Теплоснабжение жилого района в г. Тула

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Каждая система теплоснабжения состоит из следующих основных элементов: источника тепловой энергии, тепловой сети, абонентских вводов и местных систем потребления тепла. Системы теплоснабжения с различными устройствами и назначениями элементов классифицируют по признакам: источнику приготовления тепла; роду теплоносителя; способу подачи воды на горячее водоснабжение; количеству трубопроводов тепловых сетей; способу обеспечения потребителей тепловой энергией.

По источнику приготовления тепла в нашей стране различают три вида систем теплоснабжения:

Централизованное теплоснабжение от районных и промышленно-отопительных котельных.

Децентрализованное теплоснабжение от мелких котельных и индивидуальных отопительных печей.

По способу подачи воды на горячее водоснабжение водяные системы делятся на закрытые и открытые. В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых системах водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей. По количеству трубопроводов различают однотрубные и много трубные системы теплоснабжения. По роду теплоносителя различают водяные и паровые системы теплоснабжения. Водяные системы применяют в основном для теплоснабжения сезонных потребителей и горячего водоснабжения, а в некоторых случаях и для технологических процессов. В нашей стране тепловые сети по протяжённости составляют около 48 % от общей длины всех тепловых сетей. Паровые системы теплоснабжения распространены главным образом на промышленных предприятиях, где требуется высокотемпературная тепловая нагрузка.

Функционирование отопления характеризуется определенной периодичностью в течение года и изменчивостью использования мощности установки, зависящей, прежде всего, от метеорологических условий в холодное время года. Теплопередача от отопительных установок должна постоянно регулироваться, т.е. при понижении температуры наружного воздуха и усилении ветра должна увеличиваться, а при повышении температуры наружного воздуха - уменьшаться.

Для создания и поддержания теплового комфорта в помещениях зданий требуются технически совершенные и надежные отопительные установки. Отопление зданий начинают при устойчивом (в течение 3 суток) понижении среднесуточной температуры наружного воздуха до 8°С и ниже, заканчивают отопление при устойчивом повышении температуры наружного воздуха до 8°С. Период отопления зданий в течение года называют отопительным сезоном.

Развитие топливно-энергетического комплекса является важнейшим условием для повышения энерговооруженности всех отраслей хозяйственной деятельности.

Развитие энергетики ведется главным образом за счет строительства крупных тепловых и атомных электростанций. В тех районах страны, где концентрация теплового потребления не соответствует целесообразной экономичности для постройки ТЭЦ, должно осуществляться централизация теплоснабжения на основе развития крупных районных котельных.

Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный комплекс потребляют огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатывается теплоэлектростанциями, производственными и районными отопительными котельными.

Выбор источников теплоснабжения, вида теплоносителя и его параметров, а также системы теплоснабжения в целом производится на основе технико-экономических расчетов с учетом капитальных расходов и эксплуатационных затрат.

1. ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ

Системой теплоснабжения называют комплексом устройств, оборудование и коммуникации трубопроводов, предназначенные для транспортировки тепловой энергии к потребителям, распределения по зданиям и сооружениям.

Все системы теплоснабжения можно распределить по следующим признакам: по типу теплоносителя, мощности источника теплоснабжения, по режиму работы (круглогодичные и сезонные), по степени централизации, по виду трубопровода, по способу прокладки трубопровода, по дальности транспортирования тепловой энергии.

Основным признаком, определяющим тот или иной способ теплоснабжения, является источник тепловой энергии и потребитель этой тепловой энергии.

В системах теплоснабжения к источникам тепловой энергии относятся: тепловые и электрические станции, районные, квартальные и групповые котельные, а также котлы поквартирного отопления, печи и другие приборы.

Теплогенераторы в этих системах различаются по назначению, конструкции, мощности и вырабатываемого теплоносителя.

В зависимости от типа источника теплоснабжение бывает:

Централизованное - от районных котельных (применяется в больших жилых массивах, и в поселках).

Местное - от котельных (применяется для теплоснабжения одного или группы зданий).

Децентрализованное - от теплогенераторов, устанавливаемых непосредственно в отапливаемых помещениях (предназначено для отопления одной квартиры, жилых домов и отдельных помещений).

Централизованное теплоснабжение от ТЭЦ имеет достоинства: вырабатываемый теплоноситель удовлетворяет любым требованиям; обеспечивается наиболее высокий КПД котлов высокий уровень механизации и автоматизации процессов выработки теплоносителя; обеспечивается быстрая окупаемость наружных тепловых сетей.

Основная задача теплоснабжения - обеспечение тепловой энергией все виды потребителей, имеющих различные режимы работы и предъявляющих различные требования к виду и параметрам теплоносителя.

1.1 Характеристика района строительства

В дипломном проекте для расчета предлагается система теплоснабжения поселка городского типа в г. Туле.

Климатологические условия принимаем согласно заданию по СНиП 2.01.01-82* стр. 9:

-txn = -27° С - температура наиболее холодной пятидневки;

-txc = -31° С - температура наиболее холодных суток;

-ton = 3,8 °С - средняя температура отопительного периода;

-Zon = 207 сут. - продолжительность отопительного периода.

Расчетная температура наружного воздуха oС рассчитывается по формуле

tn = (1)

tn=

Проектируем двухтрубную закрытую систему теплоснабжения для жилых микрорайонов. Микрорайоны 1-15- жилые, застройка 5-9 этажей. 16 микрорайон - зона отдыха.

По назначению зданий принимаем расчетную плотность населения 200 чел/га по СНиП 2.07.01.-89, стр. 34, табл. 1.

Система теплоснабжения принята с параметрами теплоносителя Т1 = 110 С, Т2=70 С, согласно заданию стр.2 ПЗ. Система теплоснабжения запроектирована для следующих потребителей: системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Рельеф местности спокойный, перепад высот на территории жилого микрорайона 0,5м.

Источник тепловой энергии находится на юго-востоке от основной застройки. Генплан выполнен в масштабе 1:2000.

1.2 Расчёт тепловых потоков

Определяем расчетную площадь первого здания, га, по формуле

S = (20 А) (20 B)

10000, (2)

где А и В - размеры здания по генплану в масштабе 1:2000

= 0,32 га

Для остальных зданий расчеты производим аналогично и сводим в таблицу 1.

Таблица 1 - Расчет площадей и числа жителей

Номер здания	S, га	m, чел	А. м2
1	0,32	64	1152
2	0,32	64	1152
3	0.32	64	1152
4	0,32	64	1152
5	0,32	64	1152
6	0,48	96	1728
7	0,48	96	1728
8	0,48	96	1728
9	0,48	96	1728
10	0.48	96	1728
11	0,72	144	2592
12	0,72	144	2592
13	0.72	144	2592
14	0,72	144	2592
15	0,72	144	2592
Итого	7,6	1520	27360

S - площадь квартала, га;

m - количество человек принятое по проекту, чел;

А - площадь зданий, м;

Определяем максимальный тепловой поток на отопление для жилых и общественных зданий, кВт, по формуле

(3)

где q0 - удельный тепловой поток на отопление жилых и общественных зданий,

q0= 87 Вт/м2 по СНиП 2.04.07-86*, стр. 30; К1 - коэффициент, определяющий тепловой поток на отопление общественных зданий или помещений, при отсутствии проектных данных принимают равным - 0,25.

= 87-1152(1 + 0,25);

=125,З кBm.

Определяем максимальный тепловой поток на вентиляцию жилых и общественных зданий, кВт, по формуле

Qv max=q0AK1 K2, (4)

где К2 - коэффициент учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий; для зданий построенных позже 1985 г. Принимается равным - 0,6.

Qv max (1)= 87 1152 0,25 0,6;

Qv max (1) =15,0 кВт.

Определяем средний тепловой поток на ГВС, кВт, по формуле

Qhm = qh m (5)

где qh- укрупненный показатель среднего теплового потока на ГВС; По СНиП 2.04.07-86*, стр. 31 принимается равным 376;

т - количество человек принятое по проекту.

Qhm(1)=376 64;

Qhm(1)=24,1 кВт.

Определяем максимальный тепловой поток на ГВС, кВт, по формуле

Qh max =2,4 Qhm (6)

Qh max(1) =2,4 24,1;

Qhmax (1)=57,8 кВт.

Для остальных зданий расчеты производим аналогично и сводим в таблицу 2.

Таблица 2 - Расчет тепловых потоков

Номер здания	Q0 max,кВт	Qv max,кВт	Qhm,кВт	Qh max, кВт	Q,кВт
1	2	3	4	5	6
1	125,3	15,0	24,1	57,8	198,1
2	125,3	15,0	24.1	57,8	198,1
3	125,3	15,0	24.1	57,8	198,1
1	2	3	4	5	6
4	125,3	15,0	24,1	57,8	198,1
5	125,3	15,0	24,1	57,8	198,1
6	187,9	22,6	36,1	86,6	297,1
7	187,9	22,6	36.1	86,6	297,1
8	187,9	22,6	36,1	86,6	297,1
9	187,9	22,6	36,1	86,6	297,1
10	187,9	22,6	36.1	86,6	297,1
11	281,9	33,8	54,1	130,0	445,7
12	281,9	33,8	54,1	130,0	445,7
13	281,9	33,8	54,1	130,0	445,7
14	281,9	33,8	54,1	130,0	445,7
15	281.9	33,8	54,1	130,0	445,7
Итого	2955,5	357	571,5	1372	4704,5

1.3 Мероприятия по регулированию отпуска теплоты

Регулирование это изменение нормативов теплоносителя при измерении температуры наружного воздуха в течение суток или сезона. Причины регулирования - экономия теплоносителя при сохранении показателя комфорта в помещении. Цель регулирования - независимость параметров внутреннего воздуха от перепадов температур и других изменений климата снаружи.

Определяем температуру сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе, °С, по формулам

t1 = tв +, (7)

t1 = 1864,5 0,3 + (60 - 0,5 25) 0,22;

t1 = 47.8 °С.

t2 = tв +, (8)

t2 =18 + 64,5 0,3 - 0,5 25 0,22;

t2 =33,6 °С.

где tв- температура воздуха внутри помещения, принимаем равной +18 °С;

t - расчетный температурный напор местной системы отопления, рассчитывается по формуле

t = 0,5 (Т11 +T2)-tв, (9)

t = 0,5 (95 + 70) - 18 = 64,5;

t = 64,5 °С

где Т11 - рекомендуемая температура местной системе отопления, принимаем равной +95°С.

- расчетный перепад температур в системе отопления, рассчитывается по формуле:

= Т11-Т2, (10)

= 95-70;

= 25 °С.

t'- расчетный перепад температур в наружных тепловых сетях, рассчитывается по формуле

t' = Tl -Т2, (11)

t'= 110-70;

t'= 40 °С.

Q0 - относительная нагрузка на отопление, рассчитывается по формуле

(12)

где t - основные температуры принятые с интервалом для построения графика (+8, +5, 0, -5, стремится к txn)

= 0,22.

Таблица 3 - Расчетные температуры сетевой воды

tn°С	18-t	Q0	Qo0,8	64,5Qo	27,5Qo	64.5Qo0,8	12,5Qo0,8	T1	T2
+8	10	0,22	0,3	14,19	6,05	19,35	3,75	47,8	33,6
+5	13	0,29	0,37	18,63	7,98	23,87	4,63	55,65	37,24
0	18	0,4	0,48	25,8	11	30,96	6	60,84	42,96
-5	23	0,51	0,58	32,9	14,03	37,41	7,25	64,93	48,16
-10	28	0,62	0,68	39,99	17,05	43,86	8,5	75,04	53,36
-15	33	0,73	0,78	47,09	20,08	50,31	9,75	85,17	58,56
-20	38	0,84	0,87	54,18	23,1	56,12	10,88	95,28	63,24
-25	43	0,96	0,97	61,92	26,4	62,57	12,13	106,32	68.44
-29	47	1	1	64,5	27,5	64,5	12,5	110	70

По полученным значениям температур Т1 и Т2 строим график температуры сетевой воды (приложение А).

1.4 Определение расчётных расходов сетевой воды

Расчетный расход сетевой воды для определения диаметров труб в водяных тепловых сетях, при количественном регулировании отпуска теплоты следует определять отдельно для отопления, вентиляции и ГВС. В КП принимаем двухступенчатую схему присоединения подогревателей.

Определяем максимальный расчетный расход на отопление, т/ч, по формуле

G0 max = (13)

где С - теплоемкость воды; С-4,19 кДж/кг°С, принята по «Справочнику проектировщика», И.Г. Староверов.

G0 max(1) =

G0 max(1) = 1,8 т/ч

Определяем максимальный расчетный расход на вентиляцию, т/ч, по формуле

Gv max = (14)

Gv max =

Gv max = 0,2 т/ч.

Определяем средний расчетный расход, т/ч, на ГВС при условии, что схема закрытая, по формуле

Ghm (15)

Ghm(1)

Ghm(1)=0,87т/ч

Определяем максимальный расход па ГВС, т/ч, по формуле

Gh max + 0,2) (16)

Gh max(1) +0,2)

Gh max(1) = 1,16 т/ч.

Определяем суммарный расход, т/ч, по формуле

Gd =G0max + Gvmax +Ghmax К3, (17)

где К3- коэффициент, учитывающий долю среднего расхода тепла на ГВС при регулировании нагрузки отопления; принимается равным 1,2.

Gd(]) =1,8 + 0,2 + 0,87 1,2; Gd(]) = 3,04 mlч.

Определяем расчетный расход воды в двухтрубных тепловых сетях в неотопительный период, т/ч, по формуле

Gd =Gh max , (18)

где - коэффициент, учитывающий изменение расхода сетевой воды в неотопительный период; для промышленных объектов, принимается равным 0,8.

(1,2) =3,040,8;

(1,2) = 2,4 mlч.

Расчеты для остальных зданий производим аналогично и сводим в таблицу 4.

Таблица 4 - Определение расхода теплоносителя

Номер здания	Gomax, Т/Ч	Gvmax, Т/Ч	Ghm, Т/Ч	Ghmax, Т/Ч	Gd, Т/Ч	Gds, Т/Ч
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15	1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0	0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,48 0,48 0,48 0,48 0,48	0,87 0,87 0,87 0,87 0,87 1 3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9	1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,73 1,73 1,73 1,73 1,73 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6	3,04 3,04 3,04 3,04 3,04 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 6,8 6,8 6,8 6,8 6,8	2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 3,7 3,7 3,7 3.7 3,7 5,4 5,4 5,4 5.4 5,4
Итого	42,5	5,0	20,4	27,6	71,9	57,5

Для определения расчетных расходов сетевой воды необходимо разбить схему тепловой сети на главное циркуляционное кольцо и два второстепенных кольца. Главное циркуляционное кольцо разбиваем на участки (с 1 по 6) от котельной до здания 15.

Второстепенное кольцо разбиваем на участки (с 7-11) от УТ 5 до УТ 10.

После расчета расходов по нормативно справочной литературе принимаем диаметры и скорость теплоносителя для главного и второстепенных циркуляционных колец.

Таблица 5 - Определение расходов на участках

Номер участка	Расход G,т/ч	Длина участка l, м	Наружный диаметр Dн x ст, мм	Скорость теплоносителя V, м/с	Потери давления h, кгс/м2 м
1	57,5	140	159x4,5	0,95	7,94
2	27,0	200	133x4	0,64	4,51
3	21,6	80	108x4	0,81	9,77
4	16,2	70	89x3,5	0,88	14,8
5	10,8	70	76x3,5	0,85	17,5
6	5.4	85	76x3,5	0,42	4,23
7	30,5	40	108x4	1,1 1	18,2
8	24,4	80	108x4	0,89	11,6
9	18,3	70	89x3.5	0,99	18.8
10	12,2	70	89x3,5	0,66	8.33
11	6,1	70	76x3,5	0,48	5,57

1.5 Подбор оборудования участков тепловой сети и компоновка монтажных схем

Трубопровод являются основным и наиболее ответственным элементом тепловой сети.

К трубопроводам тепловых сетей предъявляются следующие требования:

высокая механическая прочность;

герметичность при максимальном параметре теплоносителя;

повышенная коррозионная стойкость;

неизменность свойств под длительным воздействием рабочих параметров;

малая шероховатость внутренних стенок трубы;

высокое сопротивлений теплопередаче;

возможность создать надежное и герметичное соединение;

малый вес для легкой транспортировки и монтажа;

простота хранения и небольшая стоимость по отношению ко времени работы.

Для подземной прокладки тепловых сетей в непроходном канале следует принимать стальные, электросварные трубы по ГОСТ 10704-76.

Соединение отдельных труб между собой, а также с фасонными деталями и оборудованием (отводами, тройниками, гнутыми компенсаторами, фланцами, грязевиками) производят электродуговой сваркой. Соединение трубопроводов на фланцах применяется только при установке фланцевой арматуры, такой как задвижки, спускная арматура при установке компенсаторов (растяжении).

Фасонные детали трубопроводов - отводы, переходы, гнутые и сальниковые компенсаторы, фланцы, плоские днища и крепежные детали изготовляют только стальными в соответствии с требованиями Ростехнадзора. Толщина стенок фасонных деталей не должна превышать толщину стенки трубы более чем на Змм. Отводы на тепловых сетях применяют гнутые, крутоизогнутые и сварные.

Для вычерчивания и компоновки монтажной схемы выбираем участок длиной 645 м. Диаметры трубопроводов подбираем гидравлическим расчётом в зависимости от часового расхода воды в пределе от 76x3,5 до 159x4,5. По диаметру труб принимаем расстояния между неподвижными и подвижными опорам, рекомендованное нормативной литературой. Расстояния между подвижными опорами принимаем от 3 м до 6 метров. Расстояние между неподвижными опорами должно быть:

76x3,5 > Lно < 70 м1 33x4 > Lно < 90 м

89x3,5 > Lно < 80 м159x4,5 > L но < 100 м

108x3,5 >L но < 80 м

Откладываем неподвижную опору H1 за 2 метра от жилого дома № 15 (по генплану), вторую опору ставим на расстоянии, зависящим от диаметра. Расстояние между двумя неподвижными опорами делим пополам, так как плечи компенсатора должны работать в равных условиях. Компенсаторы П-образные устанавливаем вылетом вправо по ходу движения теплоносителя; они предназначены для снятия теплового удлинения и представляют собой участок трубы, согнутый с учётом длины под определённым углом. Радиус гнутья прямого компенсатора равен R=3d, такой радиус гнутья является самым экономичным. Экономичность компенсатора связана с потерей давления в данном устройстве. Тепловое удлинение действует противоположно движению теплоносителя.

В соответствии с нормативно-справочной литературой на участках тепловой сети устанавливаем неподвижные опоры типа ОН-1 для трубопроводов диаметрами 76x3,5 и 89x3,5, а также ОН-4 для трубопроводов диаметрами 159x4,5; 133x4 и 108x4, необходимые для поддержания веса трубопровода, прочности его закрепления и соблюдения проектного уклона. Кроме неподвижных опор устанавливаем на каждом участке тепловой сети подвижные скользящие опоры типа ОПП-2 для трубопроводов диаметрами 159x4,5; 133x4 и 108x4 и ОС-1 для трубопроводов диаметрами 76x3,5 и 89x3,5.

На схеме есть два угла поворота, которые являются самокомпенсирующимися участками. Один угол поворота компенсирует 60%, длина участка на длине поворота должна быть 60% 60 м <36м.

Угол поворота УП 1 расположен на участке 6, диаметр трубопровода 76 х 3,5. Этот угол закрепляем неподвижными опорами Н2 и НЗ на расстоянии 13 м.. Угол поворота УП 2 - на участке 2, диаметр трубопровода 133x4. Этот угол поворота закрепляем неподвижными опорами Н8 и Н9 на расстоянии 6 м.

На ответвлении от основной теплотрассы к кварталам и на поворотах устанавливаем тепловые колодцы (теплофикационные камеры).

В теплофикационных камерах устанавливается запорно-регулирующая арматура - задвижки типа 30 с41нж, с помощью которой возможно регулировать или перекрывать движение теплоносителя к потребителю, и вентили типа 15Б1 бк для спуска воды их системы.

Для присоединения ответвлений к тепловой сети устраивают теплофикационные секционирующие камеры. Они представляют собой строительную конструкцию из кирпича или железобетона прямоугольной или квадратной формы.

Воздушные и дренажные устройства размещаем в соответствии с рельефом местности.

На небольших ответвлениях задвижки не устанавливают из-за необходимости сооружения теплофикационных камер. В этом случае ответвления отключают в тепловом пункте абонента.

Всего на схеме расположено 14 компенсаторов, 19 неподвижных опор и 10 теплофикационных камер.

1.6 Гидравлически расчёт участков тепловой сети

Для того чтобы разработать узлы присоединения участков тепловой сети необходимо провести гидравлический расчет и конструкцию тепловой сети.

Таблица 6 - Гидравлический расчет главного циркуляционного кольца

Номер участка	G, т/ч	Длины участков, м	Диаметры, мм	, м/с	Потери давления, кгс	Общие потери на участках, кПа
		Lпл	Lэ	L/	Ду	Дкбст		h	Нуч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	57,5	140	22,24	162.24	150	159x4,5	0,95	7,94	1288,2	12,882
2	27,0	200	33,56	233,56	125	133x3	0,64	4,51	1053,4	10,534
3	21,6	80	11,45	91,45	100	108x4	0,81	9,77	893,5	8,935
4	16,2	70	9,23	79,23	80	89x3,5	0,88	14,8	1172,6	11,726
5	10,8	70	7,9	77,9	65	76x3,5	0,85	17,5	1363,3	16,633
6	5,4	85	8,7	93,7	65	76x3.6	0,42	4,23	396,4	3,964
		645								61,724

В двухтрубном исчислении потери давления при движении теплоносителя от котельной до здания 15 (по генплану) составляют 61, 7242= 123,448 кПа.

Таблица 7 - Расчет эквивалентной длины участков главного циркуляционного кольца

Номер участка	Эскиз сопротивлений	Ду, мм	n, шт	ж	?ж•n
1	2	3	4	5	6
1	_|-|_ компенсатор задвижка	150	2 1	10 2,24	102 2,24 1 ? 22,24
2	_|_ тройник на проход при разделении потока _|-|_ компенсатор задвижка |_ угол поворота 90	125	1 3 1 1	4,4 8,4 2,2 1,76	4,4 1 8,43 2,22 2 1,761 ?33,56
3	_|_ тройник на проход при разделении потока _|-|_компенсатор задвижка	100	1 1 1	3,3 6,5 1,65	3,3 1 6,52 1, 651 ?11,45
4	_|_ тройник на проход при разделении потока _|-|_компенсатор задвижка	80	1 1 1	2,55 5,4 1,28	2,551 5,41 1,281 ?9,23
5	_|_ тройник на проход при разделении потока _|-|_компенсатор задвижка	65	1 1 1	2 4,9 1	21 4,91 11 ?7,9
6	_|-|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока |_ угол поворота 90*	65	1 1 1 1	4,9 1 2 0,8	4,91 11 21 0,81 ?8,7

Lэ = Lэ +Lпл

Ду Дн х ст - содержит характеристику трубы по ее диаметру

V, h - по таблице стр. 117 - 119, Николаев «Справочник проектировщика».

Нуч = hLэ

Гр.11=Гр. 10/100.

Hyч1=h-L1, (19)

Нуч1 =162,247,94;

Нуч =1288,2кгс/м2 м.

Аналогичный расчет проводим для каждого участка.

Определяем рекомендуемое давление НР, кПа, по формуле:

Нр =100 (?гл. ц.к 2) 10-3 (20)

Нр = 100 645 2 10-3;

Нр =129кПа.

Определяем запас, который должен составить 7 - 10% по формуле:

3= (21)

3=

3= 4,3

Запас показывает, что диаметры подобраны правильно.

Таблица 8 - Гидравлический расчет второстепенного циркуляционного кольца

Номер участка	G, т/ч	Длины участков, м	Диаметры, мм	, м/с	Потери давления, кгс	Общие потери на участках, кПа
		Lпл	Le	L1	Ду	Дкбст		h	Общие
7	30,5	40	14,75	54,75	100	108x4	1,11	18,2	996,45	9,965
8	24,4	80	14,75	94,75	100	108x4	0,89	11,6	1099,1	10,991
9	18,3	70	11,78	81,78	80	89x3,5	0,99	18,8	1534,5	15,345
10	12,2	70	11,78	81,78	80	89x3,5	0,66	8,33	681,2	6,812
11	6,1	70	9,9	79,9	65	76x3,5	0,48	5,57	445,0	4,45
Итого									47,563

В двухтрубном исчислении потери давления при движении теплоносителя от теплофикационной камеры УТ 5 до здания 6 (по генплану) составляют 47,563 2=95,126 кПа.

Таблица 9 - Расчет эквивалентной длины второстепенного циркуляционного кольца

Номер Участкаа	Эскиз сопротивлений	Ду. мм	n, шт	ж	?ж•n
7	_|_ тройник на проход при разделении потока _|-|_ компенсатор задвижка	100	2 1 1	3,3 6,5 1,65	3,32 6,51 1,651 ?14,75
8	_|_ тройник на проход при разделении потока _|-|_ компенсатор задвижка	100	1 1 1	3,3 6,5 1,65	3,32 6,51 1.651 ? 14,75
9	_|_ тройник на проход при разделении потока _|-|_компенсатор задвижка	80	2 1 1	2,55 5,4 1,28	2,552 5,4 1 1,281 ?11,78
10	_|-|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока	80	1 1 2	5,4 1,28 2,55	5,41 1,281 2,552 ? 11,78
11	_|-|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока	65	1 1 2	4,9 1 2	4.91 ?9,9

Определяем невязку потерь давления в главном и второстепенном циркуляционных кольцах, которая должна быть ?12% за вычетом общего участка 1 с потерями давления 12,882 кПа.

Потери давления по главному циркуляционному кольцу без учета участка 1 определяем по формуле

?Hгл.к.-уч.1 =?Hгл.к -Н уч.1 (22)

?Hгл.к.-уч.1, =61,724 - 12,842 = 48,842кПа.

В двухтрубном исчислении потери составляют 48,842 2 = 97,684 кПа.

Невязку, %, определяем по формуле

Н = 100,(23)

H=100%

Н = 2,6%.

Так как «Невязка» составила 2,6 %, то система считается прогретой и готовой к запуску.

1.6 Расчёт теплового удлинения

Тепловое удлинение - это явление, при котором происходит изменение размеров трубопровода, зависящее от: перепада температур и условий эксплуатации трубопровода, от материала, из которого изготовлен трубопровод.

Пользуясь расчетной схемой трубопроводов тепловой сети, рассчитываем тепловое удлинение на всех участках тепловой сети по главному циркуляционному кольцу. Находим полное тепловое удлинение трубопровода l, мм, по формуле

l, = б L t,(24)

где б - средний коэффициент линейного расширения стали, разный для различного материала трубопровода, для стальной электросварной трубы принимаем б = 0,0125 мм/м°С;

L - расстояние между двумя УТ;

t, - перепад температур между температурой среды и температурой окружающей среды.

Расчётное тепловое удлинение трубопровода, мм, определяется по формуле

Х = Е L (по СНиП 2.04.07-86, фор.22. п7-34),(25)

где L - полное тепловое удлинение расчётного участка трубопровода;

Е - коэффициент релаксации, учитывающий предварительную растяжку компенсатора в размере 50% от полного удлинения при Т1 = 400°С, Е = 0,5.

Определяем At - разница между температурой теплоносителя и температурой наружного воздуха, oС, по формуле

t = Tl- (26)

Температуру теплоносителя принимаем 115 oС, которая ниже, чем температура по заданию -130 oС. Снижение температуры теплоносителя произведено по согласованию с заказчиком в связи с тем, что в качестве источника тепла рекомендована блочно-модульная котельная с жаротрубными котлами, в которых вода нагревается в диапазоне 95 - 115 oС.

t= 110-(-29)=144°С.

Участок 1:Участок 4:

L, = 0,0125 139 140= 252 мм,L4= 0,0125 139 70= 126 мм,

Х= 0,5 252= 126 мм.Х4= 0,5 126 = 63 мм.

Участок 2:Участок 5:

L2= 0,0125 * 139 * 200 = 360 мм,L5= 0,0125 139- 70 = 126 мм,

Х2= 0,5 360 = 180 мм.Х5= 0,5 126 = 63 мм.

Участок 3:Участок 6:

L3= 0,0125 139 80 = 144 мм.L6= 0,0125 139 85 = 153 мм,

Х3= 0,5 144 = 72 мм.Х6= 0,5 153 = 76,5 мм.

Количество компенсаторов на каждом из участков главного циркуляционного кольца, шт., определяем по формуле

n= Lyч. / Lон (27)

n1 = 140/100 =1,4 шт.- устанавливаем два компенсатора;

n2 = 200/90 = 2,22 шт - устанавливаем три компенсатора;

n3 = 80/80 = 1 шт. - устанавливаем один компенсатор;

n4 = 70/80 = 0,88 шт. - устанавливаем один компенсатор;

n5 = 70/80= 0,88 шт. - устанавливаем один компенсатор;

n6= 85/70=1,21 шт. - устанавливаем один компенсатор, т.к. на этом участке имеется угол поворота.

1.7 График продолжительности сезонной тепловой нагрузки

Продолжительность отопительного периода и его средняя температура зависит от климатических условий объекта.

Отопительная нагрузка и нагрузка на ГВС зависит от колебаний температур наружного воздуха, т.е. нагрузка неоднородна. Для автоматического или любого другого регулирования в процессе проектирования выстраивают график регулирования сетевой нагрузки.

Для того что бы предусмотреть не только изменение температуры, но и изменение тепловой нагрузки, необходимо построить график, который показывает как в зависимости от температуры наружного воздуха происходит изменение отопительных и других нагрузок по периодам сезона.

График сезонной тепловой нагрузки необходим для того, чтобы предусмотреть изменение расхода теплоносителя и эффективнее его расходовать при регулировании в котельной. Расчет графика производят по следующим формулам:

Для нагрузки на отопление:

Q0 = Q0max (28)

где ti - температура внутри помещения,

text - температура контрольных точек выбранного графика.

Q0 = 2975,5

Q0= 633 к Вт.

Для нагрузки на вентиляцию:

Qv = Qv max (29)

Qv = 357

Qv = 76 кВт.

Для нагрузки ГВС:

Qhm = Qhm (30)

где =15°С - температура холодной воды летом,

= 5°С - температура холодной воды зимой.

Qhm = 416,47?

Qhm = 1097,6 кВт.

Аналогично рассчитываем остальные значения и сводим их в таблицу 10.

Таблица 10 - График продолжительности сезонной тепловой нагрузки

Нагрузки, кВт	Температура контрольных точек, tнв, °C
	+8	+5	0	-14	-29
Qo	633	823	1139,5	2026	2975,5
Qv	76	99	137	243	357
Qhm	1097,6	1097,6	1097,6	1097,6	1097,6
?Q	1806,6	2019,6	2374,1	3366,6	4430,1

1.8 Расчёт тепловой изоляции

Расчет тепловой изоляции проводят по нормированной плотности теплового потока через изоляцию, по заданной величине теплового потока и охлаждения, по заданному количеству конденсата, времени замедления потока и температуре на поверхности изоляции. Расчет проводят с целью предотвращения конденсата на наружной поверхности трубопровода.

Рассчитываем термическое сопротивление подающего трубопровода с учётом изоляционного покрытия, м2 °С/Вт, по формуле

Rtot = (tw - te)/ (q К,), (31)

где tw - температура теплоносителя, °C;

te - температура окружающей среды, °C;

q - нормированная плотность теплового потока, принимаемая по СНиП 2.04.14-стр.22;

К1 - коэффициент, принимаемый по СНиП 2.04.14-88, прил.10.

Rtot 70 = (110- (-3,8))/(32 1) = 3,71м20 C /Вт;

Rtot 80 = (110- (-3,8))/(35 1) = 3,39 м20 C /Вт;

Rtot 100 = (110- (-3,8))/(39 1) = 3,05 м20 C /Вт;

Rtot 125 = (110-(-3,8))/(42 1) = 2,83 м20 C /Вт;

Rtot 150 = (110 - (-3,8))/(46 1) = 2,58 м20 C /Вт.

Определяем термическое сопротивление, м20 C /Вт, теплоизоляционной конструкции

по формуле

Rk = Rtot -1/е- Rm, (32)

где е коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции, принимаем по СНиП.04.18-88, прил. 9, принимаем е = 6 Вт/м °C

Rm - термическое сопротивление неметаллической стенки объекта, м20 C /Вт

Rk 70 = 3,71 -1/6 - 0 = 3,54 м20С /Вт;

Rk 80= 3,39 - 1/6 - 0 = 3,22 м20С /Вт;

Rk 100= 3,05 - 1/6 - 0 = 2,88 м20С /Вт;

Rk 125= 2,83 -1/6-0= 2,66 м20С /Вт;

Rk 150= 2,58 - 1/6 - 0 = 2,41 м20С /Вт.

Определяем толщину теплоизоляционного слоя, м, по формуле

дк= лк Rk (33)

где лк - теплопроводность изоляционного слоя, Вт/м С, принимаем для пенополиуретана коэффициент теплопроводности 0,05 Вт/м °C по СНиП 2.04.18-88, прил.9.

дк 70 = 0,05 3,54 = 0,18 м;

дк 80 = 0,05 3,22 = 0,16 м;

дк 100 = 0,05 2,88 = 0,14 м;

дк 125 = 0,05 2,66 = 0,13 м;

8К 150 = 0,05 2,41 = 0,12 м.

Рассчитываем объем тепловой изоляции; м3, по формуле:

V = k lуч k (34)

где; k - рекомендуемый коэффициент на масленую; окраску; труб СНиП 4-5-82, часть IV,гл. 5, для Ду 65 = 0,39; для Ду 80 = 0,43; для Ду100 =; =0,48;; для Ду 125 = 0,59; для Ду 150; = 0,72. 1уч - длина участка одного диаметра, м.

V150 = 0,72 280 0,12; V150 = 24,2 м3. V125 = 0,59 400 0,13; V125= 30,7 м3. V100 = 0,484000,18; V100 = 34,6 м3.	V80 =; 0,43-420-0,16; V80 =; = 28,9 м3 V65 =; 0,39 450 0,18; V65 = 31,6 м3.

Объем тепловой изоляции - формованные скорлупы из пенополиуретана (ТУ 5768-001-54532153-01) для всей теплотрассы составляет 150 м3.

1.9 Обоснование типа прокладки, выбора типа канала

Так как для расчета дипломного проекта является расчет поселка городского типа, то мы принимаем закрытую прокладку трубопровода в непроходном канале. Такая прокладка не нарушает архитектурный ансамбль местности и более надёжна в эксплуатации, чем прокладка в траншее и экономичней, чем прокладка в полупроходном (проходном) канале, т.к. система двух трубная и не требует больших каналов.

Канальная прокладка удовлетворяет множеству требований таким как: каналы предохраняют теплопроводы от воздействия грунтовых вод, блуждающих токов, внешней окружающей среды. Трубопроводы в них укладывают на подвижные и неподвижные опоры, при этом обеспечивается уменьшение тепловых удлинений и снижаются затраты на изоляционные материалы относительно надземной прокладки или в траншее где потребуется гидроизоляция.

Непроходные каналы применяют для прокладки трубопроводов диаметром до 700 мм независимо от числа труб. Непроходной канал также выгоден тем, что грунты неагрессивные, уровень грунтовых вод низкий и не требуется дренажного отвода.

При необходимости замены труб, вышедших из строя, или при ремонте тепловой изоляции в непроходных каналах приходится разрывать грунт и вскрывать плиты канала и невозможно сразу определить местоположение поврежденного участка, а иногда и приходится вскрывать мостовую. Поэтому тепловую сеть в непроходных каналах по возможности размещают вдоль зданий, проезжих частей, мостов, также стараются делать вводы в здания с боковой или задней части здания для того чтоб при ремонте не создавать неудобства проживающим или работающим в здании.

1.10 Расчёт и построение продольного профиля

Проектную отметку земли принимаем по горизонталям генплана жилого района в городе Туле.

Натурная отметка земли принимается с учетом уклона теплотрассы и уклона местности.

Если они совпадают, то натурная отметка равна проектной. Если не совпадают, то производят горизонтальную планировку на местности с зачисткой поверхности грунта механизированными средствами.

Для определения отметки потолка необходимо знать размер и конфигурацию выбранного типа канала. Принимаем глубину заложения канала 1 м. На уровне котельной отметка потолка равна:

145,5-1 = 144,5 м

Отметка пола канала равна:

144,5-0.59= 143,91 м

Отметки пола канала и потолка в остальных точках определяется с учетом уклона, стандартный уклон 0,003 м, а отметки зависят от длинны участка.

В камере УТ6 уровень потолка равен:

144,5+0,003 -40= 144,62 м

Уровень пола в УТ6 равен:

144,62-0,46= 144,16

В камере УТ5 уровень потолка равен:

144,62 + 0,003 -106= 144,94 м

Уровень пола в УТ1 равен:

144,94-0,46= 144,48 м

В камере УТ4 уровень потолка равен:

144,94 + 0,003 -164= 145,43 м

Уровень пола в УТ1 равен:

145,43-0,46= 144,97 м

В камере УТЗ уровень потолка равен:

144,43+0,003 60= 145,61 м

Уровень пола в УТ1 равен:

145,61 -0.46= 145,15 м

В камере УТ2 уровень потолка равен:

145,61 +0,003 * 100= 145,91 м

Уровень пола в УТ1 равен:

145,43-0,46= 145.45 м

В камере УТ1 уровень потолка равен:

145,91+0,003 * 100= 146,21 м

Уровень пола в УТ1 равен:

146,21 -0,46= 145,75 м

По данным значениям строим продольный профиль.

2. КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

Обеспечение тепловой энергией зданий в суровых климатических условиях страны требует значительных затрат на добычу и транспортирование топлива, а также на строительство теплогенераторных установок и тепловых сетей. В капитальном строительстве экономика в значительной степени определяется способом теплоснабжения городов, промышленных предприятий и населённых пунктов, обеспечивающим снижение расхода ТЭР и повышение эффективности теплообеспечения.

Потребности промышленного и жилищно-коммунального сектора в тепловой энергии обеспечиваются различными системами теплоснабжения от теплоэлектроцентралей (теплофикация), районных, групповых или местных котельных. Однако теплофикация экономически целесообразна при расчётной тепловой потребности района более 600МВт. При меньшей потребности в качестве источников тепловой энергии используют районные, групповые или местные котельные, работающие на всех видах органического топлива, особенно при теплоснабжении сельских населённых пунктов, где в ближайшие годы потребуется строительство большого числа котельных малой мощности.

В последние годы для целей теплоснабжения организованно промышленное производство экономичных и эффективных теплогенераторов и вспомогательного оборудования, позволяющих вырабатывать высокопотенциальный теплоноситель. Значительно усовершенствованы способы прокладки и устройства тепловых сетей, разработаны схемы автоматизации отпуска тепловой энергии.

Выбор источника теплоснабжения, вида теплоносителя и его параметров, а также системы теплоснабжения в целом производится на основе технико-экономических расчётов с учётом капитальных расходов и эксплуатационных затрат.

Современные котельные установки и тепловые сети оснащены контрольно-измерительной аппаратурой, средствами автоматизации и дистанционного управления, повышающими экономичность и эффективность теплоснабжения.

2.1 Определение мощности котельной

При проектировании котельной определяем характер потребителей, требуемое количество теплоты, вид теплоносителя и его параметры.

Теплоносителем в запроектированной тепловой сети является горячая вода с температурными параметрами 110 - 70 С.

Потребителями тепла являются системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилой застройки.

Теплоснабжение производится от блочно-модульной котельной с водогрейными котлами. Определяем тепловую мощность котельной, МВт, по формуле

Qкот=Qtc+Qch, (32)

где Qcн - расход тепла на собственные нужды котельной, МВт, принимаем в размере 5% от тепловой нагрузке на тепловую сеть.

Qкот =4,623+0,05 4,623;

Qкот, =4,85 МВт.

За источник газа принимаем сети газоснабжения с давлением не менее 13 кПа, ввод которого осуществляется через ГРУ, расположенной в проектируемой котельной. Теплоснабжение централизовано.

Теплоноситель в системе теплоснабжения является вода с температурой 110-70 оС. со средним давлением не более 1 МПа.

Каждый котел имеет два подпиточных и два циркуляционных насоса, так как система отопления закрытая с искусственным движением теплоносителя.

Подпитка котлов осуществляется из системы централизованного водоснабжения, предусмотрен расширительный бак, объем которого не менее 30% от производительности котла.

В котельной предусмотрена установка Na-катионовых фильтров, деаэратора, установлены подогреватели для подготовки воды на горячее водоснабжение.

Так же должна быть установлена запорно-регулирующая арматура и гарнитура, КИПиА, регуляторы давления, водоуказательные стекла, блок управления регулирующий параметры давления газа, давления воздуха, разряжения и давления воды.

2.2 Выбор котельного агрегата и его описание

Исходя из тепловой мощности котельной, выбираем тип и количество водогрейных котлов, предназначенных для выработки тепловой энергии для систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий. Желательным условием является однотипность и одинаковая производительность котельных агрегатов.

Подключаем запроектированную водяную тепловую сеть к блочно-модульной котельной БМК-5,0 в которую устанавливаем два котла КВ-ГМ-2,32 и один котёл КВ-ГМ-0,75.

Котлы предназначены для теплоснабжения объектов без непосредственного водозабора из сети. Котёл работает на природном газе или лёгком жидком топливе. Конструкция котла выполнена в газоплотном исполнении для работы под наддувом. Особенностью конструкции является жаровая труба с обратным (реверсивным) ходом продуктов сгорания.

Корпус котла состоит из цилиндрической обечайки, передней и задней трубных решёток, днища, гладкой жаровой трубы, дымогарных труб диаметром 60х3 мм. Жаровая труба имеет центральное расположение.

Для интенсификации процессов теплообмена в дымогарные трубы вставлены турбовентиляторы. На наружной обечайке расположены патрубки с задвижками для подвода и отвода воды, а также для предохранительных клапанов.

С фронта котла расположена неохлаждаемая поворотная камера, на которое установлено горелочное устройство. При изготовлении поворотной камеры применяются современные облегченные обмуровочные материалы.

Конструкция поворотной камеры позволяет открывать её на любую сторону котла, При открытии камеры обеспечивается доступ для наружного осмотра жаровой трубы и дымогарных труб. С тыла котла установлена съёмная крышка газохода, необходимая при ремонте котла и его осмотре.

В крышке имеется лючок для очистки газохода от отходов продуктов сгорания. Так же с тыла котла расположен продувочно-дренажный патрубок Ду 40 и штуцер для слива конденсата из газохода котла Ду 15.

Для комплекции котлов могут быть использованы зарубежные и отечественные газовые, лёгкожидкотопливные и комбинированные автоматизированные горелочные устройства (имеющие соответствующие технические характеристики и сертификат соответствующий Госстандарта РФ) различных фирм.

Качество сетевой и подпиточной воды должно отвечать требованиям, изложенным в РД 24.031.120-91 и руководству по эксплуатации.

Котёл поставляется одним транспортабельным блоком.

Таблица 11 - Конструктивные характеристики котла типа КВ-ГМ-2,32

Наименование	Единицы измерения	Численное значение
1	2	3
1 Номинальная мощность	МВт	2.32
2 Вид топлива: газ (дизельное топливо)	ГОСТ 5542-87
3 Рабочие давление воды	МПа	0,6(0,8)
4 Температура воды на входе	°С	70
5 Температура воды на выходе	°С	95/115
6 Диапазон регулирования теплопроизводительности по отношению к номинальной	%	30...100
7 Гидравлическое сопротивление (не более)	МПа	0,025
8 Масса котла без горелки (сухая)	кг	3900
9 КПД котла,% не менее, газ/диз.т.	%	93/91
10 Температура уходящих газов (газ/диз.т.)	°С	150/175
11 Водяной объём	м3
12 Длина жаровой трубы/диаметр	мм	2677/976

2.3 Описание топлива для котлов

Вещества, способные в процессе каких-либо преобразований выделять энергию, которая может быть технически использована, принято называть топливом. Для котлоагрегатов, установленных в блочно-модульной котельной, в качестве топлива применяем газообразное топливо, которое состоит из смеси горючих и негорючих газов с небольшой примесью водяных паров, смолы, пыли.

К естественным газам относятся: природный и попутный газы, которые выделяются при извлечении нефти на поверхность. Искусственные горючие газы являются топливом местного значения. К ним относятся генераторный, коксовый и доменный газ. Генераторный газ получают путем неполного сжигания твердого топлива. Коксовый и доменный газы являются отходами коксовых и доменных печей.

В промышленных парогенераторах и водогрейных котлах, главным образом, используются природный и попутный газ, который представляет собой смеси углеводородов метанового ряда и балластных негорючих газов.

Содержание метана в некоторых природных газах доходит до 96-98% и 2-4% примеси.

Удельный вес газа 0,7-0,8 кг/мЗ, что почти в два раза легче воздуха.

Температура самовоспламенения 600-800°С.

На организм человека газ действует удушающее, даже присутствие в помещении 5% метана, через 20-30 минут вызывает смерть.

В смеси с воздухом газ взрывоопасен, нижний предел взрываемое - это когда содержание метана в воздухе равно 5%, а верхний предел взрываемое - 15%. Но, несмотря на это, природный газ обладает рядом существенных преимуществ по сравнению с жидким и твердым топливом:

производительность труда при добыче природного газа примерно в 5 раз выше, чем при добыче нефти и в 36 раз выше, чем при добыче угля;

газовое топливо легко транспортируется к месту работы;

значительно облегчает условия труда, т.к. газовое оборудование просто по устройству и легко в эксплуатации, оно легко автоматизируется;

газовое топливо имеет широкое применение;

окружающая среда не загрязняется продуктами сгорания;

отсутствие в составе газа токсичной окиси углерода предотвращает возможность отравления в случае утечки газа, что особенно важно при его бытовом использовании;

природный газ используют в качестве топлива, не прибегая к сложным и дорогостоящим переработкам;

2.4 Выбор хвостовых поверхностей и температуры уходящих газов

В блочно-модульной котельной выбираем температуру уходящих газов равную 150°С

при работе на газообразном топливе в соответствии с конструктивными котла КВ-ГМ-2,32 и

КВ-ГМ-0,75. Водяной экономайзер в качестве хвостовой поверхности нагрева целесообразно устанавливать, когда температура питательной воды на входе в него равна 100 оС и выше. А температура питательной воды на выходе из экономайзера должна быть на 20 или 40 оС ниже температуры насыщения (кипения).

Температура теплоносителя на выходе из котельной составляет всего 115 оС, что соответствует заданию.

Таким образом, установка хвостовых поверхностей нагрева не предусмотрена.

2.5 Расчёт объёмов продуктов сгорания

Для котлоагрегатов в качестве топлива применяется газообразное топливо.

Газообразное топливо состоит из механической примеси: горючих и негорючих газов с небольшой примесью водяных паров, смолы пыли. К естественным газам относятся: природный и попутный газы, выделяющиеся при извлечении нефти на поверхность.

Искусственные горючие газы являются топливом местного назначения. К ним относятся генераторный, коксовый и доменный газы.

В промышленных парогенераторах и водогрейных котлах главным образом используют природный и попутный газ. Природный и попутные газы представляют собой смеси углеродов метанового ряда и балластных негорючих газов. Содержание в некоторых природных газах доходит до 98%. Весьма важными свойствами газообразного топлива, влияющими на условия его использования, является токсичность и взрываемость.

Искусственные газы токсичны вследствие содержания в них оксида углерода СО2.

В природных газах среднего Поволжья, Башкирии и других нередко содержится сероводород H2S.

По своему действию на человека сероводород является сильным ядом, поражающим нервную систему. Газ вместе с воздухом при определённой концентрации образует взрывные смеси. Природный газ обладает рядом существенных преимуществ по сравнению с жидким и твёрдым топливом:

-производительность труда при добыче природного газа, примерно, в 5 раз выше, чем при добыче нефти и в 36 раз, чем при добыче угля;

-сложность добычи природного газа значительно выше, чем других видов топлива;

-природный газ используют в качестве топлива, не прибегая к сложным и дорогостоящим переработкам, характерным для жидкого топлива;

-высокая жаропроизводительность природного газа позволяет эффективно использовать его в качестве технологического и энергетического топлива;

-полное отсутствие серы придаёт особую ценность природному газу, предназначенному для использования в технологическом и коммунальном хозяйстве;

-отсутствие в составе газа токсичной окиси углеводорода предотвращает возможности отравления в случае утечки газа, что особенно важно при его бытовом использовании;

-высокая теплота сгорания обуславливает возможность дальнейшей транспортировки газа;

-при работе на природном газе обеспечивается возможность авторегулировки процесса горения, высокая производительность и хорошие условия труда обслуживающего персонала;

-использование природного газа позволяет значительно интенсифицировать работой, поток печей, котлов и соответственно снизить сложность оборудования и уменьшить габариты;

-при работе на природном газе можно получать весьма высокие коэффициенты полезного действия, особенно при использовании методов комплексного использования тепла высокого и низко температурных режимах;

-применение природного газа устраняет загрязнение воздушного бассейна золой и окисями серы, а также обусловленного этих необходимостью сооружения высоких и дорогостоящих труб для отвода продуктов сгорания;

-продукты полного сгорания природного газа, отводимые от каминов и печей, используются в качестве источника углекислоты.

Таблица 12 - Расчётная характеристика природного газа

Газопровод	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	0Сн, кДж/м	с кг/м"
Ставрополь - Москва	93,8	2,0	2,0	0,3	0,1	2,6	0,4	37300	0,781

Определяем теоретический объем воздуха необходимого для полного сгорания топлива, т.е. при а =1, м3/м3, по формуле

V0=0,0476 (0,5СО+0,5Н2 + 1,5H2S+?(m + n/4) CmHn-О2) (33)

где СО - содержание окиси углерода в рабочем составе топлива, %;

Н2 - содержание водорода в рабочем составе топлива, %;

H2S - содержание сероводорода в рабочем составе топлива, %;

О2 - содержание кислорода в рабочем составе топлива, %.

V0=0,0476 (1,5+(2 93,8+3,5 2+5 0,8+6,5. 0,3+8 0,1));

V0=9,584 м3/м3. Определяем объем продуктов сгорания

Определяем объем трехатомных газов, м3/м3 по формуле

Vro2=0,01 • (C02+CO+H2S+Im CmHn),(34)

Vro2=0,01(0,5+(0,4+0+0+93,8+4+3 0,8+6,5 0,3+0,8);

Vro2= 1,023 м3/м3.

Определяем объем двухатомных газов, м3/м3 по формуле

VR2 = 0,79 V0+0,01 • N2,(35)

где Vo - теоретический объем воздуха;

N2 - содержание азота.

VR2=0,79 • 9,584+0,01 • 2,6; Vr2=7,6 m3/m3.

Определяем объем водяных паров, м3/м3

VH2o=0,01 (H2S+H2+I CmHn+0,12dr)+0,016V0,(36)

VH2O=0,01 (2 • 93,8+2 • 3+4 • 0,8+5 • 0,3+6 • 0,1 + 1,2) +0,016 • 9,584;

VH2O =2,15 м3/м3.

Определяем объем продуктов сгорания топлива в характерных точках газового тракта

Определяем коэффициент избытка воздуха в характерных точках газового тракта с учетом присосов холодного воздуха, т.е. при а >1.

Характерными точками газового тракта является:

- топка;

- первый газоход.

Принимаем коэффициент избытка воздуха в топке для бт=1,1. Для первого газохода

б1Г.= бm + ?бг,(37)

где ?бг - величина присосов воздуха в характерных точках котла.

б1 =0,05 - величина присоса воздуха в первом газоходе;

б1 = 1,1+0,05=1,15 м3/м3.

Определяем объем избытка воздуха в характерных точках газового тракта

?VТ =Vо• (бт - 1)м3/м3; (38)

?VГ =Vо•(бГ- 1) м3/м3; (39)

?VТ = 9,584 • (1,1-1)= 0,96 м3/м3;

?VГ= 9,584 • (1,15-1)= 1,44 м3/м3.

Определяем объем водяных паров в характерных точках газового тракта

VH2ot=Vh2o+0,0 161 • (б т - 1)V0 м3/м3; (40)

VH2o1Г =VH2o+0,0161 • (б Г - l)Vo м3/м3; (41)

VH20T= 2,15 + 0,016 (1,1-1) 9,584=2,17 м3/м3;

VH20Г=2,15 +0,016 (1,15-1) 9,584=2,18 м3/м3.

Определяем общий объем продуктов сгорания

VГ T=VR02+VR2+(Vo(б т - 1)+VH2o+0,0161 (бT-1 )V0) м3/м3 (42)

VГГ=VR02+VR2+(Vo(б Г-l)+VH2o+0,0161- (б Г-l)V0) м3/м3; (43)

VГ T =l,023+7,6+(9,584 (l,l-l)+( 2,15+0,016 (1,1-1) 9,584))=11,73 м3/м;

VГГ =l,023+7,6+(9,584(l,15-l)+( 2,15+0,016 (1,15-1) 9,584))=12,22m3/m3. Определяем объемную долю трех атомных газов в составе продуктов сгорания

rRO2 Т= VR02/ VГ T (44)

rRO2 Г = Vro2/V г г; (45)

rRO2 Т= 1,023 /11,93=0,087 м3/м3;

rRO2 1 Г =l,023 /12,22=0,084 м3/м3.

Определяем объемную долю водяных паров

rHO2 Т = VH02/ VГ T (46)

rRO2 1 Г = VH02/ VГ Г (47)

HO2 Т = 2,15 /11,73=0,18 м3/м3;

rHO2 Т RO2 1 Г =2,15 /12,22=0,18 м3/м3.

Определяем сумму объемных долей трехатомных газов и водяных паров.

rn Т = rRO 2 T + rH2O T (48)

rn Г = rRO 2 Г + rH2O Г (49)

rn Т = 0,087+0,18=0,27 м3/м3;

rn Г = 0,084+0,18=0,26 м3/м3.

Все расчеты объемов газов и воздуха сводим в таблицу

Таблица 13 - Расчет продуктов сгорания и воздуха

Единицы измерения	Расчетная формула	Теоретические объемы
		V0=9,584 м3/м3 V RO 2= 1,023 м3/м3 VH2o=2,15 м3/м3 VR2=7,6 м3/м3
		Характерные точки котла
		Топка	1-ый газоход
1	2	3	4
1 Коэффициент избытка воздуха	б	1,1	1,15
2 Избыточное количество воздуха, м3/м3	?V =V0 • (б-1)	0,96	1,44
3 Объем водяных паров м3/м3	VH2o= VH2o +0,0161 (б-1)V0	2,17	2,18
4 Объем продуктов сгорания, м3/м3	VГ =VRO2+VR2+(V0 (б-1))+VoH2O+0,0161 • (б-1) • V0)	11,73	12,22
5 Объемная доля 3-х атомных газов	rRO 2 = VR02/ VГ	0,087	0,084
6 Объемная доля водяных паров	rH20 = Vh2o / VГ	0,184	0,176
7 Сумма объемных долей	rn = rRO 2 + rH2O	0,271	0,26

2.6 Расчет энтальпии продуктов сгорания

Энтальпией продуктов сгорания называется количество теплоты, содержащейся в продуктах при сжигании одного килограмма твердого или жидкого топлива и одного кубического метра газообразного топлива и численно равна произведению объемов отдельных газов, образующихся при сгорании одного килограмма или одного кубического метра топлива на их среднюю теплоемкость и температуру.

I = ?V ?•1 - энтальпия продуктов сгорания; (50)

IRO = VRO • C RO • ?• - энтальпия трехатомных газов; (51)

1R = VR • СR • ? - энтальпия двухатомных газов; (52)

Ih2o = V h20 • С h20 • ? - энтальпия водяных паров. (53)

где Iro2, Ir2, Ih20 - соответственно, энтальпия трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, кДж/мЗ;

С ro2, Cr2, С h20 - соответственно, теплоемкость трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, кДж/кг-ОС

V ro2, VR2, V h20 - соответственно, объем трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, мЗ/мЗ;

Q- температура продуктов сгорания в характерных точках, °С.

При б>1 в каждой характерной точке определяется теплосодержание избыточного воздуха по формуле

Iизб = VCВВ • ? кДж/мЗ, (54)

где V - объем избыточного воздуха необходимого для горения;

CВВ- теплоемкость избыточного воздуха (влажный воздух) при температуре 30°С (температура в помещении котельной).

Результаты расчета энтальпии продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводятся в таблицу 17.

2.7 Тепловой баланс котельного агрегата

При сжигании жидкого и твердого топлива тепловой баланс составляют в кДж и относят к 1 кг топлива, а при сжигании газообразного топлива в кДж/м3.