Расчет котельной малой мощности для административной застройки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В нашей стране происходит непрерывный рост промышленного производства, осуществляется широкое жилищное строительство, развивается сельское хозяйство.

При строительстве промышленных предприятий и жилых массивов инженерные коммуникации и в том числе устройства для снабжения тепловой энергией, размещаемые обычно под уровнем земли, сооружаются в первую очередь и с учетом всех потребителей, иначе говоря, с опережением в сравнении с основными сооружениями. Это положение ставит задачу совершенствования снабжения тепловой энергией всех потребителей и особенно четкого и рационального выбора источников теплоснабжения.

Быстрому развитию отопительных котельных в нашей стране способствовало изменение топливного баланса страны в сторону широкого использования в котельных природного газа.

В данном курсовом проекте необходимо по исходным данным произвести расчет котельной малой мощности для административной застройки в городе Киров с температурным графиком 105-70 °С, подобрать по заданным нагрузкам котлоагрегаты для системы отопления и вентиляции, а так же котлоагрегаты для системы горячего водоснабжения, установить вспомогательное оборудование и произвести расчет системы удаления дымовых газов.

1. Исходные данные

Исходные данные на курсовой проект представлены в таблице 1.

Таблица 1/ Исходные данные на курсовой проект

№ п/п	Показатель	Размерность	Значение
1.	Местоположение (город,область)		Киров
2.	Вид застройки (жилой или административный копус)		Административный корпус
3.	Климатические данные
3.1.	Температура наиболее холодной пятидневки	°С	-33
3.2.	Средняя годовая температура	°С	-5,7
3.3.	Расчётная летняя температура воздуха	°С	24,4
3.4.	Продолжительность отопительного периода	сут./год	220
4.	Рачётная тепловая нагрузка на нужды
4.1.	Отопления	Мкал/ч	2000
4.2.	Горячего водоснабжения	Мкал/ч	1000
4.3.	Вентиляции	Мкал/ч	0
5.	Характеристика системы теплоснабжения
5.1.	Схема присоединения системы теплоснабжения		зависимая насосная
5.2.	Схема тепловой сети		четырёхтрубная
5.3.	Тип устанавливаемых отопительных приборов у потребителя		конвектор
5.4.	Температурный график отпуска тепловой энергии потребителю	°С	105-70
5.5.	Гидравлическое сопротивление трубопровода	кПа	135
5.6.	Водяной объём системы трубопроводов	м3	55
5.7.	Высота здания H1	эт.	9
5.8.	Высота здания H2	эт.	3
5.9.	Расстояние	м	1500
6.	Топливо
6.1.	Месторождение		Гоголево-Полтава
6.2.	Теплота сгорания	кДж/м3	31071
6.3.	Плотность топлива	кг/м3	0,79

2. Определение основных параметров работы котельной

2.1 Определение тепловых нагрузок на систему отопления и вентиляции и систему горячего водоснабжения

Расчет тепловых нагрузок приведен в таблице 2.

Таблица 2/ Определение тепловых нагрузок на систему отопления и вентиляции и систему горячего водоснабжения

Показатель	Процент	Значение	Ед.изм.
Тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию
без перспективы	100 %	2000	Мкал/ч
перспектива	20 %	400	Мкал/ч
Итого с перспективой		2400	Мкал/ч
собственные нужды	5 %	120	Мкал/ч
транспортные потери теплоты	7 %	168	Мкал/ч
Итого с потерями		2688	Мкал/ч
		3126	кВт
Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение
без перспективы	100 %	1000	Мкал/ч
перспектива	20 %	200	Мкал/ч
Итого с перспективой		1200	Мкал/ч
собственные нужды	2 %	24	Мкал/ч
транспортные потери теплоты	5 %	60	Мкал/ч
Итого с потерями		1284	Мкал/ч
		1493	кВт

Тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию равна 3126 кВт, поэтому подбираем котлоагрегаты марки ЗиОСаб-1600 в количестве 2 шт [7].

Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение составила 1493 кВт, следовательно, выбираем котлоагрегат ЗиОСаб-1600 в количестве 1 шт.

Основные характеристики оборудования представлены в таблице 3. Дополнительные характеристики оборудования находятся в приложении [7].

Таблица 3 Характеристика оборудования

№ п/п	Показатель	Контур СО и В	Контур СГВ	Ед.изм.
1	Производитель/марка	ЗИОСАБ-1600	ЗИОСАБ-1600	-
2	Мощность	1600	1600	кВт
3	Количество	2	1	шт
4	Расход топлива	198	198	м3/ч
5	КПД котла	91,5	91,5	%
6	Давление по газу	8	8	кПа
7	Сопротивление газового тракта	0,65	0,65	кПа
8	Сопротивление водяного тракта	2,25	2,25	кПа
9	Водяная емкость котла	2,45	2,45	м3
10	Длина камеры сгорания	2990	2990	мм
11	Габаритные размеры	4230*2050*1770	4230*2050*1771	мм

2.2 Определение тепловых нагрузок и расходов теплоносителя для разных режимов работы котельной

1). Тепловая нагрузка на нужды отопления и вентиляции определяется для зимнего и среднеотопительного периода по формуле:

, Мкал/ч (1)

где: расчетная тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, Мкал/ч (см. таблицу 2);

расчетная температура наружного воздуха, °С;

расчетная температура внутреннего воздуха, °С она постоянна и определяется согласно;

фактическая для данного режима температура внутреннего воздуха помещения, °С;

фактическая для данного режима температура наружного воздуха, °С.

Летом система отопления не работает.

2). Тепловая нагрузка на нужды горячего водоснабжения определяется формулой

, Мкал/ч (2)

где: расчетная тепловая нагрузка на горячее водоснабжение, Мкал/ч, определяемая по формуле (7);

расчетная температура горячей воды, подаваемая потребителям, °С;

расчетная температура холодной воды, °С, она постоянна и равна 5°С;

фактическая температура горячей воды, °С;

фактическая температура холодной воды, °С, принимается для зимнего и среднеотопительного периода равной 5, а летом 15°С.

3). Расход сетевой воды на нужды отопления и вентиляции определяется по формуле:

, т/ч (3)

где и фактические температуры соответственно подающего и обратного трубопроводов, °С, принимаются для каждого режима в соответствии с наружной температурой.

Летом система отопления не работает, следовательно, расход теплоносителя не учитывается.

4). Расход сетевой воды на нужды горячего водоснабжения определяется по формуле:

, т/ч (4)

Определение тепловых нагрузок и расходов теплоносителя для разных режимов работы котельной представлено в таблице 4.

Таблица 4. Определение тепловых нагрузок и расходов теплоносителя для разных режимов работы котельной

№ п/п	Режим теплопотребления	Максимально-зимний	Среднеотопи-тельный	Летний
1	2	3	4	5
1	Температура наружного воздуха, °С	-33	-5,7	24,4
2	Температура холодной воды, °С	5	5	15
3	Температура в помещении, °С	18	18	24,4
4	Тепловая нагрузка на нужды отопления и вентиляции, Мкал/ч	2688	1249	0
5	Тепловая нагрузка на нужды горячего водоснабжения, Мкал/ч	1284	1284	1051
6	Расход сетевой воды на нужды отопления и вентиляции, т/ч	76,8	35,7	0
7	Расход сетевой воды на нужды горячего водоснабжения, т/ч	23,3	23,3	23,3

2.3 Построение температурных графиков отпуска тепловой энергии и графика переключения котлоагрегатов

Температурный график - зависимость температуры в подающем и обратном трубопроводах на выходе из котельной, в зависимости от температуры наружного воздуха.

Температурный график регулирования тепловой нагрузки разрабатывается из условий суточной подачи тепловой энергии на отопление, обеспечивающей потребность зданий в тепловой энергии в зависимости от температуры наружного воздуха. Выбор графика регулирования определяется целым рядом местных условий и сложившимися условиями проектирования системы теплоснабжения (схемами присоединения потребителей, диаметрами трубопроводов тепловой сети и т.д.).

Фактическая температура воды в подающем трубопроводе находится по формуле (5):

(5)

где: - фактическая температура воды в подающем трубопроводе, °С;

- расчетная температура воды в подающем трубопроводе, °С;

- расчетная температура воды в обратном трубопроводе, °С;

- расчетная температура воды на входе в систему отопления, °С;

- расчетная температура воздуха в помещении (= + 18 °С);

- расчетная температура наружного воздуха (температура наиболее холодной пятидневки).

Фактическая температура воды в обратном трубопроводе равна:

, ° (6)

Фактическая температура воды на входе в систему отопления равна:

, °С (7)

где: U - коэффициент смешения:

.

Подключённая тепловая нагрузка определяется следующим образом

, кВт (8)

где: - максимальная тепловая нагрузка на нужды СО и В, кВт;

tнв - температура наружного воздуха, °С.

Загрузка котлоагрегатов определяется по формуле (9):

, % (9)

где: - загрузка котлоагрегатов, % (причем ? 50 %);

- мощность котла, кВт;

- количество котлоагрегатов, шт.

Расчет данных для построения температурного графика производиться в табличной форме (см. таблицу 5).

Таблица 5. Расчёт температурного графика и графика переключения котлоагрегатов

tнв, ?С	tвв, ?С	t1, ?°С	t2, ?°С	t3, ?°С	QП, кВт	Qк, кВт	Nк	z,%
-33	18,0	105,0	70,0	95,0	3126	1600	2	97,7
-32	18,0	103,5	69,2	93,7	3065	1600	2	95,8
-31	18,0	102,1	68,5	92,5	3004	1600	2	93,9
-30	18,0	100,6	67,7	91,2	2942	1600	2	91,9
-29	18,0	99,2	66,9	89,9	2881	1600	2	90,0
-28	18,0	97,7	66,1	88,7	2820	1600	2	88,1
-27	18,0	96,2	65,3	87,4	2758	1600	2	86,2
-26	18,0	94,7	64,5	86,1	2697	1600	2	84,3
-25	18,0	93,2	63,7	84,8	2636	1600	2	82,4
-24	18,0	91,8	62,9	83,5	2574	1600	2	80,5
-23	18,0	90,3	62,1	82,2	2513	1600	2	78,5
-22	18,0	88,8	61,3	80,9	2452	1600	2	76,6
-21	18,0	87,2	60,5	79,6	2391	1600	2	74,7
-20	18,0	85,7	59,7	78,3	2329	1600	2	72,8
-19	18,0	84,2	58,8	77,0	2268	1600	2	70,9
-18	18,0	82,7	58,0	75,6	2207	1600	2	69,0
-17	18,0	81,2	57,1	74,3	2145	1600	2	67,0
-16	18,0	79,6	56,3	73,0	2084	1600	2	65,1
-15	18,0	78,1	55,4	71,6	2023	1600	2	63,2
-14	18,0	76,5	54,6	70,3	1962	1600	2	61,3
-13	18,0	75,0	53,7	68,9	1900	1600	2	59,4
tнв, ?С	tвв, ?С	t1, ?°С	t2, ?°С	t3, ?°С	QП, кВт	Qк, кВт	Nк	z,%
-12	18,0	73,4	52,8	67,5	1839	1600	2	57,5
-11	18,0	71,9	52,0	66,2	1778	1600	2	55,6
-10	18,0	70,3	51,1	64,8	1716	1600	2	53,6
-9	18,0	68,7	50,2	63,4	1655	1600	2	51,7
-8	18,0	67,1	49,3	62,0	1594	1600	1	99,6
-7	18,0	65,5	48,3	60,6	1532	1600	1	95,8
-6	18,0	63,9	47,4	59,2	1471	1600	1	91,9
-5	18,0	62,3	46,5	57,7	1410	1600	1	88,1
-4	18,0	60,6	45,5	56,3	1349	1600	1	84,3
-3	18,0	59,0	44,6	54,9	1287	1600	1	80,5
-2	18,0	57,3	43,6	53,4	1226	1600	1	76,6
-1	18,0	55,7	42,6	51,9	1165	1600	1	72,8
0	18,0	54,0	41,6	50,4	1103	1600	1	69,0
1	18,0	52,3	40,6	48,9	1042	1600	1	65,1
2	18,0	50,6	39,6	47,4	981	1600	1	61,3
3	18,0	48,8	38,6	45,9	919	1600	1	57,5
4	18,0	47,1	37,5	44,4	858	1600	1	53,6
5	18,0	45,3	36,4	42,8	797	1600	1	49,8
6	18,0	43,6	35,3	41,2	736	1600	1	46,0
7	18,0	41,8	34,2	39,6	674	1600	1	42,1
8	18,0	39,9	33,1	38,0	613	1600	1	38,3
9	18,0	38,1	31,9	36,3	552	1600	1	34,5
10	18,0	36,2	30,7	34,6	490	1600	1	30,6

По результатам расчета составлен температурный график 105-70 °С, представленный на рис.1, а также показан график переключения котлоагрегатов (см. рис. 2).

Рис.1. Температурный график 105-70 °С



Рис. 2. График переключения котлоагрегатов

Режимы работы котлов представлены в таблице 6.

Таблица 6. Режимы работы котлов

№ п/п	Показатель	Нагрузка, Мкал/ч	Кол-во работающих котлов	Процент загрузки
Отопление и вентиляция
1	Максимально-зимний	2688	2	97,7
2	Среднеотопительный	1249	1	90,8
3	Летний	0	0	0
Горячее водоснабжение
1	Максимально-зимний	1284	1	93,3
2	Среднеотопительный	1284	1	93,3
3	Летний	1051	1	76,4

2.4 Тепловой расчет системы СО и В

1). Построим функциональную схему котельной.

На рис.3 изображена функциональная схема котельной.

РН - рециркуляционный насос; РБ - расширительный бак; ПН - подпиточный насос; СН - сетевой насос; К1 - котел №1; К2 - котел №2; П - потребитель; ХВО - химводоочистка.

Рис.3. Функциональная схема котельной

2). Преобразуем функциональную схему в тепловую (см. рис.4).

Рис.4. Тепловая схема котельной

3). Преобразовываем тепловую схему в расчётный граф .

На рис.5 представлен расчётный граф.



Рис.5. Расчётный граф

4). Составляем материальный и энергетический балансы для каждого узла графа. Для этого используем следующие уравнения:

- уравнение материального баланса (равенство расходов теплоносителя):

(10)

где Gвх и Gвых - расход теплоносителя, соответственно, на входе и выходе из узла, кг/ч;

- уравнение энергетического баланса (равенство энергий):

(11)

где Евх и Евых - тепловая энергия, которой обладает теплоноситель, соответственно, на входе и выходе из энергетического объекта, кКал/ч:

(12)

где i - энтальпия теплоносителя, кКал/кг (причём i приблизительно равна температуре воды, °С).

Материальные и энергетические балансы для узлов графа имеют следующий вид:

K1: G12=G11 ; G12-G11=0

Q1+G12·i12=G11·i11 ; G12·i12-G11·i11=-Q1

K2: G22=G21 ; G22-G21=0

Q2+G22·i22=G21·i21 ; G22·i22-G21·i21=-Q2

Y1: G11=G14+G13 ; G11-G14-G13=0

G11·i11=G14·i14+ G13·i13 ; G11·i11-G14·i14-G13·i13=0

Y2: G15+G13=G12 ; G15+G13-G12=0

G15·i15+ G13·i13= G12·i12 ; G15·i15+ G13·i13-G12·i12=0

Y3: G21=G24+G23 ; G21-G24-G23=0

G21·i21=G24·i24+ G23·i23 ; G21·i21-G24·i24-G23·i23=0

Y4: G25+G23=G22 ; G25+G23-G22=0

G25·i25+ G23·i23= G22·i22 ; G25·i25+ G23·i23-G22·i22=0

Y5: G14+G24=G1 ; G14+G24-G1=0

G14·i14+ G24·i24= G1·i1 ; G14·i14+ G24·i24-G1·i1=0

Y6: G2=G25+G15 ; G2-G25-G15=0

G2·i2=G25·i25+ G15·i15 ; G2·i2-G25·i25-G15·i15=0

Далее представим математическую модель в виде системы уравнений, в которой исключены уравнения энергетического баланса для узлов Y1, Y3, Y5, Y6, т.к. температура на входе и выходе из этих узлов одинакова.

G12-G11=0

G12·i12-G11·i11=-Q1

G22-G21=0

G22·i22-G21·i21=-Q2

G11-G14-G13=0

G15+G13-G12=0

G15·i15+ G13·i13-G12·i12=0

G21-G24-G23=0

G25+G23-G22=0

G25·i25+ G23·i23-G22·i22=0

G14+G24-G1=0

G2-G25-G15=0

5). Преобразовываем систему уравнений в расчётную матрицу и решаем её методом «обратной матрицы»

В матрице В мощности первого и второго котлов равны и записываются в Мкал/ч:

Qк1=Qк2=1600 кВт= 1376 Мкал/ч;

На рис.6 приведены результаты расчета по данному алгоритму.

6). Внутренний диаметр трубопровода находим по следующей формуле:

, мм (13)

где: Dвн - внутренний диаметр трубопровода, мм;

G - расход теплоносителя, т/ч;

W - скорость движения воды в трубопроводе, м/с (принимаем равной 0,5 м/с).

Для определения диаметров использован ГОСТ 10704-91[5].

Результаты расчета представлены в таблице 7.

Таблица 7. Определение диаметров трубопроводов СО и В

Расход	Значение, м3/ч	Dвн, мм	Dн*д
G1,1	55,0	197,4	219?5,0
G1,2	55,0	197,4	219?5,0
G1,3	15,7	105,5	114?4,0
G1,4	39,3	166,8	177,8?4,5
G1,5	39,3	166,8	177,8?4,5
G2,1	55,0	197,4	219?5,0
G2,2	55,0	197,4	219?5,0
G2,3	15,7	105,5	114?4,0
G2,4	39,3	166,8	177,8?4,5
G2,5	39,3	166,8	177,8?4,5
G1	78,6	235,9	244,5?4,0
G2	78,6	235,9	244,5?4,0
Матрица А
G1,1	G1,2	G1,3	G1,4	G1,5	G2,1	G2,2	G2,3	G2,4	G2,5	G1	G2	B
-1	1	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
-105	80	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-1376
0	0	0	0	0	-1	1	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	-105	80	0	0	0	0	0	-1376
1	0	-1	-1	0	0	0	0	0	0	0	0	0
0	-1	1	0	1	0	0	0	0	0	0	0	0
0	-80	105	0	70	0	0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	1	0	-1	-1	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	-1	1	0	1	0	0	0
0	0	0	0	0	0	-80	105	0	70	0	0	0
0	0	0	1	0	0	0	0	1	0	-1	0	0
0	0	0	0	-1	0	0	0	0	-1	0	1	0
Матрица А-1	С
3,20	-0,04	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	55,0
4,20	-0,04	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	55,0
1,20	-0,01	0,00	0,00	0,00	-2,00	0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	15,7
2,00	-0,03	0,00	0,00	-1,00	2,00	-0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	39,3
3,00	-0,03	0,00	0,00	0,00	3,00	-0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	39,3
0,00	0,00	3,20	-0,04	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	55,0
0,00	0,00	4,20	-0,04	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	55,0
0,00	0,00	1,20	-0,01	0,00	0,00	0,00	0,00	-2,00	0,03	0,00	0,00	15,7
0,00	0,00	2,00	-0,03	0,00	0,00	0,00	-1,00	2,00	-0,03	0,00	0,00	39,3
0,00	0,00	3,00	-0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	3,00	-0,03	0,00	0,00	39,3
2,00	-0,03	2,00	-0,03	-1,00	2,00	-0,03	-1,00	2,00	-0,03	-1,00	0,00	78,6
3,00	-0,03	3,00	-0,03	0,00	3,00	-0,03	0,00	3,00	-0,03	0,00	1,00	78,6

Рис. 6. Решение матриц по алгоритму

2.5 Тепловой расчет системы СГВ

На рис.7 изображена расчётная тепловая схема контура СГВ

Рис.7. Расчетная тепловая схема контура СГВ

С помощью системы анализа для каждого узла схемы контура СГВ запишем материальный и энергетический балансы:

K3: G12=G11 ; G12-G11=0

Q1+G12·80=G11·105; G12·80-G11·105=-Q3

Y1: G11=G14+G13 ; G11-G14-G13=0

G11·105=G14·105+ G13·105 ; G11·105-G14·105-G13·105=0

Y2: G15+G13=G12 ; G15+G13-G12=0

G15·75+ G13·105= G12·80 ; G15·75+ G13·105-G12·80=0

ТСГВ: G14+G21=G15+ G22; G14+G21-G15- G22=0

G14·105+ G21·15= G15·75+ G22·60; G14·105+ G21·15-G15·75-G22·60=0

В результате составления материального и энергетического балансов для узлов графа было получено 8 уравнений и 7 неизвестных. Для решения представлена математическая модель в виде системы уравнений, в которой исключено уравнение энергетического баланса для узла Y1. Данное уравнение является возможным не учитывать, т.к. температура на входе и выходе из соответствующего узла одинакова.

G12-G11=0

G12·80-G11·105=-Q3

G11-G14-G13=0

G15+G13-G12=0

G15·75+ G13·105-G12·80=0

G14+G21-G15- G22=0

G14·105+ G21·15-G15·75-G22·60=0

Преобразовываем систему уравнений в расчётную матрицу и решаем её методом «обратной матрицы». Результаты расчёта представлены на рис. 8.

Матрица А
G1,1	G1,2	G1,3	G1,4	G1,5	G2,1	G2,2		B
-1	1	0	0	0	0	0		0
-105	80	0	0	0	0	0		-1376
1	0	-1	-1	0	0	0		0
0	-1	1	0	1	0	0		0
0	-80	105	0	75	0	0		0
0	0	0	1	-1	1	-1		0
0	0	0	105	-75	15	-60		0
Матрица А-1		С
3,200	-0,040	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000		55,0
4,200	-0,040	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000		55,0
0,700	-0,007	0,000	-2,500	0,033	0,000	0,000		9,2
2,500	-0,033	-1,000	2,500	-0,033	0,000	0,000		45,9
3,500	-0,033	0,000	3,500	-0,033	0,000	0,000		45,9
1,333	-0,022	-1,000	1,333	-0,022	1,333	-0,022		30,6
0,333	-0,022	-2,000	0,333	-0,022	0,333	-0,022		30,6

Рис. 8. Результаты расчёта расходов теплоносителя

В соответствии с ГОСТ 10704-91[5], подбираем диаметры трубопроводов в системе горячего водоснабжения.

Результаты подбора представлены в таблице 8.

Таблица 8 Определение диаметров трубопроводов СГВ

Расход	Значение, м3/ч	Dвн, мм	Dн*д
G1,1	55,0	197,4	219?5,0
G1,2	55,0	197,4	219?5,0
G1,3	9,2	80,6	89?4,0
G1,4	45,9	180,2	193,7?6,0
G1,5	45,9	180,2	193,7?6,0
G2,1	30,6	147,1	159?5,5
G2,2	30,6	147,1	159?5,5

3. Подбор вспомогательного оборудования котельной

3.1. Подбор насосного оборудования для СО и В и СГВ

1). Подбор насосного оборудования для СО и В.

Насосы сетевые применяются для перекачивания горячей воды в системах тепловых сетей. Насос сетевой, как правило, предназначен для работы с жидкостями, нагрев которых не превышает 181°С. Кроме того, любые виды сетевых насосов предназначены для работы с водой, очищенной от любых примесей.

Данные насосы чаще всего устанавливается в котельных и являются элементом мощных централизованных сетей теплоснабжения (отсюда - соответствующее название «насос сетевой»), а также крупных теплоэнергоцентралей (ТЭЦ).

Число сетевых насосов должно быть не менее двух, один из которых является резервным; при пяти рабочих сетевых насосах в одной группе резервный насос допускается не устанавливать. Место установки сетевого насоса определяется рабочей температурой насоса.

Подпиточный насос служит для обеспечения надежной работы тепловых сетей и местных систем. Устанавливается в тепловом пункте и предназначается для заполнения системы и ее подпитки - возмещение потери (утечки) воды в процессе эксплуатации.

Подпиточный насос должен перемещать незначительное количество воды и развивать сравнительно большое давление, превышающее гидростатическое в системе отопления. Используются специальные моноблочные насосы, а также вихревые лопастные насосы, создающие большое давление при малой подаче. Обычно устанавливают не менее двух насосов (один резервный).

Функциональная схема СО и В приведена на рис.3.

а). Для подбора сетевого насоса требуются следующие формулы:

(14)

где: - потери давления в системе отопления (сопротивление абонента с.о.), кПа;

- потери давления в системе абонента, кПа;

- потери давления в регуляторах, кПа.

(15)

где: - суммарные потери давления в контуре, кПа;

- сопротивление на источнике теплоты, кПа.

(16)

где: требуемый напор сетевого насоса, кПа;

напор на всасывающем патрубке насоса, кПа.

(17)

где напор сетевого насоса, кПа.

Результаты расчётов по подбору сетевых насосов для системы отопления и вентиляции приведены в таблице 9

котлоагрегат дымовой газ водогрейный

Таблица 9

Сводные данные по расчету и подбору сетевых насосов для СО и В

№ п/п	Показатель	Значение	Единицы измерения
1.	Исходные данные
1.1.	Расход теплоносителя	78,6	м3/ч
1.2.	Сопротивление магистрали	135,0	кПа
1.3.	Сопротивление на источнике теплоты	1,125	кПа
1.4.	Сопротивление абонента с.о. и вентиляции	35,0	кПа
1.5.	Суммарные потери давления в контуре	306,1	кПа
1.6.	Напор на всасывающем патрубке насоса	235,0	кПа
1.7.	Требуемый напор насоса	541,1	кПа
1.8.	Запас по напору	5,0	%
№ п/п	Показатель	Значение	Единицы измерения
1.9.	Напор насоса	568,2	кПа
2.	Технические характеристики насоса
2.1.	Марка	NP 65/200V-18,5/2-12
2.2.	Производительность	78,6	м3/ч
2.3.	Напор	56,8	м
2.4.	КПД насоса	-	%
2.5.	Количество (с резервным)	2	шт.
2.6.	Частота	2945	об/мин
2.7.	Мощность электропривода	16,7	кВт

Дополнительные характеристики сетевых насосов приведены в приложении [8].

б). Для подбора подпиточного насоса использованы следующие формулы:

(18)

где: объем воды в системе отопления, м3;

м3/ГКал;

максимальная тепловая нагрузка, ГКал.

(19)

где: объем воды в системе теплоснабжения, м3;

объем воды в системе отопления, м3;

объем воды в источнике отопления, м3. Вычисляется следующим образом:

(20)

где: - объём котловой воды в 1 котле, м3;

- объём котловой воды во 2 котле, м3.

(21)

где величина утечки теплоносителя, м3;

(22)

где: статический напор в системе, кПа;

высота здания, м.

(23)

где: требуемый напор подпиточного насоса, кПа;

сопротивление подпиточной линии, кПа.

(24)

где напор подпиточного насоса, кПа.

Результаты подбора подпиточных насосов приведены в таблице 10.

Таблица 10

Сводные данные по подбору подпиточных насосов для СО и В

№ п/п	Показатель	Значение	Единицы измерения
1.	Исходные данные
1.1.	Объём воды в трубопроводе	55,0	м3
1.2.	Объём воды в с.о.	14,0	м3
1.3.	Объём воды на источнике водоснабжения	4,9	м3
1.4.	Объём воды в системе теплоснабжения	73,9	м3
1.5.	Величина утечки теплоносителя	0,6	м3/ч
1.6.	Высота наиболее высокого здания	22,5	м
1.7.	Статический напор в системе	265,0	кПа
1.8.	Сопротивление в подпиточной линии (ХВО)	150,0	кПа
1.9.	Требуемый напор насоса	415,0	кПа
1.10.	Запас по напору	5,0	%
1.11.	Напор насоса	435,8	кПа
2.	Технические характеристики насоса
2.1.	Марка	NP 32/200-4/2-12
2.2.	Производительность	0,6	м3/ч
№ п/п	Показатель	Значение	Единицы измерения
2.3.	Напор	43,6	м
2.4.	КПД насоса	-	%
2.5.	Количество (с резервным)	2	шт.
2.6.	Частота	2840	об/мин
2.7.	Мощность электропривода	1,04	кВт

Дополнительные характеристики подпиточных насосов представлены в приложении [8].

На рис. 8 изображён пьезометрический график, построенный по результатам расчёта сетевых и подпиточных насосов.

Рис.8. Пьезометрический график сетевого насоса контура СО и В

2). Подбор насосного оборудования для СГВ:

а) подбор сетевых насосов осуществляется аналогично подбору данных насосов для СО и В. На рис. 9 приведена функциональная схема системы горячего водоснабжения.



К3-котлоагрегат №3; ТО-теплообменник СГВ; П-потребитель СГВ; СН-сетевой насос;

ЦН-циркуляционный насос; ПН-подпиточный насос; РН-рециркуляционный насос.

Рис. 9. Функциональная схема системы горячего водоснабжения

Результаты расчёта сетевых насосов представлены в таблице 11.

Таблица 11. Расчёт сетевых насосов СГВ

№ п/п	Показатель	Значение	Единицы измерения
1.	Исходные данные
1.1.	Расход теплоносителя	30,6	м3/ч
1.2.	Сопротивление магистрали	135,0	кПа
1.3.	Сопротивление на источнике теплоты	4,8	кПа
1.4.	Сопротивление абонента СГВ	135,0	кПа
1.5.	Суммарные потери давления в контуре	409,8	кПа
1.6.	Напор на всасывающем патрубке насоса	235,0	кПа
1.7.	Требуемый напор насоса	644,8	кПа
1.8.	Запас по напору	5,0	%
1.9.	Напор насоса	677,0	кПа
2.	Технические характеристики насоса
2.1.	Марка	NP 50/200V-15/2-12
2.2.	Производительность	30,6	м3/ч
2.3.	Напор	67,7	м
2.4.	КПД насоса	-	%
2.5.	Количество (с резервным)	2	шт.
2.6.	Частота	2935	об/мин
2.7.	Мощность электропривода	11,7	кВт

Дополнительные характеристики сетевых насосов представлены в приложении [8].

б) подбор подпиточных насосов, также осуществляется аналогично подбору соответствующих насосов для СО и В. Дополнительно для расчёта используются следующие формулы:

- объем воды в системе потребителя ГВ определяется по формуле:

, м3 (25)

где: величина тепловой нагрузки на систему горячего водоснабжения с учетом перспективы и транспортных потерь теплоты, Мкал/ч;

удельный объем воды на разовое наполнение системы горячего водоснабжения, м3/(Гкал/ч);

- сумма объемов воды в трубопроводе и системе потребителя ГВ дает объем воды в системе теплоснабжения (), м3;

- величина утечки теплоносителя составляет:

, м3/ч; (26)

- максимальный расход воды на СГВ определяется по формуле:

, м3/ч (27)

где: 2,4 - коэффициент часовой неравномерности;

расход сетевой воды на нужды горячего водоснабжения, т/ч;

- производительность определяется суммой величины утечки теплоносителя и максимального расхода воды на СГВ, м3/ч.

Результаты расчёта подпиточных насосов представлены в таблице 12.

Таблица 12. Расчёт подпиточных насосов

№ п/п	Показатель	Значение	Единицы измерения
1.	Исходные данные
1.1.	Объём воды в трубопроводе	55,0	м3
1.2.	Объём воды в СГВ	33,4	м3
1.3.	Объём воды на источнике водоснабжения	0,0	м3
1.4.	Объём воды в системе теплоснабжения	88,4	м3
1.5.	Максимальный расход воды на СГВ	56,0	м3/ч
1.5.	Величина утечки теплоносителя	0,7	м3/ч
1.6.	Производительность	56,7	м3/ч
1.6.	Высота наиболее высокого здания	22,5	м
1.7.	Статический напор в системе	265,0	кПа
1.8.	Сопротивление в подпиточной линии (ХВО)	150,0	кПа
1.9.	Требуемый напор насоса	415,0	кПа
1.10.	Запас по напору	5,0	%
1.11.	Напор насоса	435,8	кПа
2.	Технические характеристики насоса
2.1.	Марка	NP 100/400-18,5/4-12
2.2.	Производительность	56,8	м3/ч
2.3.	Напор	43,6	м
2.4.	КПД насоса	-	%
2.5.	Количество (с резервным)	2	шт.
2.6.	Частота	1450	об/мин
2.7.	Мощность электропривода	12,6	кВт

Дополнительные характеристики подпиточных насосов представлены в приложении [8].

По результатам расчётов построен пьезометрический график для сетевого насоса контура СГВ, представленный на рис. 10.



Рис. 10. Пьезометрический график сетевого насоса для СГВ

в) циркуляционный насос служит для подачи требуемого расхода и обеспечения требуемого напора горячей воды у потребителя. Его выбирают по расходу горячей воды и необходимому напору. Расход теплоносителя определяется согласно данным подбора теплообменных аппаратов по греющей среде, м3/ч.

Требуемый напор насоса определяется по формуле:

,кПа (28)

где: суммарные потери давления в контуре, складывающиеся из сопротивления воды в водяном контуре котла и сопротивления в теплообменнике, кПа;

запас по напору, принимается равным 5 % от , кПа.

Согласно правилам Госгортехнадзора РФ, в котельной должно быть установлено для контура отопления и вентиляции - как минимум 3 насоса, один из которых резервный, а для контура горячего водоснабжения - 2.

Расчёт циркуляционных насосов представлен в таблице 13.

Таблица 13. Расчёт циркуляционных насосов

№ п/п	Показатель	Значение	Единицы измерения
1.	Исходные данные
1.1.	Расход теплоносителя	45,9	м3/ч
1.2.	Сопротивление в водяном контуре котла	2,25	кПа
1.3.	Сопротивление в теплообменнике	4,8	кПа
1.5.	Суммарные потери давления в контуре	7,1	кПа
1.8.	Запас по напору	5,0	%
1.9.	Напор насоса	7,4	кПа
2.	Технические характеристики насоса
2.1.	Марка	TOP-D 80 3 PN 6
2.2.	Производительность	23,8	м3/ч
2.3.	Напор	0,792	м
2.4.	КПД насоса	-	%
2.5.	Количество (с резервным)	3	шт.
2.6.	Частота	1400	об/мин
2.7.	Мощность электропривода	0,12	кВт

Дополнительные характеристики циркуляционных насосов представлены в приложении [8].

3). Расчёты по подбору рециркуляционного насоса, необходимого для циркуляции теплоносителя в котловом контуре, представлены в таблице 11.

Сопротивление в водяном контуре котла выбирается, в соответствии с характеристиками котлоагрегата, приведёнными в паспорте оборудования (см. приложении).

Таблица 11. Сводные данные по расчёту рециркуляционного насоса для системы отопления и вентиляции и СГВ

№ п/п	Показатель	Значение	Единицы измерения
1.	Исходные данные
1.1.	Расход теплоносителя	15,7	м3/ч
1.2.	Сопротивление в водяном контуре котла	2,25	кПа
1.3.	Запас по напору	5,0	%
1.4.	Напор насоса	2,4	кПа
2.	Технические характеристики насоса
2.1.	Марка	Stratos 50/1-12 PN 6/10
2.2.	Производительность	15,7	м3/ч
2.3.	Напор	1	м
2.4.	КПД насоса	-	%
2.5.	Количество	1	шт.
2.6.	Частота	4600	об/мин
2.7.	Мощность электропривода	0,5	кВт

3.2. Подбор теплообменника для системы горячего водоснабжения

Теплообменными аппаратами (теплообменниками) называются устройства, предназначенные для передачи теплоты от одного теплоносителя к другому.

В различных отраслях промышленности, в энергетических установках применяется огромное количество разнообразных теплообменных аппаратов. Наиболее широкое распространение получили кожухотрубные теплообменники.

В зависимости от теплоносителя водоподготовительные установки делятся на водоводяные и пароводяные теплообменники. В курсовом проекте к установке принимаем водоводяные рекуперативные теплообменники, которых теплопередача от греющего теплоносителя к нагреваемому происходит через разделяющую их стенку трубы и в качестве теплоносителя используется горячая вода.

Для расчета необходимо знать нагрузку и температуры воды на входе и выходе из теплообменника как для греющей, так и для нагреваемой среды. Кроме того, принимаем запас по нагрузке равным 5% и потери давления равными 5 кПа. Расчет теплообменника приведён в таблице 12.

Таблица 12. Подбор теплообменного аппарата для СГВ

№ п/п	Параметр	Среда	Ед. изм.
		греющая	нагреваемая
1	Исходные данные
1.1.	Нагрузка	1493	кВт
1.2.	Температура воды на входе	105	15	°С
1.3.	Температура воды на выходе	75	60	°С
1.4.	Потери давления	5	5	кПа
1.5.	Запас по нагрузке	5	%
2	Результаты расчета
2.1.	Марка теплообменника	FP 31-45-1 NH
2.2.	Запас по нагрузке	98,5	%
2.3.	Площадь теплообмена	12,9	м2
2.4.	Масса	432,8	кг
2.5.	Расход среды	42,8	28,6	т/ч
2.6.	Потери давления	4,96	4,8	кПа
2.7.	Максимальная рабочая температура	105	°С
2.8.	Объем воды	20,4	14,2	л
3	Габариты
3.1.	Высота	1332	мм
3.2.	Длина	590	мм
3.3.	Ширина	560	мм

3.3 Расчёт системы удаления дымовых газов

Дымовые трубы котельных должны сооружаться по типовым проектам. Для котельной необходимо предусматривать сооружение одной дымовой трубы. Допускается предусматривать две трубы и более при соответствующем обосновании.

Высота дымовых труб при искусственной тяге определяется в соответствии с указаниями по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий и Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий. Высота дымовых труб при естественной тяге определяется на основании результатов аэродинамического расчета газовоздушного тракта и проверяется по условиям рассеивания в атмосфере вредных веществ. При расчете рассеивания в атмосфере вредных веществ, следует принимать максимально допускаемые концентрации золы, окислов серы, двуокиси азота и окиси углерода. При этом количество выделяемых вредных выбросов принимается, как правило, по данным заводов изготовителей котлов, при отсутствии этих данных - определяются расчетным путем.

Диаметр трубы принимается либо по паспортным данным (по диаметру выходного патрубка из котла) в случае монтажа отдельной дымовой трубы к каждому котлу, либо сечение дымовой трубы определяется по формуле при объединении нескольких котлов в общий дымоход (суммарная мощность котлов должна быть не выше 755 кВт).

Определение диаметра газохода и дымовой трубы производим расчетным путем и все полученные значения заносим в таблицы.

Действительное количество воздуха, м3/м3, необходимого для сжигания топлива, определяется по формуле:

Vд= б·V0 (29)

где: б - коэффициент избытка воздуха;

V0 - теоретически необходимое количество воздуха, м3/м3, определяемое по формуле

(30)

где состав газообразного топлива по объему, %.

Определение действительного объема дымовых газов , м3/м3, необходимого для сжигания газообразного топлива производится по следующим уравнениям:

(31)

где: VRO2 - объем трехатомных газов, м3/м3;

VH2O - объем водяных паров, м3/м3;

VN2 - объем паров азота, м3/м3.

Объем трехатомных газов, м3/м3:

(32)

Объем водяных паров, м3/м3:

(33)

Объем паров азота, м3/м3:

(34)

Суммарный расход топлива, м3/ч, определяется по формуле:

(35)

где: Qка - тепловая нагрузка на котел, Мкал/ч;

Qрн - теплота сгорания низшая рабочая топлива, Мкал/м3;

КПД котлоагрегата, %.

Действительный расход воздуха, м3/ч, определяется по формуле:

(36)

Действительный объем продуктов сгорания, м3/ч, определяется по формуле

(37)

где хух - температура продуктов сгорания (дымовых газов), °С.

Минимальный диаметр газохода, мм, определяется по формуле:

(38)

где w0 - скорость выхода дымовых газов из устья дымовой трубы.

Фактическая скорость в газоходе после подбора типоразмера газохода вычисляется по следующей формуле:

(39)

где d - фактический диаметр газохода (по типоразмеру производителя), мм.

Расчет высоты дымовой трубы по ПДК и самотяге выполняется расчетным путем.

Одним из определяющих параметров высоты дымовой трубы является условие рассеивания дымовых газов до допустимой концентрации. Расчет ведется для выбросов оксидов азота и углерода.

Расчет выбросов оксидов азота, г/с

(40)

где: q4 - потери теплоты с физическим недожогом, %;

KNO2 - удельный выброс оксидов азота при сжигании топлива на 1 МДж теплоты, г/МДж; для природного газа рассчитывается по уравнению:

(41)

где: Qнр - теплота сгорания топлива, МДж/м3;

Вт - суммарный расход топлива, м3/с;

вк - безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелок; принимается при сжигании газа для дутьевых горелок напорного типа - 2; для горелок инжекционного типа - 1,6; для горелок двухступенчатого сжигания - 0,7;

вб - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота; принимается для газа - 1;

вt - безразмерный коэффициент влияния температуры воздуха; определяется по формуле:

(42)

где tвн - температура воздуха в помещении, °С.

Расчет выбросов оксидов углерода, г/с:

(43)

где R - коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода.

Минимальная высота дымовой трубы, м, рассчитывается по следующей зависимости:

(44)

где: Мi - количество выбросов i-го загрязняющего вещества из дымовой трубы, г/с;

ПДКi - предельно-допустимая максимальная разовая концентрация i-го вредного загрязняющего вещества в приземном воздухе, мг/м3;

Сфi - фоновые концентрации i-го загрязняющего вещества в районе расположения котельной, мг/м3 ;

А - коэффициент распределения температуры воздуха, зависящий от метеорологических условий местности и определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных загрязняющих веществ в атмосферном воздухе;

F - коэффициент скорости оседания вредных веществ в атмосферном воздухе, равный 1 для газообразных выбросов;

nдт - количество дымовых труб, шт.;

Т - разность температур уходящих газов хух и температуры окружающего атмосферного воздуха, равной средней максимальной температуре наружного воздуха наиболее жаркого месяца года.

Охлаждение газов в трубе на 1 метр ее высоты определяется по формуле

 (45)

где: QКА - тепловая нагрузка на котел, кВт;

В - коэффициент дымовой трубы; принимается 0,85 - неизолированная металлическая труба; 0,34 - изолированная металлическая труба; 0,17 - кирпичная труба с толщиной кладки до 0,5 метра.

Температура дымовых газов на выходе из трубы, °С:

(46)

где: х1 - температура дымовых газов на входе в трубу равна хух, °С;

НgПДК - высота дымовой трубы по ПДК, м .

Средняя рабочая температура дымовых газов определяется по формуле

(47)

Плотность дымовых газов и воздуха, кг/м3, при рабочих условиях:

(48)

(49)

где: сгну и свну - соответственно плотность продуктов сгорания и воздуха при нормальных условиях;

tос - температура окружающей среды, °С.

Исходя из соображений, что расстояние от котла до дымовой трубы диктуется требованиями по размещению и в расчете является неизменным, а высота трубы зависит от нескольких показателей, то аэродинамический расчет ведется отдельно для газохода, отдельно - для дымовой трубы.

Потери давления в системе удаления дымовых газов, кПа, определяются по формуле:

(50)

где: - коэффициент сопротивления трения;

- коэффициент местного сопротивления элемента газохода;

L - длина рассматриваемого газохода, м;

d - фактический диаметр газохода, м;

wг - фактическая скорость в газоходе, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Расчет требуемой высоты трубы также выполняется по формулам, и полученные значения заносятся в таблицу.

Величина самотяги СУДГ определяется по формуле:

, кПа (51)

где высота дымовой трубы по ПДК, м.

Проверка тяги производится по формуле:

, кПа (52)

где: разрежение на выходе из топки, необходимое для предотвращения выбивания газов, кПа;

аэродинамическое сопротивление котла, кПа;

- сумма потерь давления в системе удаления дымовых газов для горизонтального и вертикального участка газохода, кПа.

В случае если принятое к расчету значение высоты дымовой трубы по результатам расчета ПДК не удовлетворяет вышеуказанному условию, то необходим пересчет высоты дымовой трубы на самотягу.

Высота дымовой трубы для обеспечения необходимой тяги определяется по формуле:

, м. (52)

Требуемая высота дымовой трубы определяется путем сравнения значений высоты по ПДК ()и самотяге (), при этом принимается максимальное значение. Далее определяется требуемая высота дымовой трубы как максимальная для трех режимов работы котла.

В завершении расчетов высоты дымовой трубы полученное значение сравнивается с архитектурно-строительными требованиями. В соответствии с рекомендациями СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб» и требованиями СНиП II-35-76[6], высота устья дымовой трубы должна быть не менее чем на 2 м выше поверхности плоской кровли, а также над кровлей более высокой части здания или самого высокого близлежащего здания в радиусе 10 м. По величине минимальной высоты дымовой трубы по расчету ПДК, самотяги, высоты близлежащего здания и режимам теплопотребления конструируется система удаления дымовых газов из деталей фирм-производителей газоотводящего оборудования с реальными размерами газоходов. Расчёт системы удаления дымовых газов СО и В представлен в таблице 13

Таблица 13

Расчёт системы удаления дымовых газов для котлов СО и В

№ п/п	Показатель	Режимы теплопотребления	Ед.изм.
		Макс.-зимний	Средне-отопит.
1	2	3	4	6
Аэродинамический расчет высоты дымовой трубы
1	Исходные данные
1.1.	Тепловая нагрузка на котел	1344	1249	Мкал/ч
1.2.	КПД котлоагрегата	91,5	91,5	%
1.3.	Аэродинамическое сопротивление котла (с учётом компенсации потерь давления горелкой)	0	0	кПа
1.4.	Требуемое разрежение на выходе из котла	0,05	0,05	кПа
1.5.	Температура дымовых газов	160	160	°С
1.6.	Температура наружного воздуха	-33	-5,7	°С
1.7.	Температура воздуха в помещении	5	5	°С
1.8.	Состав топлива:
1.8.1.	Метан СН4	85,8	85,8	%
1.8.2.	Этан C2H6	0,2	0,2	%
1.8.3.	Пропан C3H8	0,1	0,1	%
1.8.4.	Бутан C4H10	0,1	0,1	%
1.8.5.	Пентан C5H12	0	0	%
1.8.6.	Азот N2	13,7	13,7	%
1.8.7.	Углекислый газ CO2	0,1	0,1	%
1.9.	Коэффициент избытка воздуха	1,1	1,1	-
1.10.	Скорость газов в газоходе	10	10	м/с
1.11.	Скорость газов в дымовой трубе	10	10	м/с
1.12.	Плотность воздуха при н.у.	1,293	1,293	кг/м3
1.13.	Плотность дымовых газов при н.у.	1,26	1,26	кг/м3
1.14.	Потери теплоты с химнедожегом	0,5	0,5	%
1.15.	Потери теплоты с физнедожегом	0	0	%
2.	Расчетные данные
2.1.	Определение диаметра газопровода
2.1.1.	Теоретически необходимое кол-во воздуха	8,26	8,26	м3/ м3
2.1.2.	Действительное кол-во воздуха	9,08	9,08	м3/ м3
2.1.3.	Действительный объем дымовых газов	10,22	10,22	м3/ м3
2.1.4.	Теплота сгорания газа	7415,5	7415,5	кКал/м3
2.1.5.	Плотность природного газа	0,79	0,79	кг/м3
2.1.6.	Суммарный расход топлива	198,1	184,1	м3/ч
	То же	0,06	0,05	м3/с
2.1.7.	Действительный расход воздуха	1799,4	1672,2	м3/ч
2.1.8.	Действительный объём продуктов сгорания	3211,2	2984,2	м3/ч
2.1.9.	Минимальный диаметр газохода	337	325	мм
2.1.10.	Фактический диаметр газохода (по типоразмерам производителя)	350	350	мм
2.1.11.	Фактическая скорость в газоходе	9,3	8,6	м/с
2.2.	Расчет высоты дымовой трубы по ПДК
2.2.1.	Коэффициент конструкции горелок	2,0	2,0	-
2.2.2.	Коэффициент влияния температуры воздуха	0,95	0,95
2.2.3.	Коэффициент влияния избытка воздуха	1	1	-
2.2.4.	Удельный выброс оксидов азота	0,047	0,046	г/МДж
2.2.5.	Расчет выбросов оксидов азота	0,15	0,14	г/с
2.2.6.	Коэффициент доли потерь с химнедожегом топлива	0,5	0,5	г/Мкал
2.2.7.	Расчет выбросов монооксида углерода	0,004	0,004	г/с
2.2.8.	Коэффициент распределения температуры воздуха	140	140	-
2.2.9.	Коэффициент скорости оседания вредных веществ в атмосферном воздухе	1	1	-
2.2.10.	Минимальная высота дымовой трубы по оксиду азота	2,2	2,1	м
2.2.11.	Минимальная высота дымовой трубы по монооксиду углерода	0,063	0,061	м
2.2.12.	Высота дымовой трубы по ПДК	2,2	2,2	м
2.3.	Расчет высоты дымовой трубы по самотяге
2.3.1.	Коэффициент дымовой трубы	0,34	0,34	-
2.3.2.	Температура дымовых газов на выходе из дымовой трубы	159,41	159,39	°С
2.3.3.	Средняя рабочая температура дымовых газов	159,70	159,69	°С
2.3.4.	Плотность дымовых газов при рабочих условиях	0,79	0,79	кг/м3
2.3.5.	Плотность воздуха при рабочих условиях	1,47	1,32	кг/м3
2.3.6.	Длина газохода	1,701	1,701	м
2.3.7.	КМС газохода	1,8	1,8	-
2.3.8.	Коэффициент сопротивления трения	0,02	0,02	-
2.3.9.	Суммарные потери давления в газоходе	0,10	0,09	кПа
2.3.10.	КМС дымовой трубы	0,8	0,8	-
2.3.11.	Коэффициент сопротивления трения	0,02	0,02	-
2.3.12.	Суммарные потери давления в трубе	0,05	0,04	кПа
2.3.13.	Величина самотяги СУДГ	0,015	0,011	кПа
2.3.15.	Высота дымовой трубы по самотяге	6,0	6,2	м
2.4.	Проверка высоты дымовой трубы по требованиям архитектурно-строительных норм
2.4.1.	Высота близлежащего здания в радиусе 10 м	22,5	22,5	м
2.4.2.	Нормативный запас	2	2	м
2.4.3.	Минимальная высота	24,5	24,5	м
2.5.	Фактическая высота дымовой трубы
2.5.1.	Минимальная высота по ПДК, самотяге, высоте близлежащего здания и режимам теплопотребления	24,5	м
2.5.2.	Фактическая высота (по типоразмерам производителя)	24,658	м

Расчёт системы удаления дымовых газов для котлов ГВС представлен в таблице 14

Таблица 14. Расчёт системы удаления дымовых газов для котлов ГВС

№ п/п	Показатель	Режимы теплопотребления	Ед.изм.
		Макс.-зимний	Средне-отопит.	Летний
1	2	3	4	5	6
Аэродинамический расчет высоты дымовой трубы
1	Исходные данные
1.1.	Тепловая нагрузка на котел	1284	1284	1051	Мкал/ч
1.2.	КПД котлоагрегата	91,5	91,5	91,5	%
1.3.	Аэродинамическое сопротивление котла (с учётом компенсации потерь давления горелкой)	0	0	0	кПа
1.4.	Требуемое разрежение на выходе из котла	0,05	0,05	0,05	кПа
1.5.	Температура дымовых газов	160	160	160	°С
1.6.	Температура наружного воздуха	-33	-5,7	24,4	°С
1.7.	Температура воздуха в помещении	5	5	24,4	°С
1.8.	Состав топлива:
1.8.1.	Метан СН4	85,8	85,8	85,8	%
1.8.2.	Этан C2H6	0,2	0,2	0,2	%
1.8.3.	Пропан C3H8	0,1	0,1	0,1	%
1.8.4.	Бутан C4H10	0,1	0,1	0,1	%
1.8.5.	Пентан C5H12	0	0	0	%
1.8.6.	Азот N2	13,7	13,7	13,7	%
1.8.7.	Углекислый газ CO2	0,1	0,1	0,1	%
1.9.	Коэффициент избытка воздуха	1,1	1,1	1,1	-
1.10.	Скорость газов в газоходе	10	10	10	м/с
1.11.	Скорость газов в дымовой трубе	10	10	10	м/с
1.12.	Плотность воздуха при н.у.	1,293	1,293	1,293	кг/м3
1.13.	Плотность дымовых газов при н.у.	1,26	1,26	1,26	кг/м3
1.14.	Потери теплоты с химнедожегом	0,5	0,5	0,5	%
1.15.	Потери теплоты с физнедожегом	0	0	0	%
2.	Расчетные данные
2.1.	Определение диаметра газопровода
2.1.1.	Теоретически необходимое кол-во воздуха	8,26	8,26	8,26	м3/ м3
2.1.2.	Действительное кол-во воздуха	9,08	9,08	9,08	м3/ м3
2.1.3.	Действительный объем дымовых газов	10,22	10,22	10,22	м3/ м3
2.1.4.	Теплота сгорания газа	7415,5	7415,5	7415,5	кКал/м3
2.1.5.	Плотность природного газа	0,79	0,79	0,79	кг/м3
2.1.6.	Суммарный расход топлива	189,2	189,2	154,9	м3/ч
	То же	0,05	0,05	0,04	м3/с
2.1.7.	Действительный расход воздуха	1719,1	1719,1	1407,2	м3/ч
2.1.8.	Действительный объём продуктов сгорания	3067,8	3067,8	2511,1	м3/ч
2.1.9.	Минимальный диаметр газохода	329	329	298	мм
2.1.10.	Фактический диаметр газохода (по типоразмерам производителя)	350	350	350	мм
2.1.11.	Фактическая скорость в газоходе	8,9	8,9	7,3	м/с
2.2.	Расчет высоты дымовой трубы по ПДК
2.2.1.	Коэффициент конструкции горелок	2,0	2,0	2,0	-
2.2.2.	Коэффициент влияния температуры воздуха	0,95	0,95	0,98
2.2.3.	Коэффициент влияния избытка воздуха	1	1	1	-
2.2.4.	Удельный выброс оксидов азота	0,047	0,047	0,045	г/МДж
2.2.5.	Расчет выбросов оксидов азота	0,14	0,14	0,12	г/с
2.2.6.	Коэффициент доли потерь с химнедожегом топлива	0,5	0,5	0,5	г/Мкал
2.2.7.	Расчет выбросов монооксида углерода	0,004	0,004	0,003	г/с
2.2.8.	Коэффициент распределения температуры воздуха	140	140	140	-
2.2.9.	Коэффициент скорости оседания вредных веществ в атмосферном воздухе	1	1	1	-
2.2.10.	Минимальная высота дымовой трубы по оксиду азота	2,1	2,1	2,0	м
2.2.11.	Минимальная высота дымовой трубы по монооксиду углерода	0,062	0,062	0,058	м
2.2.12.	Высота дымовой трубы по ПДК	2,1	2,1	2,1	м
2.3.	Расчет высоты дымовой трубы по самотяге
2.3.1.	Коэффициент дымовой трубы	0,34	0,34	0,34	-
2.3.2.	Температура дымовых газов на выходе из дымовой трубы	159,41	159,41	159,34	°С
2.3.3.	Средняя рабочая температура дымовых газов	159,70	159,70	159,67	°С
2.3.4.	Плотность дымовых газов при рабочих условиях	0,79	0,79	0,80	кг/м3
2.3.5.	Плотность воздуха при рабочих условиях	1,47	1,32	1,19	кг/м3
2.3.6.	Длина газохода	1,701	1,701	1,701	м
2.3.7.	КМС газохода	1,8	1,8	1,8	-
2.3.8.	Коэффициент сопротивления трения	0,02	0,02	0,02	-
2.3.9.	Суммарные потери давления в газоходе	0,10	0,10	0,06	кПа
2.3.10.	КМС дымовой трубы	0,8	0,8	0,8	-
2.3.11.	Коэффициент сопротивления трения	0,02	0,02	0,02	-
2.3.12.	Суммарные потери давления в трубе	0,05	0,05	0,03	кПа
2.3.13.	Величина самотяги СУДГ	0,014	0,011	0,008	кПа
2.3.15.	Высота дымовой трубы по самотяге	5,6	6,5	5,9	м
2.4.	Проверка высоты дымовой трубы по требованиям архитектурно-строительных норм
2.4.1.	Высота близлежащего здания в радиусе 10 м	22,5	22,5	22,5	м
2.4.2.	Нормативный запас	2	2	2	м
2.4.3.	Минимальная высота	24,5	24,5	24,5	м
2.5.	Фактическая высота дымовой трубы
2.5.1.	Минимальная высота по ПДК, самотяге, высоте близлежащего здания и режимам теплопотребления	24,5	м
2.5.2.	Фактическая высота (по типоразмерам производителя)	24.658	м

Перечень элементов конструкции системы удаления дымовых газов, подобранных по каталогу фирмы «RAAB» [10], представлен в таблице 15.

Таблица 15. Перечень элементов конструкции системы удаления дымовых газов для котлов СО и В и СГВ

№ п/п	Показатель	Ед.изм.	Значение
1	2	3	4
1.	Газоход
1.1.	Муфта на EW/FU 216 мм	шт.	1
1.2.	Обжимной хомут DHKLB	шт.	4
1.3.	Проход через чтену двойной 18 DMD 420 мм	шт.	1
1.4.	Прямой элемент DHR 280 мм	шт.	1
1.5.	Прямой элемент DHR 480 мм	шт.	2
1.6.	Фартук настенный DRO 34 мм	шт.	1
2.	Дымовая труба
2.1.	Телескопическая опора угловая 300 мм	шт.	1
2.2.	Опорная часть для монтажа с отводом конденсата 118 мм	шт.	1
2.3.	Элемент с люком для прочистки и RV-дверцей 480 мм	шт.	1
2.4.	Подключение к котлу (негазоплотный) 590 мм	шт.	1
2.5.	Прямой элемент DHR 1020 мм	шт.	21
2.6.	Прямой элемент DHR 280 мм	шт.	4
2.7.	Выходная горловина 150 мм	шт.	1
2.8.	Зонт с защитой от искр 480 мм	шт.	1
2.9.	Обжимной хомут DHKLB	шт.	29
2.10.	Ёмкость для нейтрализации	шт.	1

Заключение

В рамках данного курсового проекта произведен расчет котельной малой мощности в городе Киров. Построен температурный график отпуска тепловой энергии потребителям 105-70 °С, предусмотрены два котлоагрегата ЗИОСАБ-1600 для системы отопления и вентиляции, а также котел ЗИОСАБ-1600 для системы горячего водоснабжения.

Для системы отопления и вентиляции подобраны насосы:

- сетевые Wilo NP 65/200V-18,5/2-12 , количество - 2 шт.;

- подпиточные Wilo NP 32/200-4/2-12, количество - 2 шт.;

- рециркуляционные Wilo Stratos 50/1-12 PN 6/10, количество - 2 шт.

Для системы горячего водоснабжения подобраны:

- сетевые насосы Wilo NP 50/200V-15/2-12, количество - 2 шт.;

- подпиточные насосы Wilo NP 100/400-18,5/4-12, количество - 2 шт.;

- рециркуляционный насос Wilo Stratos 50/1-12 PN 6/10, количество - 1 шт.;

- циркуляционные насосы Wilo TOP-D 80 3 PN 6, количество - 3 шт.;

- теплообменник FP 31-45-1 NH, количество - 1 шт.

Также произведен расчет системы удаления дымовых газов, в ходе которого для каждой из систем подобраны: газоходы DW-ALKON Dвн=350 мм и дымовые трубы DW-ALKON H=24,5 м DW-ALKON марки “RAAB”.

Список использованных источников

1. ГОСТ 10704-91. Межгосударственный стандарт. Трубы стальные электросварные прямошовные / Министерство металлургии СССР.- Введ. 15.11.91.- М.: Издательство стандартов, 1991.- 8 с.

2. Строительные нормы и правила: Котельные установки: СНиП II-35-76 / Госстрой России.- М.: ФГУП ЦПП, 1997.- 49 с.

3. Строительные нормы и правила: Отопление, вентиляция и кондиционирование: СНиП 2.04.05-91* / Минземстрой России.- М.: ФГУП ЦПП, 1998.- 72 с.

4. Строительные нормы и правила: Строительная климатология: СНиП 23 01-99* / Госстрой России.- М.: ФГУП ЦПП, 2004.- 69 с.

Размещено на Allbest.ru