Теплопоступления от солнечной радиации через покрытие котельной.

Qрадогр=37,8140,68=360 [Вт/ч]

?Qрад=221+360=581 [Вт/ч]

Определение количества тепла, теряемого в трубопроводах

Qп и +Qо и=(Уgпilпi+Уgо 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]

Поступления тепла через поверхность изолированной арматуры

Qа=Уgнаilнаi, [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]

Поступления тепла через поверхность теплосчетчика, изолированного на ѕ 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]

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]

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]

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]

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

Qв=Vв ксс(tв-tн)/3,6, [Вт/ч],

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

с - плотность воздуха, с=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]

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]

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.

Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

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

Исходные данные:

Расход топлива

а) годовой Вгод =187,22 тыс.нм3/год

б) часовой Вч=52 нм3/ч

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=160єС

б) Vдг ном.ка= 269,1м3/ч=0,075м3/с

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

- При минимальной нагрузке (переходный период):

а) температура tч=170єС

б) Vдг ном.ка= 275,32м3/ч=0,076м3/с

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

- При летней нагрузке:

а) температура tч=180єС

б) Vдг ном.ка= 281,53/ч=0,078м3/с

в) скорость щч= 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= 0,001ЧВчЧQнЧКNO2Ч(1-в) Ч(1- gн/100)/3,6 [г/с]

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

Qн - низшая теплотворная способность топлива, мДж/м3;

в - 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= 0,001Ч13,0Ч35,73 Ч0,07Ч(1-0) Ч(1-0,5 /100) / 3,6=0,009 [г/с]

Количество окиси углерода

МСO=0,001ЧССОЧ ВчЧ(1- gн/100)/ 3,6 [г/с]

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

ССО= (gзЧRЧ QнЧ103)/(100ЧССО2) [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= (0,5Ч0,5Ч 35,73Ч103)/(100Ч10,12)=8,83 [г/м3

При номинальной нагрузке:

МСO=0,001Ч8,83Ч13,0Ч(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=103Ч( щ2ЧD)/(Н2ЧДt) [м/с2?С]

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

D- диаметр устья трубы, м;

Н- высота выбросов вредных веществ, м;

Дt- разность между температурой выбрасываемых дымовых газов и температурой наружного воздуха, ?С;

щ =14,95[м/с];

Дt=160-(-34)=194 ?С

f=103Ч(14,952Ч0,08)/(402Ч194)=5,76[м/с2?С

f<100 м/с2?С Дt>0

Расчет выполняется для нагретых выбросов

Максимальная концентрация вредных веществ в приземном воздухе

См=АЧМЧFЧmЧnЧ H2/VгЧt [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 ,VМ' и fe.

F=1000х щ2хD/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/с

в) скорость Wr = 15,3 м/с

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

Количество окислов азота

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

Количество окиси углерода

Мсо = 0,001Ч 8,83 Ч13,0(1-0,5/100)/3,6 = 0,0316 г/с

Величина вспомогательного параметра

f = 103 Ч (15.32 Ч 0,08) / (42 Ч 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/с

в) скорость Wr = 15,64 м/с

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

Количество окислов азота

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

Количество окиси углерода

Мсо = 0,001Ч 8,83 Ч13,0(1-0,5/100)/3,6 = 0,0316 г/с

Величина вспомогательного параметра

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

?t = 180-30 = 150 оС

При номинальной нагрузке:

V'M=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 v5,76+0,34 3v5,76) = 0,66

При минимальной нагрузке:

V'M=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 v7,32+0,34 3v7,32) = 0,625

При летней нагрузке:

V'M=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 v75,7+0,34 3v75,7) = 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 :

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 = (vА Ч М Ч F Чm Чn) / (ПДК 3v V1Ч ? 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/с

? 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/с

? 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.	Расход топлива часовой	Вч	нм3/ч	13,0
2.	Зольность топлива	-	-	-
3.	Серность топлива	-	-	-
4.	Объем дымовых газов	Vч	м3/ч	269,1
5.	Высота дымовой трубы	Н	м	4,0
6.	Диаметр дымовой трубы	Д	м	0,08
7.	Температура наружного воздуха	tн	0С	-34
8.	Коэффициент статификации атмосферы	А		160
9.	Потери от химического недожога	q3		0.5
10.	Потери от механического недожога	q4		0.5
11.	Коэффициент избытка воздуха			1.25
12.	Температура дымовых газов	tч	0С	160
13.	Скорость газов на выходе из устья трубы	ч	м/с	14,95
14.	Секундный выброс вредных веществ:
	-окиси углерода	Мсо	г/с	0,0316
	- окиси азота	МNO2	г/с	0,009
15.	Максимальная приземная концентрация вредных веществ
	-окиси углерода	См со	мг/м2	0,131
	-двуокиси азота	См NO2	мг/м2	0,077
16.	ПДК вредных веществ:
	-окиси углерода	ПДК СО	мг/м3	3
	-двуокиси азота	ПДК NО2	мг/м3	0.085

Таблица 13. Данные расчета загрязнений атмосферы для переходного периода года

№ п/п	наименование	обозначение	размерность	значение
1.	Температура наружного воздуха	tн	0С	+10
2.	Температура дымовых газов	tг	0С	170
3.	Объем дымовых газов	Vч	м3/ч	275,32
4.	Скорость газов на выходе из устья трубы	ч	м/с	15,3
5.	Максимальная приземная концентрация вредных веществ
	-окиси углерода	См со	мг/м2	0,137
	-двуокиси азота	См NO2	мг/м2	0,039
6.	ПДК вредных веществ:
	-окиси углерода	ПДК СО	мг/м3	3
	-двуокиси азота	ПДК NО2	мг/м3	0,085
7.	Высота дымовой трубы	Н		4,0
8.	Коэффициент статификации атмосферы	А		160
9.	Диаметр дымовой трубы	Д		0,08
10.	Расход топлива часовой	Вч		13,0
11.	Секундный выброс вредных веществ:
	-окиси углерода	Мсо	г/с	0,0316
	- окиси азота	МNO2	г/с	0,009

Таблица 14 Данные расчета загрязнений атмосферы для летнего периода года

№ п/п	наименование	обозначение	размерность	значение
1.	Температура наружного воздуха	tн	0С	+30
2.	Температура дымовых газов	tг	0С	180
3.	Объем дымовых газов	Vч	м3/ч	281,53
4.	Скорость газов на выходе из устья трубы	ч	м/с	15,64
5.	Максимальная приземная концентрация вредных веществ
	-окиси углерода	См со	мг/м2	0,137
	-двуокиси азота	См NO2	мг/м2	0,039
6.	ПДК вредных веществ:
	-окиси углерода	ПДК СО	мг/м3	3
	-двуокиси азота	ПДК NО2	мг/м3	0,085
7.	Высота дымовой трубы	Н		4,0
8.	Коэффициент статификации атмосферы	А		160
9.	Диаметр дымовой трубы	Д		0,08
10.	Расход топлива часовой	Вч		13,0
11.	Секундный выброс вредных веществ:
	-окиси углерода	Мсо	г/с	0,0316
	- окиси азота	МNO2	г/с	0,009

Внутренний водопровод и канализация

Исходная вода соответствует требованиям СНиП 11-35-76.

В соответствии с требованиями к качеству расходуемой воды и составом сточных вод проектируются следующие сети:

-водопровод исходной воды, подпиточный (В1).

-трубопровод дренажный от предохранительных клапанов и свободного слива от котлов (Т96).

Наружный водосток неорганизованный.

Ввод электроэнергии в котельную производится через шкаф ВРУ (380В), в котором осуществляется учет энергии и переключения питающих линий.

Электрооборудование между соединяется разъемами и гибкими кабелями, исходящими от котлов и от электрического шкафа №1 к шкафу №2.

Электрическое освещение

Проектом предусматриваются следующие виды электроосвещения: рабочее и аварийное напряжение 220В переменного тока, местное и ремонтное напряжение 12В постоянного тока. В помещении котельной предусматривается система общего равномерного освещения.

Установленная мощность внутреннего электроосвещения 300Вт.

Величина освещения в котельной принята в соответствии с требованиями СНиП II-4-89.

Освещение выполнено светильниками, выбранными в зависимости от условий среды и высоты помещения котельной.

Питающая сеть электроосвещения выполняется кабелем марки АВВГ, прокладываемым по стенам и конструкциям с креплением скобами совместно с силовыми кабелями.

Групповая сеть рабочего и аварийного освещения выполняется кабелем АВВГ на скобах по перекрытию; стенам и проводом АПВ в коробах.

Управление рабочим и аварийным освещением производится выключателями на групповом щите и индивидуальными включателями, установленными у входа в помещении котельной.

Заземление и зануление электрооборудования котельной выполнить в соответствии с требованиями главы 1-7 ПУЭ-85г. и СНиП 3ф 05.06-85.

Определение физико-технических свойств газа

В качестве газового топлива для котельной принят газ природный согласно ГОСТ 5542-87 Уренгойского месторождения газопровода Уренгой-Центр-Азия используемый в п.Ува.

Таблица

Расчётный газ	Состав газа; % по объёму	Плотность кг/м3 при t=00С р=101,3кПа	Теплота сгорания ккал/м3 при t=00С р=101,3кПа
	СН4 метан	С2Н6 этан	С3Н8 пропан	С4Н10 Н-бутан	С5Н12 пентан	СО2 диоксид углерода	N2+ редкие газы		низшая
Уренгой-Центр-Азия	97,69	0,56	0,31	0,05	0,01	0,04	1,34	0,686	8527

СО2; N+ редкие газы - балласт газового топлива.

Физико-химический состав газа.

Таблица

Расчетный газ	Состав газа	Плотность с кг/м3при t=00С	Теплопроводная способность Qн;МДж/м3	Предел взрываемости	Состав газа % по объему
Уренгой-Центр-Азия	Метан	0,7168	35,84	5-15	97,69
	Этан	1,3566	63,73	3-12,5	0,56
	Пропан	2,019	93,73	2-9,5	0,31
	Бутан	2,703	123,77	1,7-8,5	0,05
	Пентан	3,221	146,34	1,35-8,0	0,01
	Диоксид углерода СО2	1,977	-	-	0,04
	сероводород	1,5392	23,49	-	-
	Азот N+редкие газы	1,2505	-	-	1,34

средняя плотность газовой смеси.

рсм=0,01xУriсi ; (кг/нм3)

где ri - процентное содержание i-го компонента газа; %.

рi - плотность i-го компонента газа; кг/м3.

рсм=0,01x(97,69x0,7168+0,56x1,3566+0,31x2,019+0,05x2,703+

+0,01x3,221+0,04x1,977+1,34x1,251)=0,733 (кг/нм3)

Для связи с номограммами при гидравлическом расчете сетей вычислим относительную плотность

Кр= Рсм/0,73

где 0,73- плотность природного газа в кг/м3 при 00 С и 101.3 кПе при которой построены номограммы.

Кр= 0.733/0.73=1,004

Определение теплотворной способности газовой смеси

Низшая теплота сгорания

Qнр =0,01? riЧQHiр [мДж/нм3];

где QHiр - теплотворная способность горючих составляющих;

ri- процент содержания i компонента газа, %;

QH2р=0.01(97,69Ч35,84+0,56Ч63.73+0,31Ч93.37+0,05Ч123,77+0.01Ч146.34)=35.73 [м Дж /нм3]

Для сравнения различных видов топлива по их тепловому эффекту используют понятие условного топлива, теплота сгорания которого составляет 29.300 мДж/кг.

Топливным эквивалентом называется отношение теплотворной способности газа к теплоте сгорания условного топлива.

Э= QHр/29,300 [кг.у.т./нм3]

Э=35.73/29.300=1.219 [кг.у.т./ нм3]

Определение теоретического количества воздуха, необходимого для сжигания газа

В воздухе содержится: - кислород О2 = 21%;

- азот N2 =79%

следовательно в 1 м3 воздуха кислорода О2 содержится 100/21=4.76 м3 .Теоретическое количество сухого воздуха для сжигания 1м3 газа

LTсух. =4.76/100[0.5Н2+0.5 СО+1.5Н2S+У(n+m/4)CnHm-O2] [м3/нм3]

Расчет ведется без негорючей части (балласта)

LTсух. =4.76/100[У(n+m/4)CnHm] [м3/нм3]

где СННм=ri- процентное содержание i углеводорода, %;

n - количество горючих компонентов, %;

m - количество балластных примесей, %.

LTсух. =4.76/100(2Ч97,69+3.5Ч0,56+5Ч0.31+6.5Ч0.05+8Ч0.01)= 9.488 [м3/нм3].

Теоретический расход влажного воздуха больше сухого воздуха по объему содержащихся в нем водных паров и определяется по формуле:

Lт.вл = Lтсух +0.0124dвЧLтсух [м3/нм3];

где Lтсух- теоретическое количество сухого воздуха для сжигания газа, [м3/нм3];

dв- влагосодержание, г/м3;

влагосодержание принимается 10 г/м3

Lт2вл =9.488+0.00124Ч10Ч9.488=9.605 [м3/нм3]

Определение относительной плотности газа

Чтобы показать на сколько 1 м3 газа легче или тяжелее 1 м3 воздуха используют понятие относительной плотности газа, которая представляет собой отношение плотности газа к плотности воздуха

d = ссм /свозд ,

d=0,733/1.293=0.567

Определение числа Воббе

Число Воббе служит для характеристики горючих свойств газа и косвенно показывает соотношение тяжелых и легких углеводородов и наличие инертных газов.

ГОСТом ограничено колебание числа Воббе, т.к. при значительных отклонениях от ГОСТа будет меняться теплотворная способность топлива.

W=QH/vd [мДж/нм3]

где QH - низшая теплотворная способность газа, мДж/нм3;

d - относительная плотность газа.

W=35.73/v0.567=47,45 [мДж/нм3]

Определение действительного количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива

Коэффициент избытка воздуха определяется отношением действительного количества воздуха Lдейств. к теоретическому.

б =Lдейств./Lтв

По паспортным данным котла коэффициент избытка воздуха при номинальной топливной мощности не более б =1,25

Тогда действительное количество воздуха, необходимого для полного сгорания 1 м3 газа

Lдейств= б ЧLтв [м3/нм3]

Lдейств=1,25Ч9,605=12,01 [м3/нм3]

Определение теоретического количества образующихся продуктов сгорания при сжигании 1 м3 газа

Объем отдельных компонентов продуктов сгорания сложных газов определяется по формуле

VCO2=0.01[CO+CO2+УnCnHm] [м3/нм3]

где СО2- процентное содержание двуокиси углерода, %

СnHm- процентное содержание i-го углеводорода, %

VCO2 = 0,01 (0,04+0+1Ч97,69+2Ч0,56+3Ч0,31+4Ч0,05+5Ч0,01) = 1,000 м3/нм3

Определяем действительный объем водяных паров.

VН2О=0,01[(Н2+У(m/2)СnHm)+0.00124(d2+dBЧLTСЧб)+Н2S] [м3/нм3]

где d2- относительная плотность газа, принимается от 4 до 6 г/м3

dB- влагосодержание воздуха, принимается от 8 до 10 г/м3

СnHm- процентное содержание углеводородов, %

LTС- теоретическое количество сухого воздуха, м3/нм3

VH2O=0.01[(0+2Ч97,69+3Ч0,56+4Ч0.31+5Ч0.05+6Ч0.01)+0.00124(5+10Ч9.605х1,25)]==2,141 м3/нм3

Определяем объем двухатомных газов:

VN2=0.79ЧLTС+0.01ЧN2 [м3/нм3]

где N2- процентное содержание азота, %

LТС- теоретическое количество сухого воздуха для сжигания 1м3 газа,м3/нм3

VN2 = 0,79Ч9,488+0,01Ч1,34 = 7,509 м3/нм3

Определим содержание каждого компонента СО2, Н2О, N2 в суммарном объёме продуктов сгорания

Vсухихгазов = VCO2+VN2 [м3/нм3]

V сухихгазов =1.000+7.509=8.509 [м3/нм3]

Vвлажныхгазов = Vсухихгазов +VH2O [м3/нм3]

Vвлажныхгазов = 8.509+2,141 =10.65 [м3/нм3]

VH2O/VвлажныхгазовЧ100 %= 2,141/10.65Ч100 %=20,10 %

VN2/V сухихгазов Ч100 %= 7.509/8.509Ч100 %= 88.25 %

VCO2/V сухихгазов Ч100 %= 1.000/8.509Ч100 %= 11.75 %

Определение пределов взрываемости газа

Газовоздушные смеси могут взрываться только в случае, если содержание газа в воздухе находится в определенных (для каждого газа) пределах. В связи с этим различают нижний и верхний пределы взрываемости. Нижний предел соответствуют минимальному, а верхний предел максимальному содержанию газа в воздухе, при котором происходит взрыв, если присутствует источник огня.

Если содержание газа в газовоздушной смеси меньше нижнего предела взрываемости, такая смесь не взорвется, поскольку, выделяющаяся вблизи источника зажигания теплота для подогрева смеси до температуры воспламенения недостаточна.

Если содержание газа в смеси находится между нижним и верхним пределом взрываемости, то газ взрывоопасен при любом положении источника огня.

а) Пределы взрываемости сложных газов (только горючих) не содержащих балласта вычисляются по формуле:

LH(B)= (r1+r2+r3+r4+r5)/ (r1СН4/LСН4Н(в) +r2С2Н6/LС2Н6Н(в) +r3С3Н8/LС3Н8Н(в) + r4С4Н10/LС4Н10Н(в)+r5С5Н12/LС5Н12Н(в) )

где ri- содержание компонента газа в смеси, %

LH(в)- предел взрываемости компонента смеси в газовоздушной среде, нижний и верхний соответственно

LH=(97,69+0,56+0,31+0,05+0,01)/(97,69/5+0,56/3+0,31/2+0,05/1,7+0,01/1,35)= =5,02 %

LB=(97,69+0,56+0,31+0,05+0,01)/(97,69/15+0,56/12,5+0,31/9,5+0,05/8,5+0,01/8)=15,16 %

б) C учетом балласта

Lб H(B)= б H(B) Ч ([1+д/(1-д)] Ч100)/(100ЧLH(B) Чд/(1-д))

где д = (N2+CO2)/100 - количество балластных примесей в долях единицы

д = (0,04+1,34)/100= 0.0138

LбН = 5,02 ([1+(0.0138/(1-0.0138)] Ч100)/(100+(5,02Ч0.0138/(1-0.0138))=

=5.08 %

LбB= 15,16 (1+0.0138/(1-0.0138) Ч100)/(100+15,16Ч0.0138/(1-0.0138))=

=15.33 %

в) Определяем изменение пределов взрываемости с балластом по отношению к пределу без балласта

ДLH=((LHБ-LH)/LH)Ч100 %

ДLH= ((5.08-5,02)/5,02)Ч100= 1,19 %

ДLB=((LВБ-LВ)/ LВ) )Ч100 %

ДLB= ((15.33-15,16)/15,16)Ч100= 1,12 %

Определение расхода топлива.

Расход топлива определяется по имеющимся в наличии котлам. По данным завода-изготовителя ОАО,,Камбарский завод газового оборудования'',г.Камбарка:

- номинальная теплопроизводительность котельного агрегата кВа-П-120 Гн Q = 120 кВт;

При установке в котельной 4-х котлов номинальная тепловая мощность газогорелочных устройств будет равна:

Qкот = 4Qка/ц, [МВт]

Qкот = Qов + Qгвс+ Qс.н. [МВт]

где Qка - номинальная тепловая производительность котла, МВт;

ц - к.п.д. котла;

Qкот = 40,120/0,93 = 0,516 [МВт]

Потребная тепловая мощность котельной в летний период:

Qл = (Qгвс+ Qс.н.)/ц0,82 [МВт]

где: Qгвс - тепловая производительность на горячее водоснабжение, (0,127 МВт/ч );

Qс.н. - тепловая производительность на собственные нужды котельной, (0,014МВт/ч).

Тепловая мощность котельной в начальный период отопительного сезона (переходный период) при минимальной отопительной нагрузке.

Qmin = Qов Ч(tв - tпер / (tв - tн.р)) +Qгвс +Qс.н, [МВт]

где tв - температура внутреннего воздуха отапливаемых помещений, tв=20оС;

tпер - температура наружного воздуха в начальный период отопительного сезона, tпер= 10 оС;

tн.р - температура наружного воздуха расчетная при максимальной отопительной нагрузке, tн.р = - 34 оС;

Qл = (0,127+ 0,014)/0,930,82=0,184 [МВт]

Qmin = 0,339 Ч(20- 10 / (20 - (-34)) +0,127+0,014=0,203 [МВт]

Годовая производительность котельной (без учета ГВС летом).

Qгод = Qкот Ч(tв - tср.о / (tв - tн.р)) Ч24 Ч nо, [МВт]

где tв, tн.р - то же, что и в формуле 2.2;

tср.о - температура стреднесуточная за отопительный период,

tср.о= -4,7 оС;

24 - число часов работы участка в сутки;

nо - продолжительность отопительного периода, nо = 237 суток

Qгод = 0,48 Ч((20-(-4,7)/ (20-(-34)) Ч 24Ч237 = 1248,83[МВт]

С учетом летней нагрузки (n0=138 дней).

Qгод общ.= Qгод+n0Qлет24 [МВт]

Qгод общ.= 1248,83+1380,18424=1858,24 [МВт]

Годовой расход топлива котельной.

Вгод = (QгодЧ3,6) / Qнр , [тыс н.м3/год]

где Qнр - низшая теплота сгорания, мДж/нм3

Вгод = (1858,24Ч3,6) / 35,73 = 187,22 [тыс н.м3/год]

Годовой расход условного топлива

Вугод = Вгод ЧЭг , [тон у.т./год]

где Эг - топливный эквивалент, Эг = 1,213 кг.у.т.

Вугод = 187,22 Ч 1,219 = 228,23 [тон у.т./год]

Количество подаваемого к топке котлов воздуха, забираемого из помещения котельной при номинальной производительности котлов

Vв = ВдЧLдейст. Ч((273+tв)/273), [м3/ч]

где Вд - часовой расход топлива котельной, м3/ч;

Lдейст. - действительное количество воздуха, необходимого для сгорания 1 м3 газа, Lдейст. = 12,01 [м3/нм3];

tв - температура воздуха, подаваемого горелкой в топку котла, tH+tB=-34+32= -2 0C (воздух в процессе движения в корпусе котла к горелочному устройству подогревается на С);

Часовой расход топлива котельной определим по формуле:

Вд = (Qкот Ч 3600)/Qн , [нм3/ч]

где Qкот - тепловая мощность котельной, Qкот = 0,516 МВт;

Qн - низшая теплота сгорания МВт, Qн = 35,73 мДж/нм3;

Вд = (0,516 Ч3600)/ 35,73 = 52,00 [нм3/ч]

Vв = 52,00 Ч12,01Ч((273+(-2)/273)= 619,94 [м3/ч]

Часовой расход топлива 1-го котельного агрегата:

Вк.а= [нм3/ч]

где: ц - КПД котельного агрегата;

Qк.а. - производительность котельного агрегата, МВт.

Вк.а==13,0 [нм3/ч]

Vв = 13Ч12,01Ч((273+(-2)/273)= 155,0 [м3/ч]

Количество воздуха при минимальной отопительной нагрузке

Вд min = (Qmin Ч3600)/Qн [нм3/ч]

где Qmin - тепловая мощность котельной при минимальной отопительной нагрузке, Qmin = 0,203 МВт

Так как котлы работают в стартстопном режиме 0-100%,то при минимальной нагрузке котельный агрегат будет работать в номинальном режиме 100% ,как в переходный , так и в летний период.

Вд min = (0,203 Ч3600)/35,73 = 20,45 нм3/ч

Вл = (0,184 Ч3600)/35,73 = 18,54 нм3/ч

Vв min = Вд min ЧLд ((273+ tв)/273), [м3/ч]

где Вд min - часовой расход топлива при минимальной отопительной нагрузке, нм3/ч;

Lд, - то же, что и в формуле 3.1

tB min= tH+=10+32=42 0C

tB лето= 30+32=62 0C

Vв min = 20,45 Ч12,01Ч((273+42)/273) = 283,39[м3/ч] темп. 42 оС

Vв лета = 18,54Ч12,01Ч((273+62)/273) = 273,23 [м3/ч] темп. 62 оС

Объем продуктов сгорания при номинальной мощности котельной

Vдг=Вд( Vвлгаз+Дб Lтвл)Ч (273+ tг)/273 , [м3/ч]

где Вд - часовой расход топлива, нм3/ч

Vвлгаз - теоретическое количество продуктов сгорания, образующихся при сжигании 1 м3 газа, Vвлгаз=10,65 нм3/ч;

Дб - коэффициент избытка дополнительно необходимого воздуха для полного сгорания топлива;

Lтвл - теоретическое количество воздуха, необходимого для сжигания 1 м3 газа, V твл =9,605 нм3/ч;

tг - температура уходящих газов по паспортным данным завода-изготовителя - не менее 160 єС;

Vдг=52,00Ч [(10,65+(1,25-1,0) Ч9,605)]х(273+160)/273=1076,42 м3/ч

Vдгка=269,1 м3/ч

Объем продуктов сгорания при минимальной нагрузке в переходный и летний период..

Ввиду старт-стопного режима котельных агрегатов 0-100 их работа производится при номинальной нагрузке 100% не зависимо от периода года.т.е 26 нм3/ч.

Vгдmin=26,00Ч [(10,65+(1,25-1,0) Ч9,605)]х(273+170)/273=550,64 [м3/ч]

Vглет=26,00Ч [(10,65+(1,25-1,0) Ч9,605)]х(273+180)/273=563,07 [м3/ч]

Так как каждый котел имеет свою дымовую трубу,то расходы дымовых газов при номинальной нагрузке,в переходный период и летний: Vдгmin=275,32 м3/ч , Vдглет= 281,53 м3/ч

Определение максимально часового расхода газа.

Максимальный расход топлива

Qчmax= КmaxЧВгод, [нм3/ч]

где Кmax - коэффициент часового максимума;

Вгод - годовой расход топлива, Вгод=187,22 тыс. нм3/ч;

К hmax=1/m,

где m - число часов использования максимума для отопительной котельной;

m=24nот Ч(tв-tнсрот)/( tв-tно), [час]

где tв - температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, tв=20єС;

tнсрот - средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон, tнсрот=-4,7єС;

tно - расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления и вентиляции, tно=-34єС;

nот - продолжительность отопительного периода, nот=237 сут.;

m=24Ч237Ч(20-(-4,7)/( 20-(-34)=2601,73 час

К hmax=1/2601,73= 384,36Ч10-6 час-1

Qчmax= 384,36Ч10-6 Ч187,22103=71,95 [нм3/ч]

7. Подбор оборудования ГРУ и расчет газопроводов.

В качестве топлива для котельной используется природный газа, с теплотворной способностью Qрн=35,73 мДж /м3.

Проект газоснабжения разработан с учетом работы котлов на газе низкого давления с установкой на котлах автоматики безопасности и регулирования.

Снабжение котельной газом организовано от газопровода среднего давления Р=0,3 МПа (3 кгс/см2). Для снижения давления со среднего Р=0,3 МПа до Р=2000Па в котельной предусматривается газорегуляторная установка (ГРУ).

ГРУ предназначена для снижения давления газа, поддержания его на заданном уровне и очистки газа от механических частиц. ГРУ установлена вне помещения котельной в неотапливаемомшкафу.

Оборудование ГРУ:

-регулятор давления, предназначенный для снижения давления газа со среднего давления до низкого и поддержания на заданном уровне;

-фильтрующее устройство, предназначено для очистки газа от механических примесей;

-коммерческий узел учета расхода газа, предназначенный для измерения мгновенного расхода газа и коммерческого учета количества природного газа;

-запорная арматура;

-контрольно-измерительные приборы;

-установка предохранительного сбросного клапана.

Предусматривается продувочные, сбросные газопроводы.

Диаметры газопровода приняты согласно гидравлическому расчету по монограммам.

Диаметр основной магистрали газопровода 57х3,5 (ввод) диаметр магистрали газопровода к котлам от ГРУ (рессивер) 108х4,0.

Диаметр газопроводов от ресивера до котла 57х3,5.

Потери давления в газопроводе складываются из потерь по длине и потерь в местных сопротивлениях.

УДР=ДР? +ДРмс, [Па],

ДР? =лЧ(?/d) Ч(w2/2) Чс=ДР?, [Па],

где л - коэффициент трения;

? - длина участка, м;

w - скорость движения газа, м/с;

с - плотность газа, кг/м3;

ДР - потери давления на 1 м газопровода;

ДРмс =УжЧ(w2/2) Чс= лЧ(?э/d) Ч(щ2/2) Чс= ДРЧ ?э, Па

где ж - сумма местных сопротивлений;

щ, с, л, d, ДР - те же, что и в формуле 6.1;

?э - эквивалентная длина при Уж= 1, м;

Потери давления в газопроводе котельной.

У ДР= ДРЧ ?+ ДРЧ ?э = ДРЧ (?+?э), Па

Значения ДР и ?э принимаем по номограммам.

Результаты расчетов сведены в таблицу

Таблица Гидравлический расчет газопроводов низкого давления.

№ уч.	Расход Q, м3/ч	Диаметр условного прохода газопровода,мм	Длина участка,м	Сумма коэффициентов местных сопротивлений	Эквивалентная длина прим	Эквивалентная длина местных сопротивлений,м	Расчетная длина участка,м	Удельные потери,Па/м	Потери давления на участке, Па	д, %
1-2	13	20	1,6	0,65	0,75	0,49	2,09	50	104,5	Отв.90=0,3.перех.=0,35
		50	1,0	1,95	1,4	2,73	3,73	0,8	2,98	Тр.пов.=1,5 Кр.шаров.=0,15 Отв.90=0,3
2-3	26	100	0,45	-	-	-	0,45	0,1	0,05
3-4	26	100	0,225	1,0	2,4	2,4	2,63	0,1	0,26	Тр.пр=1
4-5	52	100	2,1	2,1	2,6	5,46	7,56	0,5	3,78	Тр.пов=1,5,отв90=0,3,отв=0,3
5-6	52	50	2,1	6,9	1,7	11,73	13,83	10	138,3	3 кр.шар.=3х0,15=0,45,сч.газа=3,тр.пов=1,5,два отв=2х0,3=0,6,тр.прох=1

Итого потери во внутрикотельных газопроводах 249,87 Па

Требуемое давление газа на выходе после регулятора давления Pвых=1750+250=2000 Па.

Подбор регулятора давления газа

Определяется пропускная способность регулятора

Qрег.= 1595КvPвх. f1/0 [м3/ч]

где Кv- коэффициент расхода.

Кv= 0.5…0.85. Для регулятора РДУ-32/C6 принимаем Кv=0.64;

Pвх- входное давление, МПа;

0- плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;

f- площадь седла клапана, см2;

f= (Dc2)/4 [см2]

где Dc2- диаметр седла клапана, см (Dc=0,6см);

- термодинамический коэффициент.

= 2К/(К-1) [(Рвых./Рвх.)2/К-( Рвых./Рвх)(К+1)/К)]

где К- коэффициент, для природного газа К=1.31;

Рвых- давление на выходе из регулятора, МПа.

Рвых= [кПа]

Рвых= 2,0 [кПа]

Рвыхабс.= 0,103 [кПа]

Рвхабс.= 0,4 [кПа]

f= (3,140,62)/4= 0,283 см2

= =0,54 см2

Qрег.= 1595 0,640,540,4013 0,2831/0,733= 73,1 м3/ч

Принимаем к проектированию регулятор давления газа РДУ-32/C6-1,2. Регулятор давления газа предназначен для редуцирования среднего низкого давления, автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне независимо от изменения расхода и выходного давления, автоматического отключения подачи газа при аварийных повышении и понижении выходного давления сверх допустимых заданных значений. Технические характеристики регулятора:

- диаметр седла клапана- 6 мм;

- площадь седла клапана- 0,283 см2;

- пропускная способность регулятора (табличная) - Qт=77 м3/ч.

Пропускная способность регулятора с учетом действительной плотности газа

Qд= QтК [м3/ч]

где Qт- табличная пропускная способность регулятора, м3/ч

К- сравнительный коэффициент.

К= 0,854/,

где - относительная плотность газа.

=/0 [кг/м3]

где - расчетная плотность газа, кг/м3;

0-плотность природного газа при нормальных условиях, кг/м3.

=0,733/0,730= 1,004 [кг/м3]

К= 0,854/1,004= 0,852

Qд= 770,852= 65,2 м3/ч

Расчетная пропускная способность регулятора должна превосходить на 20…80 % фактический расход газа. Qф=52,0 м3/ч.

QР=(1,2-1,8) QФ

Условия соблюдаются, значит регулятор подобран правильно.

Выходное давления газа из ГРУ контролируют предохранительным запорным клапаном (ПЗК) и предохранительным сбросным клапаном (ПСК). ПЗК контролирует верхний и нижний предел, ПСК- только верхний.

Регулятор совмещает в себе функции ПЗК и ПСК.

Регулятор давления газа РДУ-32/C6-1,2 имеет встроенный предохранительный запорный клапан, пределы настройки которого равны:

Верхний предел

РвПЗК=1,25(Р0+Р) [Па]

где Р0- номинальное давление газа перед газогорелочными устройствами, Па

Р- потери давления в газопроводах, Па

РвПЗК=1,25(1750+250)= 2500 Па

Нижний предел

РнПЗК= 1.1(Рмин+ Р) [Па]

где Рмин- минимальное давление газа перед газогорелочными устройствами, Па

РнПЗК= 1,1(1750+ 250)= 2200 Па

ПСК настраивается на давление, превышающее на 15 % выходное давление.

РПСК= 1,15РВЫХ [Па]

РПСК= 1,152000= 2300 Па

Количество газа, подлежащего сбросу ПСК

Qd=0,0005Qд, [м3/ч]

Qd=0,000565,6=0,0328 м3/ч

Принимаем ПСК25ПН.

В качестве запорной арматуры в ГРУ применяются краны шаровые Ду 50 мм типа КШ; Ду 20 мм типа ГШК.Вся применяемая запорная арматура должна соответствовать 1 классу герметичности по ГОСТ 9544-75.

Контрольно-измерительные приборы

Для измерения входного давления в ГРУ, а также для замера перепада замера перепада давления на кассете фильтра предусмотрены манометры показывающие типа МП3-У. Для измерения выходного давления применяется мановакуумметр показывающий типа МВП-У. Значение максимального измеряемого давления должно находиться в первых 2/3 шкалы измерения прибора. Класс точности измерения прибора должен быть не ниже 1,5.

Для очистки газа от механических примесей на входном участке ГРУ перед узлом учета расхода газа устанавливается фильтр.

Принимаем к проектированию фильтр ФУ-2,0-50-1,2 изготавливаемый ОАО “КЗГО”.

Согласно паспортным данным фильтра пропускная способность при входном давлении РВХ.=0.3 МПа составит 1100 м3/ч, допустимый перепад давления на кассете - 1000 мм вод.ст.(10кПа).

Для учета расхода газа применяется измерительный комплекс СГ-ЭК на базе ротационного счетчика RVG-40, предназначенный для измерения мгновенного расхода газа и коммерческого учета количества природного газа.

Измерительный комплекс состоит из следующих составных частей:

-Счетчик газа

-Ротационного RVG

-Корректора объема газа электронного EK260 со встроенным в корпус датчиком абсолютного давления и датчика температуры термометра сопротивления Pt-500,входячего в состав корректора.

Предельная допустимая относительная погрешность метода измерения объема природного газа, приведенного с помощью измерительного комплекса не превышает 1%.

В соответствии со схемой монтажа прямой участок до и после счетчика не требуется.

Диаметр условного прохода Ду50мм.

Рабочее давление измеряемого газа от 0,0013МПа до 0,0025МПа.

Диапазон измерения от 10…100м3/ч.

Предельное значение относительной погрешности измнрения объема газа состовляет,согласно паспортным данным.

Для счетчиков газа RVG-40(1:2)

1% в диапазоне расходов от 10 до 100 Qmax

2% в диапазоне расходов от Qmin до 10% Qmax

Фактическая производительность ГРП QФ,м3/ч,составит:

QФ max= Qз max/Pmin.абс.;

QФ min= Qз min/Pmax.абс.;

Значения Qз max ,Qз min ,Pmin.абс, Pmax.абс.принимается по характеристикам газоиспользующего оборудования.

QФ max=52/1,013=51,3 м3/ч;

QФ min=13,0/1,025=12,7 м3/ч;

Загруженность счетчика при расходе QФ max(QФ min),%

Хmax= QФ maxx100%/Q max;

Хmin= QФ minx100% /Q max,

Где Q max -табличная пропускная способность счетчика, м3/ч.

Хmax=78,9%

Хmin=19,5%

Предельное значение относительной погрешности при применении счетчика (измерительного комплекса) RVG-40(1:20) составит:

при Qз min=52,0 нм3/ч; при Qз min=13,0 нм3/ч;

Автоматизация

Проект блочной транспортабельной котельной содержит основные решения по оснащению средствами контроля, управления и автоматизации технологического оборудования котельной в объеме, достаточном для надежной экономичной и безаварийной ее эксплуатации, а также обеспечивающим возможность анализа работы оборудования и проведения хозрасчетных операций расхода электроносителей.

Проект выполнен в соответствии с требованиями СНиП II-35-76 «Котельной установки», «Правил устройства безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов».

Приборы теплотехнического контроля приняты в соответствии со следующими принципами:

а) параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса и осуществления предпусковых операций, измеряются показывающими приборами;

б) параметры, учет которых необходим для хозяйственных расчетов или анализа работы оборудования, контролируется самопишущими или суммирующими приборами;

в) параметры, измерения которых может привести к аварийному состоянию оборудования, контролируются сигнализирующими приборами.

Водогрейный котел КВа-П-120 Гн, работающий на газе низкого давления с автоматикой управления БАК.

Блок управления котлоагрегатом включает в себя электронный блок, соединений электрическими связями с исполнительными механизмами и датчиками, установленными на приборной панели, панели датчиков, горелке и котле.

В настоящее время нашей промышленностью и зарубежными фирмами выпускаются различные системы регулирования температуры отпуска воды в тепловую сеть.

В данном проекте применена система автоматического регулирования теплоснабжения ТРМ-32 для регулирования температуры смешанной воды при отпуске потребителю (изготовитель: НПО ОВЕН, г.Москва). Температура выдаваемого из котельной теплоносителя регулируется в соответствии с отопительным графиком с корректировкой по температуре наружного воздуха регулятором на базе микро-ЭВМ. Постоянная температура обратной воды на входе в котлы обеспечивается регулятором температуры прямого действия подмешиванием прямой воды.

Пуск и наладку водогрейного котла КВа-П-120 Гн должна производить специализированная организация, имеющая лицензию на право проведения соответствующих работ.

По окончание наладки администрация предприятия должна получить от наладочной организации технический отчет о наладке и режимные карты для эффективной и безопасной эксплуатации водогрейного котла.

Предприятие, эксплуатирующее блочную транспортабельную котельную должно составить подробную инструкцию по поставке и пуску котлов в составе и взаимосвязи с другим оборудованием котельной.

Пуск котла и автоматический режим работы производится следующим образом:

а) включить подачу топлива краном к ГРУ;

б) открыть кран подачи газа к отсеченному клапану на котлоагрегат;

в) подать напряжение на контрольно-измерительные приборы блок автоматики БАК в схему автоматического регулирования сетевой воды насосами;

г) включить автоматический выключатель, подающий питание на блок БАК;

д) включить тумблер «Пуск».

В ходе программы пуска по завершении вентиляции топки и продувки газопровода, включается запальник. В случае успешного розжига котлоагрегата включается индикатор «Работа», что свидетельствует о нормальной работе котла. На работающем котле регуляторы температуры воды автоматически управляют режимами регулирования температуры при достижении соответственно верхнего и нижнего пределов регулирования температуры воды. Для полного останова котла оператору необходимо включить тумблер «Пуск».

Повторный пуск возможен только после полного останова котла.

При возникновении аварийной ситуации останов котла проводится автоматически. При этом включается индикатор первопричины аварии, включается звуковая сигнализация на блоке и блок управления переходит в режим останова. Срабатывание автоматики безопасности (световая, звуковая сигнализация и отключение подачи топлива и воздуха в котел) - с расшифровкой и запоминанием первопричин происходит в следующих случаях:

- пламя в котле отсутствует;(давление в топке низкое).

- температура воды в котле высокая;

- давление газа перед котлом низкое;

- давление газа перед котлом высокое;

- давление воды низкое;

- давление воды высокое;

- исчезновение напряжения питания автоматики.

Автоматика обеспечивает выполнение следующих функций:

а) автоматический пуск и останов розжига котлоагрегата;

б) автоматическое регулирование температуры воды (теплоносителя):

на выходе котла.

в) однорежимное горение старт-стопное котлоагрегата согласно ГОСТ 21204-83:

г) световая сигнализация о работе блока и работе котла в объеме предусмотренном в табл.

д) аварийная защита обеспечивающая остановку котла при возникновении аварийных ситуаций, перечисленных в табл.12.

Время срабатывания устройств защиты, при возникновении аварийных ситуаций, указанных в табл.

Не превышает:

- при погашении пламени 1 сек;

- для остальных параметров 2-10 сек;

Питание блока осуществляется от сети переменного тока напряжением 220В с допустимым отклонением от - 15% до +10 % с частотой 50+- Н2.

Мощность потребляемая БАК, Вт 8

Габаритные размеры блока, мм 220 х 200 х 75

Масса блока,кг 2

Таблица

	Параметр, состояние блока, по которым осуществляется рабочая сигнализация	Обозначение индикатора
1 2 3 4 5 6 7 8 9	Включение напряжения питания блока Выполнение программы пуска Выполнение программы остановки Нормальный режим работы Контроль пламени Контроль работы котла в режиме автоматического регулирования температуры Включение э/двигателя вентилятора Включение режима большого горения Включение сигнализации	Сеть Пуск Останов Работа Контроль пламени tmax - вход tmax - выход ВКЛ/ДВИГ вентилятора БГ ВКЛ. СИГНАЛ «Тревога»

Таблица

	Параметр, состояния блока, (котла) по которым осуществляется аварийная защита и сигнализация	Обозначение индикатора
1 2 3 4 5 6 7	Пламя отсутствует Температура в котле высокая Давление газа низкое Давление газа на выходе высокое Давление воды низкое Давление воды высокое Резерв	НЕТ ПЛАМЕНИ tmax PrH PrB Рвн Рвв *

Алгоритм работы блока автоматики БАК

Для включения БАК необходимо включить тумблер СЕТЬ и в течение 2 секунд после включения нажать кнопку ПУСК. При этом должен загореться одноименный светодиод ПУСК и одновременно устанавливается режим программного пуска:

1. Продувка камеры горения и дымохода, время продувки устанавливается в пределах 2-10 мин. (Потенциомер R1 8599.00.00.00 ЭЗ).

2. Через 30 сек. после установки режима продувки снимаются блокировки: PrB, PвВ, РвхН, РтВ, tmax, *.

3. После завершения продувки включаются одновременно газовый автоматический запорный орган малого горения и устройство поджига газа.

4. Через 2-3 сек. после включения запорного органа отключается устройство поджига и снимаются блокировки: НЕТ ПЛАМЕНИ, РrН. Включается светодиод РАБОТА.

5. После успешного розжига включается светодиод КОНТР. ПЛАМЕНИ. Устанавливается режим прогрева котла. Время прогрева 2-5 мин., в зависимости от мощности котла.

6. При неуспешном розжиге, попытка продувки и розжига повторяется еще 3 раза, после чего (в случае отсутствия факела) производится аварийный останов.

7. После завершения прогрева котла включается режим большого горения, загорается светодиод БГ.

8. Регулирование тепловой мощности осуществляется в автоматическом и ручном режимах.

При работе на вход блока БАК через разъем ДАТЧИКИ поступают сигналы от датчиков контролирующих параметров. Эти сигналы представлены нормально-замкнутыми контактами первичных датчиков.

При входе контролируемого параметра за допустимую норму блок управления переходит в режим останова, при этом прекращается подача энергии к газовому автоматического запорному органу, отключается электродвигатель вентилятора. Включается соответствующий светодиод аварийной сигнализации на передней БАК, одновременно включается внешняя аварийная звуковая сигнализация.

Организация регулирования и поддержания заданной температуры теплоносителя.

Регулирование температуры теплоносителя осуществляется путем регулирования тепловой мощности (малое-большое горение).

Данный режим осуществляет поддержание заданной температуры теплоносителя на входе котла. Устанавливается температура по индикатору ТЕМПЕРАТУРА С-ВЫХОД в положении тумблера ТоП/ТоС - ТоП.

При достижении температуры теплоносителя на входе, выходе заданным опорным температурам регулирования, котел автоматически переходит в режим ожидания(останова). При понижении температуры теплоносителя на 3-5 град. цел. котел автоматически переходит в режим большого горения.

Эти два режима работают одновременно.

Примечание: Тепловая мощность в режиме большого горения соответствует - 100 %; в режиме ожидания(останова) - 0 %.

Сигнализация и управление

Проектом предусматривается рабочая (технологическая) и аварийная сигнализация.

Рабочая сигнализация служит для предупреждения обслуживающего персонала от отклонений параметров от нормы. В качестве звукового сигнала принят звонок вмонтированный в блоке автоматики БАК. Звуковой сигнал снимается дежурным персоналом, а световой индикатор на блоке автоматики горит до ликвидации причины нарушения.

Схема аварийной сигнализации служит для извещения диспетчера (оператора) об аварийном состоянии работы котельной и котлов. На щите управления в котельной и на щите диспетчера загорается световой сигнал аварийного останова котельной или аварийного останова соответствующего котла.

В качестве звукового сигнала принят звонок, а световая аварийная сигнализация осуществляется одноламповым табло на щите диспетчера.

Электрооборудование состоит из:

- электрошкафа вводного;

- электрошкафа управления общекотельного;

- щитов КИП с блоком автоматики для каждого котла и приборов для контроля параметров работы котла;

- регулирующей и отсечной арматуры на трубопроводах подачи топлива в горелку.

Электрооборудование, КИПиА обеспечивают:

- автоматическое программное управление розжигом и работой котлов;

- автоматическое регулирование температуры сетевой воды;

- автоматическое двухрежимное горение (режим останова и большого горения) горелок;

- звуковую, световую сигнализацию и отключение котлов при аварийных ситуациях;

- защиту электрических установок от перегрузок и токов короткого замыкания.

Электрошкаф с пусковой арматурой металлический, по защищенности от проникновения твердых частиц, пыли и воды изготавливается в исполнении JР41 по ГОСТ 14254-80 расположен в помещении котельной. На боковой стенке устанавливается автоматический выключатель, рукоятка которого выведена наружу для аварийного отключения напряжения. Включение вводного автомата контролируется сигнальной арматурой на передней панели. Габаритные размеры электрошкафа: