86356

Транспортабельная котельная установка

Дипломная

Энергетика

Транспортабельные котельные установки» на котлах пульсирующего горения являются реактивным (из-за пульсирующего горения) оружием коммунальной реформы ввиду малых габаритов и малой стоимости из-за уличного размещения котлов.

Русский

2015-04-05

1.82 MB

4 чел.

Транспортабельная Котельная установка

                                   Содержание

1. Задание на выполнение дипломного проекта

2. Общая часть

2.1. Введение

2.2. Общие сведения о проекте

2.3. Техническое описание водогрейного  котельного агрегата кВа-П-  120Гн    

2.3.1. Назначение

2.3.2. Технические характеристики

2.3.3. Состав

2.3.4. Устройство и работа котла

2.4. Контрольно-измерительные приборы

2.5. Качество питательной воды

3. Тепломеханический расчет транспортабельной установки

3.1. Основные данные

3.2. Тепловая схема

3.2.1. Общее положение

3.2.2. Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной с коте-льными агрегатами  кВа-П-120Гн  для закрытой системы теплоснабжения

3.2.3. Расчет тепловой схемы котельной с водогрейными  котельными агрегатами кВа-П-120Гн  для закрытой системы водоснабжения

3.3. Расчет параметров теплообменника ГВС

4. Выбор оборудования

4.1. Водоподготовка

4.1.1. Водоподготовка для системы отопления

4.1.2. Водоподготовка для ГВС

4.2. Насосы

       4.2.1. Сетевые насосы

4.2.2. Подпиточный насос

4.2.3. Рециркуляционный насос

4.2.4. Насос сетевой воды ГВС

      4.2.5. Циркуляционный насос ГВС

5. Гидравлический расчет трубопроводов

6. Вентиляция

7. Теплотехнический расчет

7.1. Исходные данные

7.2. Определение требуемого термического сопротивления  наружных ограждающих конструкций здания

7.3.Наружные стены

8. Расчет тепловоздушного баланса помещения котельной

8.1. Поступление тепла от технологического оборудования

8.2. Поступление тепла от электрооборудования

8.3. Поступление тепла от солнечной радиации

8.4. Определение количества тепла, теряемого в тепловых сетях

9.  Мероприятия по охране окружающей среды

9.1. Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

10. Внутренний водопровод и канализация

       11. Электротехническая часть

Газоснабжение

Автоматизация

Экономика

Технология и организация производства

Охрана труда и экология

Энергосбережение

Спецификация

Приложение

Литература

       2. Общая часть

2.1. Введение

Использование газа в народном хозяйстве позволяет интенсифицировать и автоматизировать производственные процессы в промышленности и сельском хозяйстве, улучшить санитарно-гигиенические условия труда в производстве и в быту, оздоровить воздушные бассейны городов.

Малая стоимость газа в сочетании с удобствами его транспорта и отсутствием необходимости складского хранения, обеспечивает высокий экономический эффект замены других видов топлива газовым.

Развитие добычи природного газа позволяет широко развернуть работы по газификации городов и поселков нашей страны на Федеральном и Республиканском уровне.

Природный газ по сравнению с другими видами топлива, обладает следующими преимуществами:

  •  высокой удельной теплотой сгорания;
  •  удобством и легкостью транспортировки по газопроводам на большие расстояния;
  •  низкой себестоимостью добычи, а следовательно и низкой стоимостью по сравнению с другими видами топлива.

В условиях коммунальной реформы и новых экономических отношений, требующих максимального снижения стоимости  вырабатываемой и транспортируемой тепловой энергии, вопросы разработки принципиально новых энергосберегающих технологических схем, применение материалов и оборудования, повышение качества выполняемых работ при реконструкции и новом строительстве источников теплоснабжения требуют нового нетрадиционного подхода и новых решений. В случаях когда централизованное теплоснабжение невозможно из-за отсутствия и удаленности трубопроводов тепловых сетей.

Уделяется особое внимание «Транспортабельным котельным установкам блочно модульного-исполнения», которые необходимы для небольших объектов как в городской, так и в сельской местности.

« Транспортабельные котельные установки» на котлах пульсирующего горения являются реактивным (из-за пульсирующего горения) оружием коммунальной реформы ввиду малых габаритов и малой стоимости из-за уличного размещения котлов.

« Транспортабельные котельные установки» предназначены для отопления и горячего водоснабжения объектов производственного, административного, культурно-бытового назначения: школ, больниц, жилых домов, спортивных залов и т.д.

Характерными особенностями этих «Блочно-модульных котельных» ( в дальнейшем ТКУ) является:

  1.  Максимальная приближенность к объекту теплоснабжения, что резко сокращает затраты на теплоснабжение и эксплуатацию инженерных сетей.
  2.  Отсутствие значительных капитальных затрат и времени на строительство здания под котельную.
  3.  Простое и удобное решение вопроса при децентрализации теплоснабжения.
  4.  Минимальные сроки ввода в эксплуатацию с момента начала строительно-монтажных работ.
  5.  Минимальные затраты при монтаже и пуске.
  6.  Легко перемещаются на место эксплуатации железнодорожным, водным, автомобильным или воздушным транспортом.

Данный дипломный проект «Транспортабельная котельная установка на котлах пульсирующего горения КВа-П-120Гн» разработан на основании задания ОАО «КЗГО» г.Камбарки с перспективой внедрения в производство.

2.2. Общие сведения о проекте

Транспортабельная котельная установка представляет собой комплекс полной заводской готовности, включающей основное и вспомогательное оборудование, размещенное в блочном модульном здании, имеющем облегченные теплоизолирующие ограждающие конструкции из трехслойных панелей типа «сэндвич»,газорегуляторная установка и  котельные агрегаты КВа-П-120Гн размещены на открытой площадке  вне здания.

Транспортабельная котельная установка автоматизированная, не требует постоянного присутствия обслуживающего персонала. Осуществление контроля за работой котельной возможно с диспетчерского пункта.

ТКУ предназначена для отопления и горячего водоснабжения объектов имеющих закрытую систему отопления.

Теплоноситель     сетевая вода.

Температура прямой сетевой воды на выходе из теплогенерирующей установки – t'c = 95 °С

Температура обратной сетевой воды на входе в теплогенерирующую установку – t"c = 70 °С

Температура воды ГВС на выходе из подогревателя –    t'гвс = 60°C

Температура воды ГВС на входе в подогреватель -  t"гвс = 5°C

Рабочее давление воды, не более:

  •  в системе отопления – 0,6 МПа
  •  в системе ГВС – 0,4 МПа

Необходимый напор на выходе из ТКУ

для тепловой сети –  H = 40 м

               для ГВС -  H = 25м

Водоснабжение котельной – от хозяйственно-питьевого водопровода по ГОСТ 2874-82. «Вода питьевая»

Тепловые нагрузки приняты следующие:

  •  Общая – 0,48 МВт
  •  Отопление и вентиляция – 0,339 МВт
  •  Горячее водоснабжение – 0,127 МВт
  •  -на собственные нужды – 0,014 МВт

Вид топлива:

  •  основной – природный газ Уренгойского месторождения газопровода Уренгой-Центр-Азия с теплотворной способностью Qрн=35,73кДж/нм3.

давление газа на вводе в ТКУ (перед ГРУ) – 0,3 МПа

  •  резервное топливо – заданием не предусмотренно.

Климатические данные приняты для п.Ува Удмуртской Республики:

Расчетная температура наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 : t = -34°C

Средняя температура отопительного периода: tср = - 4,7°C

Продолжительность отопительного периода: Zот.пер. = 237 суток.

2.3 Техническое описание установки котельного агрегата КВа-П-120Гн.

2.3.1. Назначение.

Котельного агрегата предназначен для теплоснабжения зданий и сооружений, оборудованных системами водяного отопления с принудительной циркуляцией. По своей эффективности, безопасности и принципиально новой технологии выработки тепла котлы не имеют аналогов в России и СНГ, являются одним из наиболее технологичных образцов современной теплоэнергетики. Конструкция котла является полносборной моноблочной, поставляемой заводом-изготовителем на места установки в сборном виде, включая схемы автоматики и присоединительные газоходы.

Новизна котлов заключается в принципе их работы, основанном на периодическом объемном (безфакельном) сжигании топлива, а также в конструктивных особенностях, главные из которых – отсутствие горелки как отдельного изделия, дымососа, механически движущихся частей ,т.е.котел представляет собой котельный агрегат полной заводской готовности.

2.3.2 Технические характеристики

Технические характеристики приведены в таблице:

                                                                                               Таблица 1

Наименование показателей и

единицы измерения

КВа-П-120Гн

1

2

Показатели функциональной и технической эффективности

Номинальная теплопроизводительность, кВт

120±7%

Диапазон регулирования среднечасовой теплопроизводительности,  %

40…100

                                                                                     

                                                                                    Продолжение табл. 1

1

2

Вид топлива

природный газ по ГОСТ 5542-87

Присоединительное давление топливного

газа,                                                               кПа

                                                            мм.вод.ст

2,2±0,3

220±30

Рабочее давление воды,                            МПа

                                                                 кгс/см2

0,35…0,6

3,5…6

Максимальная температура воды на выходе котла, ˚С, не более

115

Минимальная температура воды на входе котла, ˚С, не менее

60

Расход воды при номинальной производительности, м3/ч 115-70 (95-70) ˚С

9,51 (17,00)

Гидравлическое сопротивление котла при температурном перепаде  20˚С

м.вод.ст.,                                               не более

0,6

Температура уходящих газов при температуре воды на входе котла  70˚С,      ˚С

160…170

Коэффициент избытка воздуха за котлом,

не более

1,25

Электропитание

однофазное 220В±10%, 50±1 Гц

Установленная мощность электро. потребления,                                          кВт

0,04

                                                                                      Продолжение табл. 1

1

2

Конструктивные и массовые показатели

Габаритные размеры,                            мм

                                   Длина

                                   Ширина

                                   Высота

450

450

2100

Масса, кг,            не более

220

Площадь сечения дымовой трубы,  см2,

не менее

0,005(80)

Показатели надежности

Полный срок службы, лет,   не менее

15

Установленная безотказная наработка,  ч.,

не менее

10000

Расчетное количество пусков

20000

Показатели эргономичности

Температура наружных изолированных поверхностей при температуре окружающей среды  25˚С,  ˚С,  не более

35

Уровень звука на расстоянии 1 м от фронта котла, дБа, не более

80

Показатели ресурсосберегающие

Удельное потребление электроэнергии при эксплуатации кВт/МВт, не более

0,3

КПД котла при температуре воды на входе в котел 70˚С,  %,    не менее

93

                                                                                     

                                                                                     Продолжение табл. 1

1

2

Расход природного газа с низшей теплотворной способностью 7920 ккал/м3, м3/час(8500 ккал/нм3, нм3/час), не более

14,2 (13,2)

Показатели экологичности

Удельные выбросы вредных веществ в расчете на объем сухих уходящих газов при  α = 1 и нормальных физических условиях

(0˚С и 101 кПа).Соответствуют требованиям международного стандарта ”Голубое пламя”:

моно оксид углерода, мг/м3, не более

30

оксиды азота (в пересчете на NO2), мг/м3,     не более

50

Показатели безопасности

Автоматическое отключение топливного газа в аварийных ситуациях обеспечивается блоком автоматического контроля и управления

       2.3.3 Состав

Состав котла в сборе приведен в табличной форме.

                                                                                                     Таблица 2

Наименование

Кол-во в котле

Примечание

КВа-П-120Гн

1

2

3

Механические части

Котел в сборе,

          в том числе

1

-вентиляторный узел

1

-датчик уровня воды

1

  Продолжение табл.2

1

2

3

Электрооборудование

Вентилятор

1

Входят в состав вентиляторного узла

Свеча А-17ДВ

(хромированная)

1

Входит в состав свечного узла

Блок БАК ТСВИ.301119.015

1

Блок БАУ ТСВИ.301119.016

Поставляется по отдельному заказу

Извещатель ИО 102-4

2

Входят в состав датчиков горения и продувки

Датчик ДГ1 ТСВИ.406231.001

Датчик горения

Катушка зажигания Б117А

1

Высоковольтный автомобильный провод нихромовый (2кОм/м), длиной 400…500мм

1

Клапан электромагнитный

КЭГ 20.00.000

1

       

 

Схема котельного агрегата     КВа-П-120Гн

                                       рис.

    1.Камера сгорания (I проход)                   

        2.Змеевик камеры сгорания

    3.Рессивер газовый

    4.Вентилятор продувочный

    5.Клапан мембранный воздушный

    6.Рессивер воздушный

     7.Клапан мембранный газовый

     8.Свеча запальная

   9.КаналII прохода

   10.Канал III прохода (выхлопной рессивер)

   11.Стакан водяной

   12.Клапан эл.магнитный газовый

   13.Клапан воздушный

   14.Дымоход

   15.Отверстие Орифиса

       

       2.3.4. Устройство и работа котла.

2.3.4.1 Устройство котла основано на использовании принципа пульсирующего горения. Камера сгорания котла (1) совместно с каналом  II прохода (9) образуют объемный акустический резонатор (типа резонатора Гельмгольца). Для периодической подачи топливного газа и воздуха для горения в камеру сгорания служат мембранные клапаны: воздушнопульсирующий (5) и газопульсирующий (7), расположенные в ресиверных камерах (6) и (3) соответственно. Дымовые газы из канала II прохода поступают в канал III прохода (выхлопной) ресивер. Для включения и отключения подачи топливного газа служит отсечной клапан (12). Для продувки камеры и дымогарных труб перед розжигом служит вентилятор (4). Для первичного воспламенения используется электрозапальная свеча (8).

Камера сгорания (1) представляет собой змеевик (2) из трубы по которому движется нагревается вода (теплоноситель) со скоростью более 1,5 м/c,канал II прохода организован наружной поверхностью змеевика (2) камеры сгорания (1) и внутренней поверхностью водяного стакана (11) по которому теплоноситель движется  по спирали с той же скоростью ,что и змеевике.

2.3.4.2 Розжиг котла. Розжиг котла происходит автоматически. При получении команды «нагревание» включается продувочный вентилятор (4) на 30 секунд. После этого происходит подача напряжения на свечу (8) и через 1 и5 секунд на соленоид газового клапана (12). Происходит первая вспышка газовоздушной смеси, приводящая к кратковременному повышению давления в камере (1) и возникновению акустических волн в резонаторе состоящем из камеры сгорания (1) и канала II прохода (9). Пульсирующие клапаны (5) и (7) являются мембранными обратными клапанами. Они приходят в закрытое состояние, когда давление в камере (1) превышает давление в ресиверах (3) и (6). При этом дальнейшее поступление газа и воздуха в камеру сгорания приостанавливается. Дымовые газы под избыточным давлением выходят из камеры сгорания через канал II прохода в канал III прохода в выхлопной ресивер (10) и далее через дымоход выхлопа (14) в окружающую среду. Через определенное время (около 25мсек.) давление в камере вновь снижается и пульсирующие клапаны открываются, впуская очередную порцию газа и воздуха, и цикл повторяется. Устанавливается периодический (колебательный) процесс, именуемый пульсирующим горением. Частота этого процесса составляет примерно 85-96 Гц.

2.3.4.3 Работа котла в автоколебательном режиме. После установления процесса пульсирующего горения вентилятор и электроподжиг отключается. Всасывание воздуха происходит благодаря периодическим полуволнам разрежения, а повторное воспламенение свежих порций газовоздушной смеси осуществляется остаточным пламенем, которое постоянно присутствует в зоне завихрения (на свечном конце камеры сгорания). Пульсирующее горение может происходить неограниченное время, пока не будет прекращена подача топливного газа.

2.3.4.4 Система старт-стопного регулирования. При достижении нагреваемой водой заданной, максимальной температуры подача топливного газа прекращается. Котел гаснет, вода начинает остывать. При остывании воды до заданной, минимальной температуры цикл розжига котла и горение снова повторяются. Таким образом, в старт-стопном режиме, поддерживается необходимая температура воды и обеспечивается необходимая среднечасовая теплопроизводительность котла.

2.3.4.5 Все необходимые режимы работы, в том числе: розжиг котла, поддержание заданной температуры воды, индикация информации о состоянии котла, обеспечение безопасности и выдача сигнала «ТРЕВОГА» при возникновении внештатных ситуаций обеспечиваются электрооборудованием котла.

2.3.4.6 Основным элементом управления котлом является блок автоматического контроля.

Входной информацией для блока автоматического контроля является состояние датчиков горения, продувки, уровня, давления и температуры воды. На основании анализа входных данных блок включает необходимый режим работы котла, выдавая последовательность управляющих сигналов на вентилятор, узел зажигания и газовый клапан.

2.3.4.7 Для обеспечения безопасности блок автоматического контроля прекращает подачу топливного газа в котел при обнаружении в процессе анализа входных данных нештатных ситуаций.

Запуск не производится или процесс подачи газа прекращается в следующих ситуациях:

-перебои в электроснабжении (сигнал «ТРЕВОГА» не выдается);

-перегрев воды;

-отсутствие достаточного уровня или давления воды;

-неисправность датчиков температуры;

-засорение воздуховодов или канала выхлопа.

При пропадании напряжения во время подготовки к пуску или во время горения работа всех устройств приостанавливается, а после восстановления питания автоматически возобновляется. Если прекращение энергоснабжения повлекло местный перегрев теплоносителя из-за остановки циркуляционного насоса, то возобновление работы котла произойдет после снижения температуры до установленного нижнего значения.

Кроме того, прекращаются попытки розжига после установленного числа неудачных попыток (не более 5).

При выдаче сигнала «ТРЕВОГА» дальнейшая работа схемы возможна только с помощью ручного перезапуска после устранения причин, вызвавших нештатную ситуацию.

2.3.4.8 Все органы ручного управления котлом и элементы индикации расположены на лицевой панели блока автоматического контроля. Более подробная информация о блоке и его работе приведена в эксплуатационной документации блока.

2.3.4.9 Для автоматического регулирования температуры воды в системе отопления в зависимости от температуры воздуха на улице схемой котла предусмотрено использование блока автоматического управления (БАУ). Один блок БАУ ТСВИ.301119.016 обеспечивает такое регулирование в группе до 6 котлов.

Поставка блока БАУ осуществляется по отдельному заказу.

     2.3.4.10 Применение на входе котла специальных датчиков давления, отключающих подачу газа при выходе давления газа за допуск, необязательно.

Если давление газа не соответствует необходимому в момент розжига, то запуск пульсирующего горения физически невозможен и после заданного числа попыток розжига блок автоматического контроля остановит отработку циклограммы и подаст сигнал «ТРЕВОГА». Если давление газа в питающем газопроводе выйдет за допуск во время горения, то в случае превышения давления работа котла прекратится, а в случае снижения продолжит безопасную работу с теплопроизводительностью ниже номинальной.

2.4. Контрольно-измерительный приборы

Таблица 3

Измеряемый параметр

Тип прибора, техническая характеристика

Место установки

Примечание

1

2

3

4

Давление газа

Топливо

Манометр

НП 100 МС 0250мм.вод.ст.

Газовый узел

Датчик реле давления GW 50A6

--//--

Высокое

Датчик реле давления GW 50A6

--//--

Низкое

Температура воды на входе в котлоагрегат

Вода

Манометр стеклянный технический прямого исполнения с длиной верхней части 240мм и нижней части 103мм, шкала 0…1200С ТТП1.240.103

ГОСТ 27544-87

Патрубок входной

                                                                                Продолжение таблицы 3

Температура воды за котлоагрегатом

Термометр стеклянный технический прямого исполнения с длиной верхней части 240мм и нижней части 103мм,

шкала 0…1200С ТТП1.240.103

ГОСТ 27544-87

Патрубок выхода воды из котлоагрегата

Термометр сопротивления ТСМ 1088-028-44 гр 50м ТУ 22-0879, 228-80

--//--

В комплекте блока автоматики БАК

Датчик реле температуры ТАМ 103-03 ТУ 25-7301.0034-88

--//--

Давление воды на выходе из котлоагрегата

Манометр электроконтактный 0-1МПа

исп. IV, ДМ 2010

             IP 54

ГОСТ 2405-88

Патрубок выхода воды из котлоагрегата

2.5 Качество питательной воды

Качество сетевой и подпиточной воды должно соответствовать требованиям СНиП 11-35-76 «Котельные установки».

-общая жесткость, мкг-экв/л

до 200

-карбонатная жесткость, мкг-экв/л

до 700

-содержание растворенного кислорода, мкг/л

до 50

-содержание взвешенных частиц, мкг/л

до 5

-концентрация свободной углекислоты

не допускается

-значение РН при 250С

от – 6,5…8,5

      

   

 3. Тепломеханический расчет транспортабельной котельной  установки.

3.1. Основные данные.

В соответствии с заданием ОАО «КЗГО», проектом разработана транспортабельная котельная установка полной заводской готовности на 4-х водогрейных котлах КВа-П-120Гн, выпускаемых в г.Камбарка  заводом ОАО «КЗГО».

Котельная предназначена для отопления и горячего водоснабжения объектов производственного, административного, культурно-бытового назначения и жилых домов.

В качестве топлива в котельной принят природный газ Уренгойского месторождения, используемый для газоснабжения в п.Ува с теплотой сгорания Qнр = 35,73 мДж/н.м3.

В качестве исходной и подпиточной воды принята вода хозяйственно-питьевого водопровода, соответствующая ГОСТ 2874-85 «Вода питьевая» и отвечающая требованиям СНиП II-35-76.

Температурный график отпуска воды потребителям тепла на нужды отопления и вентиляции 95-70 оС.

Котельная автоматизирована, предназначена для работы без постоянного обслуживаемого персонала. Предусматривается регулирование температуры теплоносителя на выходе из котельной в зависимости от температуры наружного воздуха.

Для системы горячего водоснабжения предусматривается два подогревателя, каждый из которых рассчитан на 50 % нагрузки.

Для измерения контроля и учета тепловой энергии, температуры и давления теплоносителя , горячеого и холодного водоснабжения предусматривается установка теплосчетчиков типа «ТСР» ЗАО «Взлет» г.С.-Петербург.

Теплочетчик выполняет следующие функции:

а) Измерение, вычисление и индикацию технологических параметров:

- время наработки и время останова (час);

- количество полученной тепловой энергии, Гкал;

- тепловая мощность, Гкал/час;

- температура теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах,˚С;

- текущего расхода теплоносителя по подающему и обратному

 трубопроводам, т/ч;

- количество теплоносителя по подающему и обратному трубопроводам, т/ч;

- давление теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах, МПа.

б) Архивирование в энергозависимой памяти результатов измерения, вычисления и параметров функционирования.

К установке принимается теплосчетчик – регистратор «Взлет ТСР» в составе:

- на подающем, обратном трубопроводах – первичные преобразователи расхода электромагнитные – ЭРСВ-410;

- преобразователи температуры платиновые КТПТР-05, ввинчиваемые с защитными гильзами для их установки;

- преобразователь давления КРТ;

- тепловычислитель.

 Характеристика трубопроводов :

-Давление в подающем трубопроводе  - 41м.в.ст.

-Давление в обратном трубопроводе   -20 м.в.ст

-Температура в подающем трубопроводе – 950С

-Температура в обратном трубопроводе – 70 0С

- Схема присоединения отопления  -зависимая

-Диаметр подающего трубопровода Т1 -89х4,0мм

-Диаметр обратного трубопровода Т2– 89х4,0мм

-Диаметр подающего трубопровода ГВС Т3 – 48х3,5мм

-Давление Т3 -25 м.в.ст.

- Диаметр циркуляционного трубопровода ГВС Т4 - 48х3,5мм

- Диаметр трубопровода исходной воды В1 - 48х3,5мм

- Давление В1 – 30 м.в.ст.

          

       3.2. Тепловая схема.

3.2.1. Общее положение.

1. Расчет тепловой схемы участка производится с целью определения расхода воды для отдельных узлов при характерных режимах работы котельной и составление общего материального баланса воды.

Расчетом определяются температура различных потоков воды (сетевой, подпиточной, сырой, умягченной).

2. На расчетной тепловой схеме котельной указываются направления основных потоков теплоносителей, их расходы и параметры.

3. Результаты расчетов являются исходными данными для расчета и выбора оборудования отдельных узлов тепловой схемы и основных трубопроводов котельной.

4. Расчет тепловой схемы выполняется в рекомендуемой последовательности. Исходные данные занесены в таблицу, составленную по определенной форме.

5. Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной ведется для следующих режимов:

максимально зимнего при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления и вентиляции;

зимних режимов при текущих температурах наружного воздуха с интервалом 5˚С (начиная от расчетной температуры наружного воздуха, значения текущих температур кратны пяти);

зимнего режима при температуре наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды.

6. Тепловой схемой предусмотрен отпуск потребителям воды с температурой 95-70 оС.

7. Нагрузка горячего водоснабжения принимается постоянной, не зависящей от температуры наружного воздуха как для отопительного, так и для летнего периода. Однако в летнее время расчетная нагрузка на горячее водоснабжение меньше, чем в отопительный период, так как расчетная температура холодной воды, поступающей из водопровода зимой, принимается t = +5˚С, а летом t = +15˚С. Следовательно, расход теплоты на горячее водоснабжение в летнее время по отношению к расходу теплоты  в течение отопительного периода (при температуре воды, поступающей на горячее водоснабжение из котельной  tгвс = 60˚С) составит:

Qгвсл / Qгвсз = (60-15) / (60-5)  = 0,82

Так как давление в водопроводе В1 30 м установка повысительного насоса не требуется.

Для восполнения потерь в тепловых сетях производится периодическая подпитка.

Подпитка сети предусмотрена от водопровода. При давлении в системе водопровода недостаточном при заполнении системы теплоснабжения подпитка осуществляется подпиточными насосами.

Котлы оборудованы дренажной системой с выводом дренажного трубопровода из котельной.

 


                                                       

                                                      3.2.2. Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной

с водогрейными котлами кВа-П-120Гн  для закрытой системы теплоснабжения.

              Таблица 4

№ поз. исх. данных

Наименование

Обозна-чение

Едини-цы из-мерения

Расчетные режимы

Примечание

max зимнее

при tн в точке излома

зимнее при tн.в  интервалом 5 оС

1

2

3

4

5

6

7

8

И01

Максимальный часовой отпуск тепла котельной установки.

Qmax

мВт

0,48

И02

Номинальная производительность 1-го котла

Qкном

мВт

0,120

0,120

0,120

По данным за-вода-изгот-ля

И03 

Отпуск тепла на отопление и вентиляцию

Qов

мВт

0,339

И04

Отпуск тепла на горячее водоснабжение

Qгвс

мВт

0,127

0,127

0,127

И05

Отпуск тепла на собственные нужды котельной

Qс.н.

мВт

0,014

0,014

0,014

И06

Максимальная температура прямой сетевой воды

t1 max

оС

95

70

И07

Максимальная температура обратной сетевой воды

t2 max

оС

70

54,9

И08

Расчетная температура наружного воздуха

tн

оС

- 34

-0,884

СНиП23.-01.-99

И09

Температура воздуха внутри отапливаемых помещений

tв

оС

20

20

20

СНиП 2.08.01.-85

             

 Продолжение табл. 4

1

2

3

4

5

6

7

8

И10

Температура подпиточной воды

t

оС

5

5

5

И11

Удельный объем воды в системе теплоснабжения

(34,5-43,1м3/мВт)

qсис

Т

16,8

16,8

16,8

Методич.указ. по определ. расхода т-ва

И12

Коэффициент снижения утечек в системе теплоснабжения

Кут

-

1

1

1

И13

Температура обратной сетевой воды на выходе в котел

tк2

оС

70

70

70

По решению ОАО «КЗГО»

И14

Вид топлива

Газ природный ГОСТ 5642-87

        3.2.3. Расчет тепловой схемы котельной с водогрейными котлами кВа-П-120Гн для закрытой системы теплоснабжения

                                                                                                                                                                                                      Таблица 5

№ позиции расчета

Наименование

Обозначение

Единицы

измерения

Расчетная формула

для зимнего режима

Расчетный режим зимний

max

-34°

t н     в точке излома

-25

-20

-15

-10

-5

0

+5

+10

Летний

+22.4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Р01

Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды

t н изл

°C

tвн –0,354(t вн-t н р)

-

-0,884

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Р02

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

Ков

-

(tвн-tн)/(tвн-tн р)

1

0,387

0,83

0,74

0,065

0,55

0,46

0,37

0,28

0,19

-

Р03

Расчетный отпуск тепла на отопление и вентиляцию

Qов

мВт/ч

Qо.в × Ков

0,339

0,21

0,28

0,25

0,22

0,19

0,16

0,12

0,09

0,06

-

Р04

Расчетный отпуск тепла на горячее водоснабжение

Qгвс

мВт/ч

Qгвс

0,127

0,127

0,127

0,127

0,127

0,127

0,127

0,127

0,127

0,127

0,127

Р05

Расход теплоты на собственные нужды котельной

Qс.н.

мВт/ч

0,03 × Qобщ

0,014

0,014

0,014

0,014

0,014

0,014

0,014

0,014

0,014

0,014

-

Р06

Значение коэффициента Ков в степени 0,8

Ков0,8

-

-

1

0,468

0,862

0,786

0,708

0,619

0,587

0,451

0,361

0,265

-

Р07

Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной

t1

°C

См. график

95

54

84,4

78,4

72,3

66

59,5

52,9

45,9

38,5

-

Р08

Температура обратной сетевой воды на входе в котельную

t2

°C

См. график

70,0

45,2

63,6

59,9

56,1

52,1

47,9

43,6

39

33,9

-

Р09

Суммарный отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

Qобщ

мВт/ч

Qов+ Qгвс+ Qс.н.

0,48

0,35

0,421

0,391

0,361

0,331

0,301

0,261

0,231

0,201

0,128

Р10

Расчетный часовой расход сетевой воды: отопление, вентиляция

Gо.в

Т/ч

Qов×3600/(Св(t1-t2))

11,65

11,65

11,65

11,65

11,65

11,65

11,65

11,65

11,65

11,65

-

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Р11

Расчетный часовой расход сетевой воды: горячее водо-снабжение

Gгвс

Т/ч

Qгвс×3600/(Св(t1-t2))

4,36

4,36

4,36

4,36

4,36

4,36

4,36

4,36

4,36

4,36

4,36

Р12

Расчетный часовой расход сетевой воды на собственные нужды котельной

Gс.н.

Т/ч

Qсн×3600/(Св(t1-t2))

0,48

0,48

0,48

0,48

0,48

0,48

0,48

0,48

0,48

0,48

-

Р13

Расчетный часовой расход сетевой воды общий

Gобщ

Т/ч

Gобщ= Gо.в+ Gгвс+ Gсн

16,49

16,49

16,49

16,49

16,49

16,49

16,49

16,49

16,49

16,49

4,36

Р14

Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети

Gут

Т/ч

(0,02÷0,025) ×Gов

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,33

0,09

Р15

ГВС повысительный

Gп

Т/ч

Qп×3600/(Св(t3-t4))

1,98

1,98

1,98

1,98

1,98

1,98

1,98

1,98

1,98

1,98

1,98

Р16

Количество обратной сетевой воды (отопл.+вентил.)

Gсетобр

Т/ч

Gсет -Gут

16,10

16,10

16,10

16,10

16,10

16,10

16,10

16,10

16,10

16,10

4,27

Р17

Количество обратной сетевой воды без GГВС

GОБР

Т/

GОБРет GГВС

11,74

11,74

11,74

11,74

11,74

11,74

11,74

11,74

11,74

11,74

11,74

Р18

Количество работающих котлов (с округлением до ближайшего целого)

Nк р

-

Qобщ / Окном

4,0

3,0

4,0

4,0

3,0

3,0

3,0

3,0

2,0

2,0

1

Р19

Процент загрузки работающих водогрейных котлов

Кзагр

%

(Qобщ/Nкр×Qкном) × 100

100

97

88

81

100

92

84

73

96

84

108

Р20

Количество отключенных котлов

Nк о

-

Nкр(реж1max)-Nкр

0

1

0

0

1

1

1

1

2

2

3

Р21

Количество воды, пропускаемое через один водогрейный котел

Gв.к

Т/ч

Qобщmax×3600/(Св× (t1 max-t2 max) ×Nкр)

4,12

4,12

4,12

4,12

4,12

4,12

4,12

4,12

4,12

4,12

4,12

Р22

Количество воды, пропускаемое через работающие водогрейные котлы

Gв.к∑

Т/ч

Nкр ×Gв.к

16,50

16,50

16,50

16,50

16,50

16,50

16,50

16,50

16,50

16,50

4,36

Р23

Температура сетевой воды на выходе из котла

tк1

°C

tк2+(Qобщ×3600/(Св ×Gв.к∑))

95

95

95

95

95

95

95

95

95

95

95

Р24

Температура обратной сетевой воды перед сетевыми насосами

t3

°C

(t2×Gобр+tп×Gут)/ Gо.в+Gс.н

67,39

43,55

61,23

57,68

54,03

50,18

46,15

42,02

37,60

32,70

-

Р24

Количество воды на рециркуляцию перед котлами

Gр.ц

Т/ч

Gо.в+Gс.н.× ((tк2-t4)/(tк1-t4))

1,11

5,89

3,04

3,87

4,57

5,19

5,56

6,20

6,62

7,02

-

Р25

Количество воды на подмешивание

Gсм

Т/ч

Gо.в+Gс.н ×((tк1-t1)/(tк1-t3))

0

12,08

4,63

11,93

12,04

12,15

12,26

12,37

12,49

12,63

-


                                         Таблица 6

1

2

3

-13°

69,8

54,5

-14°

71,1

55,3

-15°

72,3

56,1

-16°

73,5

56,8

-17°

74,8

57,7

-18°

76,0

58,4

-19°

77,2

59,2

-20°

78,4

59,9

-21°

79,6

60,6

-22°

80,8

61,4

-23°

62,0

62,1

-24°

63,2

62,8

-25°

84,4

63,6

-26°

85,6

64,3

-27°

86,8

65,1

-28°

88,0

65,8

-29°

89,2

66,5

-30°

90,3

67,2

-31°

91,5

67,9

-32°

92,7

68,6

-33°

93,8

69,3

-34°

95,0

70

Температу-ра наруж-ного воз-духа tн, °С

Температу-ра прямой сетевой воды t1, °С

Температура обратной сетевой    воды t2, °С

1

2

3

+10°

38,5

33,9

+9°

39,8

34,7

+8°

41,5

36,0

+7°

42,43

37,0

+6°

44,5

37,9

+5°

45,9

39,0

+4°

47,3

39,9

+3°

48,8

40,9

+2°

50,1

41,8

+1°

51,5

42,7

52,9

43,6

-1°

54,2

44,5

-2°

55,6

45,4

-3°

56,9

46,3

-4°

58,2

47,1

-5°

59,5

47,9

-6°

60,8

48,8

-7°

62,1

49,6

-8°

63,4

50,4

-9°

64,7

51,3

-10°

66,0

52,1

-11°

67,2

52,9

-12°

68,5

53,7

График температур качественного регулирования тепловых сетей (п.Ува: температура воздуха в помещении 20˚С; расчетная на отопление температура наружного воздуха – 34˚С.

  

         3.3. Расчет параметров теплообменника ГВС

Приведенный расход нагреваемой воды при температуре на выходе из теплообменника th = 60˚С определяется по расходу теплоты на ГВС:

Gh = (3,6×Qmaxh)/ (c×(th – tс)),     кг/ч

где Qmaxh – расход теплоты на ГВС, Вт  (127000 Вт);

      с = 4,187 кДж/(кг˚С) – теплоемкость воды;

      tс = 5˚С – температура холодной воды;

      th = 60˚С – температура горячей воды;

Gh = (3,6×127000)/(4,187×(60-5)) = 1985  кг/ч

Температура сетевой воды принимается по температурному графику.

Расход греющей воды рассчитывается по формуле:

Gdh = (3,6× Qmaxh)/(с×(r1r3))

где Qmaxh – расход теплоты на ГВС, Вт  

      с = 4,187 кДж/(кг˚С) – теплоемкость воды;

      r1 = 95˚С – температура воды в подающей магистрали;

      r3 = 70˚С – температура воды в обратной магистрали.

   Gdh = (3,6×127000)/ (4,187×(95-70)) = 4367,81  кг/ч

      точка излома

Q=127,0 кВт

Gгр=4,368 т/ч

                       t1"=70

                                

                      t2=5

    Gн=1,985 т/ч

   

         t1=95

        t2"=60

Расчет теплообменника ГВС

Расчет пластинчатых теплообменников производится в два этапа: предварительный и компоновочный.

Предварительный расчет проводится для определения требуемой площади нагрева теплообменника, а компановочный расчет заключается в выборе схемы сборки пластин. Компоновочный расчет завершается, когда выполняется условие проверочного расчета.

Предварительный расчет.

1. Определяются теплофизические параметры греющего и нагреваемого теплоносителей: плотность ρ, кг/м3; коэффициент теплопроводности  λ, Вт/(м×К); теплоемкость   ср, Дж/(кг×К); коэффициент кинематической вязкости  ν, м2/с; число Прандтля  Рr. Перечисленные характеристики могут быть определены по таблицам воды на линии насыщения или по аппроксимирующим формулам. Характеристики определяются по средней температуре теплоносителя tср:

Греющая вода (с индексом ‘1’)

tсргр = (t1+t1)/2 ˚С

Нагреваемая вода (с индексом ‘2’)

tсрнагр = (t2+t2)/2      ˚С

2. Определяется среднелогарифмический температурный напор.

Δtср = (t1- t2) – (t1- t2)/ℓn((t1- t2)/(t1- t2)),    ˚С

3. Скорость движения в трубках принимается в пределах 0,3 – 0,4 м/с. Коэффициенты теплоотдачи  α = Nuλ/dэ, Вт/м2˚С

где Nu – число Нуссельта, определяется в зависимости от характера течения: ламинарного Re 50, турбулентного Re > 50,

    Nu = 0,135×Re 0,73×Pr 0,43(Pr/ Prcт)0,25 , если  Re > 50,

    Nu = 0,63×Re 0,33×Pr 0,33(Pr/ Prcт)0,25 , если  Re 50,

                         Re = V×dэ/ ν

где Pr – число Прандтля;

    dэ – эквивалентный диаметр канала, берется из паспортных данных теплообменника.

5. Коэффициент теплопередачи определяется по формуле:

К=, Вт/м2 0С

где δс / λс ≈ 0,000063; δ3 / λ3 ≈ 0,00011 термическое сопротивление стенки пластины и слоя загрязнения накипи.

6. Требуемая площадь теплообменника.

fа = Q / (kΔt), м2

По каталогу выбирается ближайший теплообменник. К установке принимается теплообменник с пластиной типа РС-02 (площадь пластины 0,2 м2; приведенная длина 0,533 м; площадь живого сечения 0,000792 м2; эквивалентный диаметр 0,004245 м).

Компоновочный расчет.

7. Вычисляется площадь живого сечения пакета пластин по греющему fп1 и нагреваемому fп2 теплоносителям:

fп = G / (V×ρ), м2

8. Вычисляется число каналов в пакете пластин по греющему m1 и нагреваемому m2 теплоносителям:

m = fn / f1  

где f1 – площадь живого сечения одного канала (из паспорта теплообменника).

9. Вычисляется число пластин в пакете по греющему n1 и нагреваемому n2 теплоносителям:

n = 2m 

10. Вычисляется площадь теплообменной поверхности пакета по греющему Fп1 и нагреваемому Fп2 теплоносителям:

Fп = F1×n,  м2

где F1 – площадь одной пластины (из паспорта теплообменника).

11. Вычисляется число ходов (пакетов) по греющему Х1 и нагреваемому Х2 теплоносителям:

Х = Fа / Fп

12. Принимается решение по компановке теплообменного аппарата: определяется число каналов в пакете m = m1= m2, число ходов Х1 и Х2. Если Х1 и Х2 отличается менее, чем на два раза, то принимается симметричная компановка: Х = Х12. При изменении числа ходов (принятого Хприн по сравнению с расчетным Храс) число каналов пересчитывается по формуле:

mприн = mрасХрасприн

13. Число пластин теплообменного аппарата:

nа = 2mХ+1

14. Фактическая площадь теплообменного аппарата:

Fф = nаF1, м2

15. Фактическая площадь живого сечения пакета:

fп = mf1, м2

16. Фактические скорости течения теплоносителей V1 и V2:

V = G / (ρfп), м/с

Принимая новые значения скорости высчитывают следующие фактические величины: α1 и α2, k, Fа.

17. Определяется запас по площади теплообменного аппарата.

18. Потери давления по греющему Δр1 и нагреваемому Δр2 теплоносителям:

Δр = ξ(ℓпр/dэ)(ρV2/2), Па

где: ξ – коэффициент местных сопротивлений, определяется по формуле:

     ξ = 19,3/Re 0,25 (турбулентное течение)

     ξ = 4863/Re (ламинарное течение)

    ℓпр – приведенная длина канала (паспорт теплообменника)

Результаты расчета сведены в таблицу.

Расчет теплообменника ГВС

                                                                                                      Таблица 7

Параметр

Значение

Параметр

Значение

1

2

3

4

ρ1, кг/м3

988,15

n2

4

Ρ2, кг/м3

994,84

Fп1, м2

1,28

λ1, Вт/(м×К)

0,6275

Fп2, м2

1,2

λ2, Вт/(м×К)

0,6018

х1

0,49(1)

ν1×10-6, м2

0,6611

х2

0,52(1)

ν2×10-6, м2

0,9698

па

3

Pr1

4,3582

Fф, м2

0,9

Pr2

6,7287

fп1, м2

0,0011

                                                                                          

                                                                                            Продолжение табл. 7

1

2

3

4

Δt, ˚С

46,3

fп2, м2

0,0011

Re1

2770

V1, м/с

0,232

Re2

2062,35

V2, м/с

0,125

Nu1

78,76

Re1

2252,45

Nu2

85,32

Re2

644,48

α1, Вт/(м2×К)

9884,39

Nu1

78,76

α2, Вт/(м2×К)

10269,41

Nu2

36,50

К, Вт/(м2×К)

2556,88

α1, Вт/(м2×К)

9884,39

Fa, м2

0,63

α2, Вт/(м2×К)

4393,25

fп1, м2

0,0011

К, Вт/(м2×К)

1893,22

fп2, м2

0,0011

Fa, м2

0,8

m1

8

Запас, %

12,5

m2

2

ΔP1, Па

6653,85

n1

16

ΔP2, Па

3127,11

 

Нам необходимо два подогоревателя по 50% производительности.

Принимаем подогреватели марки ТИЖ-0,08-1,28-1х – 2шт., производитель ЗАО «Теплоэффект» г.Ижевск.

        

       4.Выбор оборудования

4.1.1. Водоподготовка системы теплоснабжения.

Обработка исходной воды системы теплоснабжения осуществляется с применением комплексонатной  водоподготовки  автоматической системой дозирования “Комплексон-6” ПКФ”Химтехцентр”г.Тверь.

Автоматическая система дозирования реагентов “Комплексон-6” предназначена для обработки подпиточной воды реагентами с целью снижения коррозии и накипеобразования  в системах водо- и теплоснабжения.

-Номинальное напряжение однофазного переменного тока частотой 50Гц,220В

-Номинальная потребляемая мощность, не более 30Вт

-Диапазон температур окружающей среды, от 5 до 40

Выбираем  автоматическую систему дозирования реагентов “Комплексон-6” ,номинальный расход 0,3м3/ч, максимальный расход до 7 м3/ч.

Габариты :500*200*500

4.1.2 Водоподготовка системы ГВС.

Для системы горячего водоснабжения в качестве защиты трубопроводов от накипи установлен магнитный активатор воды реверсивный МАВР-25,с величиной протока: минимум-1,0 м3/ч;

                                  Средний-4 м3/ч;

                                   Максимум-7 м3/ч;

Магнитный активатор воды реверсивный МАВР-25 предназначен для предотвращения образования и удаления уже отложившейся накипи. Применяется в котельном оборудовании, бойлерах ,теплообменниках ,компрессорных установках ,парогенераторах и т.д.

      Применение устройства МАВР позволяет отказаться от использования химреагентов, не требует затрат электроэнергии ,повышает экологичность

производственных процессов .Установки МАВР компактны, просты в установке ,не требуют затрат обслуживания, имеют срок службы не менее 15 лет, что позволяет существенно сократить затраты на ремонт и обслуживание оборудования, повышает КПД  теплообменных агрегатов.

Эксплуатируется при температуре воды 90 0С (кратковременно 110-125),при давлении воды  до 16 атм., жесткости воды до 35 мг-экв./л.

Магнитное поле гидромультиполей замкнуто внутри магнитных систем и не влияет на работу электроники. Магнитные системы гидромультиполей производятся из высокоэнергетических высокостабильных магнитов с использованием редкоземельных элементов неодим-железо-бор (Nd-Fe-B),

самарий-кобальт (Sm-Co).Под воздействием магнитного поля изменяются физикохимические свойства воды. Содержащиеся в воде силикаты и карбонаты магния и кальция теряют способность выпадать в осадок в виде плотного камня и кристаллизуются в виде мелкодисперсной взвеси, которая выносится током воды за пределы системы, не осаждаясь на стенках трубопроводов. При контакте намагниченной воды с уже выделившимися солями происходит их частичное растворение, а также разрушение до состояния мелкого легкоудаляемого шлама, который улавливается стандартными фильтрами очистки от механических примесей.

     Уменьшается коррозия теплоагрегатов и магистралей ,так как по всей поверхности формируется магнетитовая пленка, устойчивая к содержащимся в воде агрессивным газам.

      Использование гидромультиполя МАВР в процессе химводоподготовки , приводит к увеличению фильтроцикла  в 1,5-2 раза и решает экологические вопросы.

4.2. Насосы

4.2.1. Сетевые насосы

Сетевые циркуляционные насосы водогрейных котельных являются ответственным элементом тепловой схемы. В котельной устанавливаются два одинаковых попеременно работающих циркуляционных насоса – рабочий и резервный. Циркуляционные насосы подбирают по расходу сетевой воды G, кг/ч, который определяется исходя из величины расчетной тепловой нагрузки Qр при перепаде температур подающей и обратной магистралей.

Производительность циркуляционных насосов.

Gцирк=(Qн*3600/с(t1-t0)), [кг/ч],

где Qн – номинальная тепловая мощность котлов котельной, мВт/ч;

      с – теплоемкость воды, с=4,19 кДж/м3;

      t1 – температура горячей воды, t1=95 °C;

      t0 – температура обратной воды, t0=70 °C.

Gцирк= 0,3393600/(4,19(95-70))=11,65 м3

Устанавливаем два насоса – один рабочий и один резервный. Марка насоса GRUNDFOS TP50-290/2; номинальная подача Q=15м3/ч; полный напор – Н=28м, тип электродвигателя – мощность N=3,0кВт.

Назначение сетевых насосов: для перемещения теплоносителя по замкнутому контуру от источника теплоты к нагревательным приборам.

4.2.2.Подпиточный насос.

Для восполнения утечек воды в закрытой системе теплоснабжения устанавливается подпиточный насос. Количество воды для покрытия утечек из закрытой теплофикационной системы принимают равным 2….2,5% расхода сетевой воды, а подача подпиточного насоса выбирается вдвое больше для возможности аварийной подпитки сетей.

Необходимый напор подпиточного насоса определяется давлением воды в обратной магистрали и сопротивлением трубопроводов и арматуры на линии подпитки. Число подпиточных насосов принимаем один.

Расход воды на подпитку и потери тепловой сети GУТ=0,33 т/ч

Подпиточный насос присоединяется во всасывающую магистраль сетевых насосов.

Устанавливаем один насос.

Марка насоса GRUNDFOS СНI 2-30

Номинальная подача – Q=0,4 м3

Полный напор – Н=28м

Мощность – N=0,48кВт

4.2.3. Рециркуляционный насос.

Для поддержания температуры обратной сетевой воды перед котлами 60.

Устанавливаем насос.

Марка насоса GRUNDFOS ТР 50-120/2

Номинальная подача – Q=8 м3

Полный напор – Н=9,2м

Мощность – N=0,75кВт

4.2.4. Насос сетевой воды горячего водоснабжения.

Устанавливаем насос.

Марка насоса GRUNDFOS ТP 32-230

Номинальная подача – Q=4,5 м3

Полный напор – Н=19м

Мощность – N=0,75кВт

4.2.5. Насос для циркуляции горячего водоснабжения.

Устанавливаем насос.

Марка насоса GRUNDFOS UPS 25-125 3-х скоростной

Номинальная подача – Q=1,0 м3

Полный напор – Н=11,5м

Мощность – N=0,12кВт

5. Гидравлический расчет трубопроводов.

По таблицам гидравлического расчета, зная расход, определяем диаметры трубопроводов с учетом конструктивных особенностей установленных в котельной котлов и потери давления в трубопроводах.

Результаты расчета приведены в таблице 5. Потери давления в трубопроводах котельной составили ΔР= 70992,9 Па. Подающий и обратный трубопроводы системы теплоснабжения (Т1,Т2):

Расход G=17 т/ч

Диаметр Т1=89х4,0

Диаметр Т2=89х4,0

Скорость теплоносителя V=1,13 м/с

Потери на трение h=111,4 Па/м

                             Гидравлический расчет трубопровода            Таблица8

Исходные данные

Результаты расчета

N участка

Q, кВт

G, т/ч

ℓ, м

dу, мм

V, м/с

iр, Па/м

´

∑ζ

Z

´ℓ+ Z

∑ζ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1--2

0,339

12,5

6,57

80

0,65

65

427,05

10,3

2065

2492,05

Отвод,переход,счет,переход,отвод,отвод,д.з,обр.кл.,д.з.

2--3

0,48

17

3,05

80

0,891

120

366

6,9

2772

3138

тр.на.пр,тр.пов.,отв.,отв.,отв.,тр.пов.

3--4

0,36

12,75

0,45

80

0,66

65

29,25

1

213

242,25

тр.пр.

4--5

0,24

8,5

0,45

80

0,43

30

13,5

1

90,4

103,9

тр.пр.

5--6

0,12

4,25

1,6

80

0,27

8,5

13,6

0

70,3

83,9

 

 

 

 

1,6

32

1,13

550

880

9,1

55915

56795

тр.на.пов.д.з,перех.,перех.,отв.,отв.,перех.,перех.,д.з.,тр.на пов.котел

6--7

0,24

8,5

0,45

80

0,43

30

13,5

1

90,4

103,9

тр.пр.

7--8

0,36

12,75

0,45

80

0,66

65

29,25

1

213

242,25

тр.пр.

8--9

0,48

17

4,7

80

0,891

120

564

7,3

2772

3336

тр.пов.,отв.,тр.пов,фильтр.,тр.пр.,тр.пр.

9--10

0,339

12,5

5,01

80

0,65

65

325,65

21,3

4130

4455,65

отв.трехх.кл.,отв.,перех.,перех,д.з.,отв.счет.перх.перех.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

70992,9

 

Гидравлическое кольцо ГВС

9--11

0,127

4,49

1,47

50

0,61

100

147

15,1

2728

2875

тр.пов.,отв.45,перех.,трехх.кл.,перех.

11--12

0,063

2,245

3,1

50

0,3

28

8086

5

220

8306

тр.на.пр.,тр.пов.,д.з,д.з,теплооб.теплооб.

12--2

0,127

4,49

3,85

50

1,01

100

385

7,4

3672

4057

тр.на пр.,тр. на пов,отв90,перех.,д.з.,кл.обр.д.з.,перех.,отв.,отв.

      2--9

0,127

4,49

10,3

80

0,23

9

92,7

15,9

414

506,7

тр.на пов.,тр.на пов.отв.90,отв.90.,тр.на пов.,тр.на пов.,отв 90.,отв.90.,тр на пов.

                                                                                 Продолжение таблицы 8

 

 

 

1,6

32

1,13

550

880

9,1

55915

6795

тр.на.пов.д.з,перех.,перех.,отв.,отв.,перех.,перех.,д.з.,тр.на пов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

72539,7

 

      6. Вентиляция.

Температура воздуха в рабочей зоне котельной без постоянного присутствия обслуживающего персонала для ХПГ tвхпг=50С, для ППГ не более, чем на 100С выше температуры наружного воздуха, т.е. tвппг=200С.

Предусматривается естественная вытяжная вентиляция из верхней зоны и за счет подсоса в газо-воздушный тракт котлов; естественная приточная вентиляция.

Ввиду наличия в помещении ГРУ предусматривается трехкратный воздухообмен без учета воздуха засасываемого вентилятором  в топку котла.

Общеобменная естественная вентиляция запроектирована при температуре наиболее холодной пятидневки:

п. Ува tн=-340С; скорость ветра Wв=1 м/с, скорость движения воздуха в котельной не должна превышать:

в зимний и переходный периоды года 0,2 м/с;

в летний период 0,5 м/с.

Избыток явной теплоты обеспечивает поддержание в тепловом пункте нормируемую температуру 5оС.

Приточный воздух в тепловой пункт поступает через жалюзийные решетки типа СТД (100х200), расположенные в верхней части котельной под потолком.

6.1.Расчет приточной вентиляции

Наружный воздух, необходимый для вентиляции помещения поступает в помещение теплового пункта через жалюзийные решетки типа СТД, установленные в верхней части помещения теплового пункта.

        Внутренний объем теплового пункта

Vк = VпVо         [м3]

где  Vп – внутренний объем помещения теплового пункта, м3;

       Vо – объем занимаемый оборудованием теплового пункта, м3

Vп =3,9×2,1×2,5 = 20,5  [м3]

Vк = 22 – 0 = 20,5[м3]

Требуемый трехкратный воздухообмен.

L = К×Vк        [м3/ч]

где К – кратность воздухообмена;

L = 3×20,5 = 61,5   [м3/ч]

Общее количество воздуха, поступаемого в тепловой пункт.

Vвк = Vв + L         [м3/ч]

Vвк = 61,5 [м3/ч]

Общая площадь живого сечения жалюзийных решеток.

Fж.р. = Vвк / (3600×Vр)     [м2]

   где Vр – скорость воздуха в живом сечении решетки, м/с, принимаем

Vр=1 м/с

Fж.р. = 61,5 / (3600 × 1) = 0,017   [м2]

Площадь живого сечения жалюзийной решетки составляет – 0,017 м2.

Количество жалюзийных решеток установленных в тепловом пункте – 1шт.

Общая площадь живого сечения решетки

F = 1×0,017 = 0,017 м2                    

F > Fжр 

Фактическая скорость в живом сечении жалюзийной решетки

Vф = 61,5 / (3600 × 0,017) = 1  м/с

  

       7. Теплотехнический расчет.

7.1. Исходные данные.

В соответствии с заданием ОАО «КЗГО» блочная котельная разработана для использования в п.Ува.

                                                                                                        Таблица 9

Наименование населенного пункта

ХПГ, наиболее холодного 5 дн., обеспеченностью 0,92, оС

ТПГ, оС

Скорость ветра, м/с

Продолжи-тельность отопительного периода, дни

Средняя температура отопительного периода

Удмуртия

п.Ува

- 34

22,4

4,8

237

- 4,7

Ограждающие конструкции блок – модульной котельной приняты на основе выпускаемой продукции заводом «Электрощит». Панели типа «сэндвич», оцинкованные с утеплителем из минеральной ваты, находят широкое применение в гражданском и промышленном строительстве.

Наружные и внутренние поверхности ограждающих конструкций здания приняты из стали листовой по ГОСТ 19903-74.

Утепляющий слой – холсты из минераловаты из базальтового волокна ТУ 5284-048-00110473-2001.

7.2. Определение требуемого термического сопротивления наружных ограждающих конструкций здания.

Rотр = (tвtн) · n / Δtн · αв ,  м2 оС/Вт           [т.1]

где Rотр – требуемое термическое сопротивление теплопередаче,         м2 оС/Вт;

             tв, tн – расчетные температуры внутреннего и наружного воздуха, оС;

     n – коэффициент, зависящий от положения наружной поверхности      ограждения по отношению к наружному воздуху, принимаемый по табл. 3[8];

     Δtн – нормируемый перепад между температурами внутреннего воздуха в помещении и внутренней поверхностью ограждения, принимаем по табл. 1.2[8], оС;

       αв – коэффициент теплоотдачи внутренней поверхности ограждающей поверхности.

7.2.1. Наружных стен.

   

                   

                                                                Рис.

         Наружные поверхности ребра – сталь листовая.

Утепляющий слой – холсты из минераловаты из базальтового волокна. ТУ 5284-048-00110473-2001.

γ = 23 кг/м3;   λ = 0,038 Вт/(м о С)

Предельная температура применения от –269 оС   +700 оС.

Степень огнестойкости – группа несгораемых материалов.

tв = 5 оС; tн = - 34 оС; Δtн = 7 оС; n = 1; αв = 8,7 Вт/(м оС)

Rотр = [5 – (-34)] · 1/ 7 · 8,7 = 0,640 (м2. оС)/Вт

Должно соблюдаться условие  Rо Rотр

Определение сопротивления теплопередаче Rо неоднородной ограждающей конструкции определяем на основании расчета температурного поля.

Приведенное сопротивление теплопередаче неоднородной ограждающей конструкции

Rо =  tв - tн / qрасч ,  [м2. оС/Вт],

где  qрасч – тепловой поток, Вт/м2;

               tв, tн – то же, что и в формуле т.1;

qрасч = αв (tв – τв ) = αнн tн),     [Вт/м2],

где αн – коэффициент теплопередачи наружной поверхности ограждающей конструкции;

        τв, τн – средние температуры внутренней и наружной поверхностей ограждающей конструкции,  оС;

τв = tв –  n (tв - tн) / Rо αв , [ оС],

где Rо – сопротивление теплопередаче ограждающей конструкции вне теплопроводного включения,  (м2 оС)/Вт;

     n, tв, tн, αв – то же, что и в формуле т.1;

Rо = 1/ αв + ΣR +  1/ αн ,  [ (м2 оС) / Вт],

где R – термическое сопротивление слоя многослойной ограждающей конструкции без включений,  (м2  оС) / Вт;

R = δ / λ ,      [ (м2 оС) / Вт],

где  δ – толщина слоя, м;

       λ – расчетный коэффициент теплопроводности материала

       слоя, Вт/ (м  оС)

δ1 = 0,0007м;   δ2 = 0,05м;      δ3 = 0,0007м;      λв = 8,7 Вт/ (м2 оС)

λ1 = 58 Вт/ (м2 оС); λ2 = 0,038 Вт/ (м2 оС); λ3 = 58 Вт/ (м2 оС);

αн = 23 Вт/ (м2 оС)

Rоусл = 1/8,7+0,0007/58+0,05/0,038+0,0007/58+1/23 = 1,469 м2 оС/Вт

τв = 5 - 1*[5 – (-35)]/1,474*8,7 = 1,95 оС

Величина теплового потока

qрасч = 8,7 (5 – 1,88) = 26,535 Вт/м2.

Приведенное сопротивление теплопередаче неоднородной ограждающей конструкции стены

Rо = 5 – (-35) / 26,535 = 1,469 (м2   оС)/Вт,

что соответствует условию RоRотр, т.е. 1,469> 0,640

Коэффициент теплопередачи ограждающей конструкции.

К = 1 / Rо ,  [Вт/ (м2  оС)] ,

К = 1 / 1,469= 0,68 Вт/ (м2  оС)

7.2.2 Покрытий.

                                             

                                                            Рис.

          1=0,7мм

   2=50мм

    3=0,7мм

  tн = 6 оС;

   n = 1;

αв = 8,7 Вт/(м2   оС)

Rотрпокр = [5 – (-34)]*1 / 6*8,7 = 0,75 (м2  оС)/Вт

δ1 = 0,001м; δ2 = 0,10м; δ3 = 0,002м; αв  = 8,7 Вт/ (м2 оС)

λ1 = 58 Вт/(м2 оС); λ2 = 0,038 Вт/(м2 оС); λ3 = 58 Вт/(м2 оС); αн = 23 Вт/(м2 оС)

Rоусл = 1/8,7 + 0,0007/58 + 0,05/0,038 + 0,0007/58 + 1/23 = 1,469 (м2  оС)/Вт

τв = 5 – 1*[5 – (-34)] / 1,469*8,7 = 1,95 оС

Величина теплового потока

qрасч = 8,7 (5 – 1,95) = 26,535 Вт/м2.

Приведенное сопротивление теплопередаче ограждающей конструкции перекрытия.

Rо = 5 – (-34) / 26,535 = 1,469(м2  оС)/Вт

что соответствует условию  RоRотр, т.е. 1,469> 0,75

К = 1/1,469= 0,68 Вт/ (м2  оС)

7.3. Потери теплоты через ограждающие конструкции котельной. Теплопотери через ограждающие конструкции определяются при расчетной температуре.

7.3.1. Основные и добавочные потери теплоты определяют суммируя потери теплоты через отдельные ограждающие конструкции.

Q = F (tвtн) (1 + Σβ) К*n, [Вт],

где  F – площадь ограждающей конструкции, через которую идет потеря тепла, м2;

         tв, tн – расчетные температуры, соответственно внутреннего и наружного воздуха, оС;

         β – добавочные потери теплоты в долях от основных потерь;

         К – коэффициент теплопередачи данной ограждающей конструкции, Вт/ (м2  оС)     

 n – поправочный коэффициент к расчетной разности температур в зависимости от положения наружной поверхности ограждающих конструкций по отношению к наружному воздуху.

Данные расчета сводим в таблицу 6.

7.3.2. Теплопотери через полы рассчитывают по зонам по формуле для утепленных полов.

Qу.п = (FI/ RIу.п + FII/ RIIу.п ) (tв - tн),  [Вт],

где  FI,  FII – площади зон, м2;

       RIу.п, RIIу.п – термические сопротивления отдельных зон, (м2  оС)/Вт;

        tв, tн – то же, что и в формуле т.1.

Qу.п = (8,8 / 4,3 ) (5 – (-34))=79,8 Вт

Сопротивление теплопередаче утепленных полов, расположенных непосредственно на грунте.

R = Rс + Σδусл / λусл ,    [(м2  оС)/Вт] ,                  [т.12]    

где Rс – сопротивление теплопередаче отдельных зон не утепленного пола, м2  оС/Вт;

       Σδусл / λусл – сумма термических сопротивлений утепляющих слоев, (м2  оС)/Вт  (утепляющими считаются слои из материалов, имеющих коэффициент теплопроводности  λ < 1,2 Вт/ (м2  оС)

δусл = 0,1м;  λусл = 0,038 Вт/ (м2  оС)

FI= 42,2=8,8 м2 

 

                                                 Рис.

Для не утепленных полов I зоны

RCI = 4,3 (м2  оС)/Вт

Для утепленных полов I зоны

RI = 4,3 + 0,1/0,038 = 6,932(м2  оС)/Вт

Коэффициент теплопередачи.

К = 1/6,932 = 0,14 Вт/ (м2  оС)

Данные расчета сводим в таблицу

Согласно приведенным расчетам принимаем для котельной панель стеновую ПТС.L.10.22.50-70 (толщиной по утеплителю – 50мм; толщиной оцинкового облицовочного листа – 0,7мм).


Расчет теплопотерь ограждающими конструкциями зданий.

                                                                                                                                                                  Таблица 10

№ помещения

Наименование помещения и его температура

Характеристика ограждения

Коэффициент  теплопередачи, К, ккал/час м2 гр

Расчетная разность температур,

(tвtн)n

Основные теплопотери через ограждения, Q=FK(tвtн)n, ккал/ч

Добавочные теплопотери, %

Коэффициент в общих % надбавок

Общая потеря тепла Q0=Q, ккал/час

Наименование

Ориентация по сторонам света

Размеры, м

Площадь, F, м2

На ориентацию по сторонам света

На обдуваемые ветром

Прочие

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Котельная

tпар=-340С

ХПГ tв=50С

НС

С

4,0х2,5

10

0,68

39

265,2

0,1

-

-

1,1

291,7

НС

В

2,2х2,5

5,5

0,68

39

145,86

0,1

-

-

1,1

160,45

НС

Ю

4,0х2,5

10

0,68

39

265,2

-

-

-

1,0

265,2

НС

З

2,2х2,5

5,5

0,68

39

145,86

0,05

-

-

1,05

153,15

                                                                                                                                           Продолжение табл.10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

ОО

В

1,0х0,9

0,9

6,670,68

39

234,1

0,1

-

-

1,1

257,5

БД

З

2,0х1,0

2,0

4,650,68

39

362,7

0,05

-

-

1,05

380,8

ПП

-

4,0х2,2

8,8

0,68

39

233,4

-

-

-

1,0

233,4

ПЛi

-

-

8,8

0,14

39

48,05

-

-

-

1,0

48,05

1790,25

ППГ tв=200С

tпар=-100С

НС

С

4,0х2,5

10

0,68

10

68

0,1

-

-

1,1

74,8

НС

В

2,2х2,5

5,5

0,68

10

37,4

0,1

-

-

1,1

41,14

НС

Ю

4,0х2,5

10

0,68

10

68

-

-

-

1,0

68

                                                                                                                                                   

                                                                                                                                                         Продолжение табл.10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

НС

З

2,2х2,5

5,5

0,68

10

37,4

0,05

-

-

1,05

39,27

ОО

В

1,0х0,9

0,9

6,670,68

10

66

0,1

-

-

1,1

72,6

БД

З

2,0х1,0

2,0

4,650,68

10

93

0,05

-

-

1,05

97,65

ПП

-

4,0х2,2

8,8

0,68

10

59,84

-

-

-

1,0

59,84

ПЛi

-

-

8,8

0,14

10

12,32

-

-

-

1,0

12,32

465,62

Тепловоздушный баланс БМК

                                                                                                                                      Таблица 11

Характеристики помещения

Расчетный период  года

Тепловой баланс и его составляющие

Наименование

Объем, м3

Высота

от котлов  ( +; -) Вт/ч

от электро-оборудования

( +; -) Вт/ч

от трубопроводов и оборудования

( +; -) Вт/ч

через ограждающие конструкции

от вентиляции

от солнечной радиации,  Вт/ч

от освещения, Вт/ч

Всего ,  Вт/ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Блочно-модульная котельная

20,5

2,5

ХПГ

ППГ

+914,4

+812,8

+1225

+1225

+2053,7

+864,3

-1790,25

-465,62

-799,5

-205

-

+150,8

+237

+237

+616,6

+2619,3



8. Расчет тепловоздушного баланса помещения котельной.

8.1. Поступление тепла от технологического оборудования.

8.1.1. Поступление тепла от электрооборудования при переходе механической энергии в тепловую.

Q = N×η1× η2× η3× η4                [Вт/ч]

где N – номинальная установочная мощность, Вт/ч;

η1 – коэффициент использования установочной мощности двигателей, принимаемый (0,7…0,9);

η2 – коэффициент загрузки оборудования, принимаемый (0,5…0,8);

η3 – коэффициент одновременности работы двигателей, принимаемый 0,5…1;

η4 – коэффициент, характеризующий переход механической энергии в тепловую, принимаемый 0,1…1;

N = ΣNi               [Вт/ч]

где Ni – номинальная мощность электродвигателей Iго типа, Вт;

Номинальная установочная мощность:

1) электродвигателей сетевых циркуляционных насосов

ΣNгор = n×Nгор              [Вт/ч]

где n – количество насосов, шт;

Nц – мощность электродвигателя, Вт;

ΣNц = 1×3000 = 3000 [Вт/ч]

2) электродвигателя сетевого циркуляционного насоса

ΣNц = n×Nц         [Вт/ч]

где n – количество насосов, шт;

Nц – мощность электродвигателя циркуляционного насоса ГВС, Вт/ч;

ΣNц = 1×750= 750  [Вт/ч]

3) электродвигателя подпитывающего насоса

ΣNп = n×Nп        [Вт/ч]

где n – количество насосов, шт;

Nп – мощность электродвигателя подпитывающего насоса, Вт/ч;

ΣNп = 1×480 = 480   [Вт/ч]

4) электродвигателя рециркуляционного насоса

ΣNр = n×Nр        [Вт/ч]

где n – количество насосов, шт;

Nр – мощность электродвигателя рециркуляционного насоса, Вт/ч;

ΣNр = 1×750 = 750  [Вт/ч]

5) электродвигателя циркуляционного насоса горячего водоснабжения

ΣNГВС = n×NГВС        [Вт/ч]

где n – количество насосов, шт;

NГВС – мощность электродвигателя сетевой воды ГВС, Вт/ч;

ΣNГВС = 1×120 = 120  [Вт/ч]

N = 3000+750+480+750+120 = 5100 [Вт/ч]

Q = 5100×0,7×0,7×0,7×0,7 = 1225 [Вт/ч]

8.1.2. Поступление тепла от подогревателей ГВС.

Определяются как потери тепла ограждающими поверхностями подогревателями.

Относительное значение потери тепла.

q = (αn×F/Q)×(tntв) ×100,    [%]

где  αn – результативный коэффициент теплоотдачи наружной поверхности ограждения подогревателя в окружающую среду,  принимаемый в пределах от 14 до 26 Вт/м2 оС;

tn, tв – средние температуры поверхности ограждения подогревателя и воздуха котельной (tn=450С;  tвХПГ =5о  ; tвППГ =200C);

F – суммарная наружная площадь поверхности ограждения подогревателя, м2,  F одного подогревателя 0,94 м2;

Q – тепловая производительность подогревателя в зависимости от отопительного периода, Вт;

αn = 1,66×3tntв + 5,12×[((273+ tn)4-(273- tв)4)/(1004×( tntв))]

Для холодного периода года.

αп=1,66×3√45-5 + 5,12[((273+45)4-(273-5)4)/(1004×(45-5))]=12,17 Вт/м2

Относительное значение потери тепла.

g5=(12,17*0,94)/(127*103)*(45-5)*100=0,36 %

Для переходного периода года.

αп=1,66×3√45-20 + 5,12[((273+45)4-(273-20)4)/(1004×(45-20))]=17,4 Вт/м2

Относительное значение потери тепла.

g5==(17,4*0,94)/(127*103)*(45-20)*100=0,32 %

Потери тепла ограждающими поверхностями подогревателя

Q5=(g5*Qк)/100, [Вт/ч],

Для холодного периода года.

QХПГ=(0,36*127*103)/100=457,2 [Вт/ч]

Для переходного периода года.

QППГ=(0,32*127*103)/100=406,4 [Вт/ч]

Потери тепла ограждающими поверхностями подогревателей котельной.

ΣQ5=nQ5, [Вт/ч]

где n – количество подогревателей, устанавливаемых в котельной, шт.

Для холодного периода года.

ΣQХПГ=2*457,2=914,4 [Вт/ч]

Для переходного периода года.

ΣQППГ=2*406,4=812,8 [Вт/ч]

8.2. Поступление тепла от электроосвещения.

Характеристика помещения котельной в соответствии с ПУЭ – нормальная. Разряд зрительных работ в котельной в соответствии СНиП "Естественное и искусственное освещение" – 6.

При работе ламп накаливания электрическая энергия переходит в световую и тепловую энергию.

Световая составляет 21 %, а тепловая – 79 %.

Тепло поступления от электрического освещения.

Qосв=Nустβ, [Вт],

где: Nуст – установленная мощность источников освещения, Вт;

β – коэффициент, показывающий какая часть электрической энергии переходит в тепло, β=0,79.

NустосвF, [Вт],

где: Эосв – удельный расход электроэнергии на освещение котельной,   Эосв=9 Вт/м2;

F – площадь котельной, F=2,13,9=8,19 м2.

Nуст=98,19=73,71 [Вт]

Принимаем три лампы накаливания мощностью 100 Вт

Nуст=3100=300 [Вт]

Теплопоступления от электроосвещения

Qосв=3000,79=237 [Вт/ч]

8.3. Поступление тепла от солнечной радиации

В переходный период при tн=10 °C и выше следует учитывать количество тепла, поступающего в помещение котельной от солнечной радиации.

Qрад= Qрадост+ Qрадогр, [Вт/ч],

где: Qрадост, Qрадогр – теплопоступления соответственно через остекленные поверхности и ограждающие покрытия.

Для остекленных поверхностей.

Qрадост=FостАостgост, [Вт/ч],

где Fост – поверхность остекления, F=0,9 м2;

gост – величина радиации через 1 м2 поверхности остекления, зависящая от ее ориентации по сторонам света, gост=93 Вт/м2 ч;

Аост – коэффициент, зависящий от характеристики остекления, принимается А=0,8.

Qрадост=0,90,893=66,96 [Вт/ч]

Для покрытий в переходный период.

Qрадогр=FпgпRогр, [Вт/ч],

где Fп – поверхность покрытия, Fп=5,47=37,8 [м2];

gп – величина радиации через 1 м2 поверхности покрытия. Gп=14÷21 Вт/м2 ч;

Когр – коэффициент теплоотдачи покрытия, Когр=0,68 Вт/м2C.

Теплопоступления от солнечной радиации через покрытие котельной.

Qрадогр=37,8140,68=360 [Вт/ч]

Qрад=221+360=581 [Вт/ч]

8.4. Определение количества тепла, теряемого в трубопроводах.

8.4.1. Поступления тепла от изолированных трубопроводов.

Qп и +Qо и=(Σgпilпi+Σgо ilо i), [Вт/ч],

где Qп и ,Qо и – потери тепла через изолированную поверхность, соответственно подающей и обратной линии, Вт/ч;

gпi, gо i – нормы плотности теплового потока черех изолированную поверхность трубопроводов, Вт/м*ч;

lпi, lо i – протяженность i-х участков трубопроводов соответственно подающей и обратной линий, м;

n – количество участков тепловой сети.

Для участков подающей и обратной линий.

gпi (о и)=g'н(tт-tвн)/(t'т-t'вн), [Вт/м ч],

где g'н – норма плотности потока для расчетной температуры, Вт/м*ч;

t'вн =25 °C – расчетная температура внутреннего воздуха;

t'т =100 °C – расчетная средняя температура теплоносителя;

tт – температура теплоносителя в расчетный период, °C;

tвн – температура внутреннего воздуха в расчетный период, °C.

Для подающей линии.

= 42,6(95-5)/(100-25)=51,1 [Вт/м ч],L=7,72 м,d =89х4,0;

        = 35,1(95-5)/(100-25)=4,5 [Вт/м ч], L=3,2 м,d =57х3,5;

        = 42,6(95-20)/(100-25)=42,1 [Вт/м ч], L=3,02 м,d =89х4,0;

        = 12,7(38,5-20)/(100-25)=3,1 [Вт/м ч], L=4,7 м,d =57х3,5;

Для обратной линии.

= 28,6(70-5)/(100-25)=24,8 [Вт/м ч],L=7,72 м,d =89х4,0;

        = 24,6(70-5)/(100-25)=21,3 [Вт/м ч], L=1,4 м,d =57х3,5,0;

        = 10,4(33,9-20)/(100-25)=1,9 [Вт/м ч], L=7,72 м,d =89х4,0;

        = 9,6(33,9-20)/(100-25)=1,8 [Вт/м ч], L=1,35 м,d =57х3,5;

Для ГВС подающей линии.

= 20,5(60-5)/(100-25)=15,0 [Вт/м ч],L=0,8 м,d =57х3,5;

        = 19,4(60-5)/(100-25)=14,2 [Вт/м ч], L=2,6 м,d =46х3,0;

        = 20,5(60-20)/(100-25)=10,9 [Вт/м ч], L=0,8 м,d =57х3,5;

        = 19,4(60-20)/(100-25)=10,3 [Вт/м ч], L=3,4 м,d =46х3,0;

Для  сетевой ГВС подающей линии.

= 35,1(95-5)/(100-25)=42,1 [Вт/м ч],L=3,85 м,d =57х3,5;

        = 35,1(95-20)/(100-25)=35,1 [Вт/м ч], L=3,85 м,d =57х3,5;

Для  сетевой ГВС подающей линии.

= 22,5(65-5)/(100-25)=18,0 [Вт/м ч],L=5,0 м,d =57х3,5;

        = 22,5(65-20)/(100-25)=13,5 [Вт/м ч], L=5,0 м,d =57х3,5;

      QпиХПГ+QоиХПГ=51,17,7+42,13,2+24,87,72+21,31,4+150,8+14,22,6+

       +42,13,85+18,05=118,1 [Вт/ч]

       QпиППГ+QоиППГ=42,63,0+3,14,7+1,97,72+1,81,35+10,90,8+10,33,4+

       +35,13,85+13,55=376,9 [Вт/ч]

       8.4.2. Поступления тепла через поверхность изолированной арматуры.

Qаgнаilнаi, [Вт/ч],

где gнаi – норма плотности теплового потока i-го элемента, Вт/м ч;

lнаi – длина i-го элемента арматуры, м.

g= g'наi(tт-tвн)/(t'т-t'вн), [Вт/м ч],

где g'наi – норма плотности потока для расчетной температуры, Вт/м*ч;

tт ,tвн ,t'т,t'вн – теже, что и в формуле 8.17

Для арматуры на подающей линии.

gпна1ХПГ=144(95-5)/(100-25)=172,8 [Вт/м ч] ,L=0,05 м,d =89х4,0;

gпна2ХПГ=136(95-5)/(100-25)=163,2 [Вт/м ч] ,L=0,4 м,d =57х3,5;

gпна1ППГ=144(95-20)/(100-25)=144 [Вт/м ч] ,L=0,05 м,d =89х4,0;

gпна2ППГ=136(95-20)/(100-25)=136 [Вт/м ч] ,L=0,4 м,d =57х3,5;

      Для арматуры на обратной линии.

gона1 ХПГ =144(70-5)/(100-25)=124,8 [Вт/м ч] ,L=0,05 м,d =89х4,0;

      gона2 ХПГ =136(70-20)/(100-25)=117,9[Вт/м ч] ,L=0,15 м,d =57х3,5;

gона1 ППГ =144(33,9-20)/(100-25)=26,7 [Вт/м ч] ,L=0,05 м,d =89х4,0;

      gона2 ППГ =136(33,9-20)/(100-25)=25,2 [Вт/м ч] ,L=0,15 м,d =57х3,5;

      Для арматуры ГВС подающей линии.

gгвсна1 ХПГ =136(60-5)/(100-25)=99,7 [Вт/м ч] ,L=0,1 м,d =57х3,5;

      gгвсна2 ХПГ =130(60-5)/(100-25)=95,3[Вт/м ч] ,L=0,05 м,d =46х3,0;

gгвсна1 ППГ =136(60-20)/(100-25)=72,5 [Вт/м ч] ,L=0,1м,d =57х3,5;

      gгвсна2 ППГ =130(60-20)/(100-25)=69,3 [Вт/м ч] ,L=0,15 м,d =46х3,0;

      Для арматуры сетевой ГВС подающей линии.

gгвсна1 ХПГ =136(95-5)/(100-25)=163,2 [Вт/м ч] ,L=0,3м,d =57х3,5;

      gгвсна1 ППГ =136(95-20)/(100-25)=136,0 [Вт/м ч] ,L=0,25м,d =57х3,5;

      Для арматуры сетевой ГВС обратной линии.

gгвспна1 ХПГ =136(65-5)/(100-25)=108,8 [Вт/м ч] ,L=0,3м,d =57х3,5;

      gгвспна1 ППГ =136(65-20)/(100-25)=81,6 [Вт/м ч] ,L=0,25м,d =57х3,5;

      QаХПГ=172,80,05+163,20,4+124,80,05+117,90,15+99,70,1+95,30,05+

+163,20,3+108,80,3=194,2 [Вт/ч]

QаППГ=1440,05+1360,4+26,70,05+25,20,15+72,50,1+69,30,05+

+1360,05+81,60,25=104,6 [Вт/ч]

8.4.3. Поступления тепла через поверхность теплосчетчика, изолированного на ¾ всей поверхности, установленного на подающей и обратной линии.

Qт сч=gп*lэ, [Вт/ч],

где gп – норма плотности теплового потока через изолированную поверхность подающего трубопровода, Вт/м*ч;

       lэ – эквивалентная одному элементу длина изолированного трубопровода, lэ=2,5 м.

gп= g'н(tт-tвн)/(t'т-t'вн), [Вт/м ч],

где tт ,tвн ,t'т,t'вн – теже, что и в формуле 8.17

Для подающей линии

gпхпг=35,1(95-5)/(100-25)=42,1 [Вт/м ч]

gпппг=16,3(38,5-20)/(100-25)=4,0 [Вт/м ч]

Для обратной линии

gпхпг=35,1(70-5)/(100-25)=30,4 [Вт/м ч]

gпппг=16,3(33,9-20)/(100-25)=3,0 [Вт/м ч]

      Qт счхпг=42,12,5+30,42,5=181,3 [Вт/ч]

Qт счппг=42,5+32,5=17,5 [Вт/ч]

8.4.4. Поступление тепла через поверхность неизолированного циркуляционного насоса, установленного на подающей линии.

Qц н= gпlэ, [Вт/ч],

gхпг=21,3 Вт/м ч, gппг=24,1 Вт/м ч, lэ=9,9 м.

Qц нхпг=21,39,9=210,9 [Вт/ч]

Qц нппг=1,89,9=17,8 [Вт/ч]

8.4.5. Поступление тепла через поверхность неизолированного циркуляционного сетевого насоса ГВС, установленного на подающей линии.

Qg=ggl, [Вт],

где gg – норма плотности теплового потока через изолированную поверхность дымохода, Вт/м;

      l – длина изолированных дымоходов 9,9 м.

gg= g'н(tg-tвн)/(t'т-t'вн), [Вт/м ч],

где g'н – норма плотности потока для расчетной температуры, Вт/м;

tвн ,t'т,t'вн – теже, что и в формуле 8.17

ggхпг=42,1 [Вт/м]

ggппг=35,1 [Вт/м]

Ggхпг=42,19,9=416,8 [Вт]

Ggппг=35,19,9=347,5 [Вт]

8.4.6. Общее поступление тепла от изолированных трубопроводов и арматуры.

Qт кот=Qп и+Qо и+Qа+Qсч+Qg, [Вт/ч],

Qт котхпг=1050,5+194,2+181,3+210,9+416,8=2053,7 [Вт]

Qт котппг=376,9+104,6+17,5+17,8+347,5=864,3 [Вт]

8.4.7. Теплопотери на нагревание воздуха, поступающего в котельную при общеобменной вентиляции .

Qв=Vв кρс(tв-tн)/3,6, [Вт/ч],

где Vв к – количество поступающего наружного воздуха, м3/ч;

      ρ – плотность воздуха, ρ=1,2 кг/м3;

tв,tн – расчетные температуры соответственно внутреннего и наружного воздуха, °C.

Для холодного периода.

Qвхпг=61,51,21,0(5-(-34))/3,6=799,5 [Вт/ч]

Для переходного периода.

Qвппг=61,51,21,0(20-10)/3,6=205 [Вт/ч]

8.4.8. Потери тепла в водяных тепловых сетях с утечкой воды из трубопроводов.

Qу=0,28GуСв((tп+t0)/2-tх в), [Вт],

где Gу – расход воды на подпитку, Gу=330 кг/ч;

     Св – теплоемкость воды, С=4,19 кДж/кг*°C.

     tп,t0 – температуры, соответственно подающей и обратной воды, °C.

Qухпг=0,283304,19((95+70)/2-5)=30004,6 [Вт]

Qуппг=0,283304,19((38,5+33,9)/2-20)=6271,9 [Вт]


 9. Мероприятия по охране окружающей среды.

Для удаления продуктов сгорания топлива в дипломном проекте используется дымовая труба диаметром 894,5 высотой Н= 4м. Высота трубы определяется расчетом из условия снижения концентрации вредных веществ в приземном слое ниже ПДК путем рассеивания дымовых газов на определенной высоте, диаметр устья принят исходя из максимально допустимых скоростей дымовых газов.

Расчет выполнен согласно ОНД-86 " Методика определения валовых выбросов вредных веществ в атмосферу от котлов тепловых электростанций", "Методических указаний по расчету выбросов загрязняющих веществ при сжигании топлива в котлах производительностью до 30т/ч" (Госкомгидрометеоиздат – 1985), "Методических указаний по расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферу с дымовыми газами отопительных и отопительно-производственных котельных" (АКХ. 1991).

Расчет рассеивания приведен в табл.8.

Результаты расчета показывают, что концентрации вредных веществ не превышают санитарных норм.

9.1. Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

В дымовых газах при работе  котельной на природном газе вредными веществами являются NO2, СО.

9.1.1. Исходные данные:

Расход топлива

а) годовой Вгод =187,22 тыс.нм3/год

б) часовой Вч=52 нм3

Теплотворная способность Qнр=35,73 мДж/м3

Характеристика дымовых газов в выходном сечении трубы (D=0,08м для каждого котельного агрегата):

- При номинальной нагрузке :

а) температура tч=160ºС

б)  Vдг  ном.ка= 269,1м3/ч=0,075м3

в) скорость ωч= Vдг  ка /fд.трх3600 =14,95 м/c.

- При минимальной нагрузке (переходный период):

а) температура tч=170ºС

б)  Vдг  ном.ка= 275,32м3/ч=0,076м3

в) скорость ωч= Vдг  ка /fд.трх3600 =15,3 м/c.

- При летней нагрузке:

а) температура tч=180ºС

б)  Vдг  ном.ка= 281,53/ч=0,078м3

в) скорость ωч= Vдг  ка /fд.трх3600 =15,64 м/c.

      9.1.2. Выбросы вредных веществ.

Расчет выбросов вредных веществ ведется в соответствии с методическими указаниями по расчету выбросов.

Количество окислов азота МNO2 .

МNO2= 0,001×Вч×Qн×КNO2×(1-β) ×(1- gн/100)/3,6 [г/с]

где: Вч - часовой расход топлива, м3/ч;

    Qн – низшая теплотворная способность топлива, мДж/м3;

      β – коэффициент, учитывающий степень снижения выбросов окислов азота, в результате применения технических решений, принимаем равным 0;

     КNO2  - количество окислов азота, принимаем равным 0,07 кг/гДж;

     gн- потери теплоты от механического недожога, принимаем равными 0,5.

При номинальной нагрузке:

МNO2= 0,001×13,0×35,73 ×0,07×(1-0) ×(1-0,5 /100) / 3,6=0,009 [г/с]

Количество окиси углерода

МСO=0,001×ССО× Вч×(1- gн/100)/ 3,6 [г/с]

где ССО- выход окиси углерода при сжигании топлива , кг/т.

ССО= (gз×R× Qн×103)/(100×ССО2) [г/м3]

где: gз – потери тепоты от химической неполноты сгорания, принимаем равными 0,5;

   R – безразмерная доля gз, обусловленная наличием продукта неполного сгорания окиси углерода, принимаем равной 0,5.

ССО= (0,5×0,5× 35,73×103)/(100×10,12)=8,83 [г/м3

        При номинальной нагрузке:

МСO=0,001×8,83×13,0×(1- 0,5/100)/ 3,6=0,0316 [г/с

Расчет приземных концентраций вредных веществ при сжигании газообразного топлива выполнен в соответствии ОДН-86 для холодного периода года.

Максимальная концентрация вредных веществ в приземном воздухе.

Критерием для выбора расчетных формул служит величина вспомогательного параметра.

f=103×( ω2×D)/(Н2×Δt) [м/с2˚С]

где: ω- скорость выхода дымовых газов из трубы, м/с;

D- диаметр устья трубы, м;

Н- высота выбросов вредных веществ, м;

Δt- разность между температурой выбрасываемых дымовых газов и температурой наружного воздуха, ˚С;

      ω =14,95[м/с];

Δt=160-(-34)=194 ˚С

f=103×(14,952×0,08)/(402×194)=5,76[м/с2˚С

f<100 м/с2˚С          Δt>0

Расчет выполняется для нагретых выбросов

Максимальная концентрация вредных веществ в приземном воздухе

См=А×М×F×m×n× H2/Vг×t [мг/м3]

где А- коэффициент статификации атмосферы, принимаем равным 160;

F-Коэффициент учитывающий скорость оседания вредных веществ, для газов F=1.

Значения коэффициентов m и n определяется в зависимости от параметров f,VМ ,VМи fe.

F=1000х ω2хD/H2хT;

VМ =0,65х

Расчет  приземных  концентрации  вредных  веществ  для  переходного периода  года.

      Характеристика  дымовых  газов  в  выходных   сечений  трубы

а)  температура tr= 170 оС

б)  обьем  Vr =275,32 м3/ч = 0,076м3

в)  скорость Wr =  15,3 м/с

г)  часовой  расход  топлива  Вч  = 13,0 нм3 / ч

Количество  окислов   азота  

МN02  =  0,001 × 13,0 × 35,73 × 0,07 × ( 1-0,5/100) / 3,6 = 0,009 г/с

Количество  окиси  углерода

Мсо =  0,001× 8,83 ×13,0(1-0,5/100)/3,6 =  0,0316 г/с

Величина  вспомогательного   параметра

f  =  103 × (15.32 ×  0,08) /  (42 × 160)  =  7,32 м/с2 0С

t  = 170-10  = 160 оС

Расчет  приземных  концентрации  вредных  веществ  для  летнего периода года.

      Характеристика  дымовых  газов  в  выходных   сечений  трубы:

а)  температура tr= 180 оС

б)  обьем  Vr =281,53 м3/ч = 0,078м3

в)  скорость Wr =  15,64 м/с

г)  часовой  расход  топлива  Вч  = 13,0 нм3 / ч

Количество  окислов   азота  

МN02  =  0,001 × 13,0 × 35,73 × 0,085 × ( 1-0,5/100) / 3,6 = 0,011 г/с

Количество  окиси  углерода

Мсо =  0,001× 8,83 ×13,0(1-0,5/100)/3,6 =  0,0316 г/с

Величина  вспомогательного   параметра

f  =  103 × (15,642 ×  0,08) /  (42 × 150)  =  8,15 м/с2 0С

t  = 180-30  = 150 оС

      При номинальной нагрузке:

    VM=1,3 х14,95х0,08/4=0,39

     fe=800х(0.39)3=47,46; fe >f; f=5,76

m = 1/ (0,67+0,1 √5,76+0,34 3√5,76) = 0,66

При минимальной нагрузке:

     VM=1,3 х15,3х0,08/4=0,41

     fe=800х(0,41)3=53,79; fe >f; f=7,32

     m = 1/ (0,67+0,1 √7,32+0,34 3√7,32) = 0,625

При летней нагрузке:

     VM=1,3 х15,64х0,08/4=0,41

      fe=800х(0,41)3=53,79; fe >f; f=8,15

      m = 1/ (0,67+0,1 √75,7+0,34 3√75,7) = 0,336

      Величина  параметра Vм

Vм=

При номинальной нагрузке:

Vм==1,00 м/с

При минимальной нагрузке:

Vм==0,94 м/с

При летней нагрузке:

Vм==0,93 м/с

      Вычисляем  n  по  формуле

n=0,532

При номинальной нагрузке:

n=0,532=1,532

При минимальной нагрузке:

n=0,532=1,6

При минимальной нагрузке:

n=0,532=1,61

При номинальной нагрузке:

==0,077 мг/м2

==0,131мг/м2

При минимальной нагрузке:

==0,039 мг/м2

==0,137 мг/м2

При летней нагрузке:

==0,039 мг/м2

==0,137 мг/м2

что  ниже допустимых  пределов :

Спдк  N 02 =  0,085 мг / м3 ; Спдксо =3,0 мг/м3

Определив  количество  вредных  выбросов  переходим  к  расчету  минимально  допустимой  высоты  дымовой  трубы  из  условия  отвода  продуктов  сгорания  и рассеивания  их  в  атмосфере  .

Минимально  допустимая  высота  дымовой  трубы  определяется  из  условия  обеспечения  такого  рассеивания  , при  котором  концентрация  вредных  веществ  у  поверхности  земли  будет  меньше  максимальной  разовой  предельно  допустимой  концентрации  данного  вещества  в  атмосферном  воздухе   (ПДК).

Минимально  допустимую  высоту  дымовой  трубы  определим  по  формуле:     

H = (√А × М × F ×m ×n) / (ПДК 3V1× ∆ Т)            [ м  ]  ,

где: А - коэффициент, зависящий температурной стратификаций атмосферы

   М-  масса  вредного  вещества,  выбрасываемого в атмосферу в единицу времени, г/с ;

        F- коэффициент, учитывающий  скорость оседания вредных веществ, для  газа равен 1;

      m и n - коэффициент, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси ;

       ПДК -  max разовая  предельно допустимая концентрация вредного вещества в атмосферном  воздухе ;

      V1 - расход дымовых газов, м3/с ;

      ∆ Т - разность между температурой выбрасываемых дымовых газов и температурой окружающего воздуха, оС ;

Расчет минимальной допустимой высоты дымовой трубы для ХПГ расчет для NO2     

Объем дымовых газов 269,1 м3/с  =  0,075 м3/с  

∆ Т = 160 – (-34) = 194 оС

Н =   =2,65 м 

расчет  для  СО  

Н =   =0,84 м 

Расчет  для  переходного  периода  года  

Объем  дымовых  газов 275,32м3/ч  = 0,076 м3

∆ Т = 170  - 10 = 160 оС  

 расчет  для  NO2  

    

Н =   =2,71 м 

Расчет  для  СО  

Н =   = 0,86 м 

Расчет  для  летнего  периода  года  

Объем  дымовых  газов 281,53м3/ч  = 0,078 м3

∆ Т = 180  - 30= 150 оС  

 расчет  для  NO2  

   

Н =   =2,71 м 

Расчет  для  СО  

Н =   = 0,85 м 

       Проведенный  расчет  показывает  что  высота  дымовой  трубы  обеспечивает  отвод  продуктов  сгорания  и  рассеивания  их  в  атмосфере .

Данные расчета сводим в таблицу    .

 

Данные для расчета загрязнений атмосферы для холодного периода года.

                                                                                             

                                                                                                   

                                                                                                 

                                                                                                  Таблица12

п/п

наименование

обозначение

размерность

значение

1

2

3

4

5

1.

Расход топлива часовой

Вч

нм3