. К первой категории — потребители, нарушение теплоснабжение, которых связано с опасностью для жизни людей и со значительным ущербом народному хозяйству.

2. Ко второй категории — остальные потребители.

Перечень потребителей первой категории утверждает Министерство и Ведомство.

Котельные по надёжности отпуска тепла потребителям относятся:

1. К первой категории — котельные являющиеся единственным источником тепла системы теплоснабжения и обеспечивающие потребителей Й категории не имеющих индивидуальных резервных источников тепла.

2. Ко второй категории — остальные котельные.

Все котельные сооружаемые в северной строительной климатической зоне относятся к Й категории независимо от категории потребителей тепла.

Количество и единичную производительность котлоагрегата устанавливаемых в котельной следует выбирать по расчётной производительности котельной, проверяя режим работы котлоагрегатов для тёплого периода года, при этом в случае выхода из строя наибольшего по производительности котла котельной Й категории оставшиеся должны обеспечивать отпуск тепла потребителям Й категории:

1. на технологическое теплоснабжение и системы вентиляции в количестве определяемом минимальной допустимой нагрузкой.

2. на отопление и ГВС в количестве определяемом режимом наиболее холодном месяце.

В котельной ГУП ФАПК установлены следующие типы котлов:

1. ДКВР 10−13 — 2 шт.

2. ДЕ 10−14ГМ — 1 шт.

Техническая характеристика котлов:

1. Номинальная производительность: 10 т/ч,

2. Температура пара: насыщенный,

3. Температура питательной воды: 100 о С,

4. Площадь поверхности нагрева:

  • радиационная: 47,9 м 2 , (39,02 м2 ),
  • конвективная: 229,1 м 2 , (110 м2 ),
  • общая котла: 277 м 2 , (149,02 м2 ),

5. Объём: — паровой: 2,63 м 3 ,

  • водяной: 9,11 м 3 ,

6. Запас воды в котле при видимых колебаниях уровня в водоуказательном стекле 80 мм.: — 1,07 м 3 ,

  • 5,8 мин,

7. Видимое напряжение парового объёма: 545 м 3 /(м3 ?ч),

8. Живое сечение для прохода газов: — в котельном пучке: 1,28 м 3 ,

9. Температура газов за котлом: — газ: 295 о С, (273 о С),

  • мазут: 320 о С, (310 о С),

10. Расчётное КПД: — газ: 91,8%, (92,1%),

  • мазут: 89,5%, (90,99%),

11. Расчётное газовое сопротивление: — газе и мазуте при номинальной нагрузке: 300 Па, (1,96 кПа),

  • газе и мазуте при повышенной на 30% нагрузке: 500 Па,

12. Длина цилиндрической части барабана: — верхнего: 6325 мм,

  • нижнего: 3000 мм,

13. Расстояние между осями барабанов: 2750 мм,

14. Диаметр и толщина стенки передних опускных труб: 159×4,5 мм,

15. Количество труб экранов: — боковых: 29×2 = 58 шт,

  • фронтового: 20 шт,
  • заднего: 20 шт,

16. Количество кипятильных труб: — по оси барабана 27 + 1 шт,

  • по ширине котла 22 шт,

17. Общее количество кипятильных труб: 594 шт.

18. Габаритные размеры:

  • длина котла в тяжёлой обмуровке: 6860 мм, (6530 мм),
  • ширина котла в тяжёлой обмуровке: 3830 мм, (4300 мм),
  • высота котла от пола до оси верхнего барабана: 5715 мм,
  • высота котла от пола до патрубков на верхнем барабане 6315 мм, (5050 мм),

19. Масса котла в объёме заводской поставки: 15,9 ч 18,8 т, (13,62 т).

Примечание: в скобках технические характеристики котла марки ДЕ 4−14.

При летнем режиме теплоснабжения потребителей будет обеспечено одним котлом, который будет загружен на 96% (9,56 т/ч).

При режиме наиболее холодного месяца в работе находятся два котла, вырабатывая 18,48 т. пара в час, при этом один котёл находится в резерве и в случаи выхода из строя одного из работающих котлов его можно использовать для пароснабжения потребителей.

Насосы

Питательные насосы

Для питания котлов устанавливают не менее двух насосов, из которых один должен быть с электроприводом, а другой — с паровым приводом. Производительность одного насоса с электроприводом должна составлять не менее 110% номинальной производительности всех рабочих котлов. При установке нескольких насосов с электроприводами их общая производительность должна составлять также не менее 110%.

Производительность насосов с паровым приводом должна быть не менее 50% номинальной производительности котлов. Можно устанавливать все питательные насосы только с паровым приводом, а при двух или нескольких источниках питания электроэнергией — только с электрическим приводом. Насосы с паровым приводом потребляют от 3 до 5% вырабатываемого пара, поэтому их используют как резервные.

Выхлопной пар поршневого прямодействующего насоса удаляется в атмосферу. Если этим паром подогревают воду в особом теплообменнике, то конденсат выбрасывают. В котёл его возвращать нельзя, так как он загрязнён маслом, а плёнка масла на трубках ухудшает теплопередачу. В крупных установках используют паротурбонасосы, конденсат их выходного пара маслом не загрязнён, поэтому его можно направлять в котёл. Инжекторы для питания котлов в отопительно-производственных котельных непригодны, так как они плохо засасывают горячую воду.

Производительность насосов определяется по формуле, т/ч:

z — число котлов, шт,

k — коэффициент запаса (1,1 для насосов с электроприводом и 0,5 с паровым приводом).

D макс — максимальный расход питательной воды, т/ч,

D к — расход пара при номинальной нагрузке, т/ч,

G п.р. — количество продувочной воды при номинальной нагрузке, т/ч, т/ч, т/ч.

Напор насоса, м. вод. ст.:

Р к — избыточное давление в котле, кгс/см2 ,

Р д — избыточное давление в деаэраторе, кгс/см2 ,

Н э -сопротивление экономайзера по воде, м. вод. ст.,

Н г — геометрическая разность уровней воды в барабане котла и деаэратора, м.

м. вод. ст.

В данной котельной установлены 3 подпиточных насоса марки ЦНСГ-38, два из которых являются резервными. Данный насос установлен на нулевой отметке котельной (2 этаж), который подаёт питательную воду с температурой около 104 о С из деаэратора установленного на отметке 6.000 м (третий этаж).

Техническая характеристика насоса ЦНСГ-38:

1. Производительность: 38 м 3 /ч,

2. Напор: 198 м. вод. ст.,

3. Электродвигатель: — мощность: 37 кВт,

  • частота: 3000 об/мин,

4. Температура рабочей среды: 105 о С,

5. Габаритные размеры: 1407×430×420 мм,

6. Масса: 321 кг.

Конденсатный насос

т/ч.

Напор конденсатного насоса определяется геодезической заразностью конденсатного насоса и бака горячей воды, а также сопротивлением сети (всасывающих и нагнетательных линий).

В случае ели конденсат направлялся бы в деаэратор, то нужно учесть избыточное давление в деаэраторе:

м. вод. ст.

В котельной установлен один конденсатный насос марки К50−32−125. Данный насос установлен на отметке -4,600 м (первый этаж) и подаёт конденсат в бак горячей воды установленный на отметке 6 м (третий этаж).

Техническая характеристика насоса К50−32−125:

1. Производительность: 12,5 м 3 /ч,

2. Напор: 20 м. вод. ст.,

3. Электродвигатель: — мощность: 2,2 кВт,

  • частота: 2900 об/мин,

4. Габаритные размеры: 792×300×315 мм,

5. Масса: 80 кг.

Сетевой насос системы отопления и вентиляции, Госгортехнадзора РФ

Напор развиваемый сетевым насосом выбирается в зависимости от требуемого напора у потребителя и сопротивлением сети.

В котельной установлено два сетевых насоса марки 6НДВ-60, один из которых резервный.