Реконструкція центрального теплового пункту м. Олександрія під квартальну котельню

ЗМІСТ Перелік умовних позначень і термінів ВСТУП

1. ВИХІДНІ ДАНІ

2. Розрахунок теплових навантажень

2.1 Максимальні теплові потоки

2.2 Річні витрати теплоти на всі види теплоспоживання

2.3 Залежність теплового навантаження від температури зовнішнього повітря

3. ВИБІР ОБЛАДНАННЯ КОТЕЛЬНОЇ

3.1 Вибір котлів

3.2 Теплова схема котельної

3.3 Внутрішнє газопостачання котельної

3.4 Гідравлічний розрахунок внутрішніх газопроводів

3.5 Вибір вентиляторів

3.6 Вибір насосів

4. ВОДОПІДГОТОВКА В КОТЕЛЬНІЙ

4.1 Робота контактного водонагрівача на хімічно неочищеній воді

4.2 Установка активного магнієвого захисту «Щит»

5. Гідравлічний розрахунок трубопроводів Теплової мережі

5.1 Основні задачі і розрахункові залежності

5.2 Гідравлічний розрахунок водяних теплових мереж

6. Розрахунок димової труби

6.1 Розрахунок газового тракту

6.2 Розрахунок опору димаря

6.3 Самотяга димаря

6.4 Розрахунок розсіювання шкідливих викидів в атмосферу

7. ЕНЕРГОЗБЕРЕЖЕННЯ

7.1 Використання енергозберігаючих технологій

7.2 Зменшення теплових втрат в мережах

8. ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА

Висновки

Використана література

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ

V — об'єм, витрата, подача;

n — число неробочих діб в опалювальному періоді, еквівалентна абсолютна шорсткість;

Q — витрата теплоти, нижча теплота згорання;

q — питома вентиляційна характеристика будівлі, втрати теплоти від механічного недопалювання, щільність теплового потоку;

б — коефіцієнт, який враховує розбіжності реальних розрахунків від розрахункових, коефіцієнт тепловіддачі, коефіцієнт надлишку повітря;

t — температура;

a — довжина;

b — ширина, питома витрата натурального палива;

l — довжина;

g — питомий об'єм води в системі теплопостачання;

G — витрата;

N — кількість працюючих водогрійних котлів, електричне навантаження;

с — щільність;

w швидкість;

f — площа поперечного перетину;

d — внутрішній діаметр;

v — коефіцієнт кінематичної в’язкості

Re — число Рейнольдса;

коефіцієнт опору тертя, коефіцієнт теплопровідності;

питомі втрати тиску на тертя, опір теплопередачі;

Н — напір, висота;

Р — тиск;

ДР — втрата тиску;

F — площа поверхні;

ТЕЦтеплоелектроцентраль;

КВНконтактний водонагрівач;

О, Вопалення і вентиляція;

ГДКгранично допустима концентрація;

ЗСКзапобіжно-скидний клапан;

ПЧперетворювач частотний;

БАУблок автоматичного управління;

КВПіАконтрольно-вимірювальні прилади і автоматизація;

фільтр;

арматура запірна;

регулятор;

клапан зворотний;

насос електричний;

лічильник-витратомір;

арматура скидна;

ВСТУП Комунальна енергетика суттєво впливає на розвиток соціально-економічних взаємовідносин у регіонах і країні загалом. При цьому комунальна енергетика України є технічно відсталим сектором економіки з багатьма проблемами, що останнім часом особливо загострилися. З-поміж ключових чинників цих проблем чільне місце посідає низька енерго-ефективність. Відсутність інвестицій у галузь призвела до значного погіршення технічного стану основних фондів, підвищення аварійності об'єктів житлово-комунального господарства (ЖКГ), збільшення питомих і непродуктивних витрат матеріальних та енергетичних ресурсів.

Сьогодні фінансове становище підприємств комунальної енергетики є вкрай незадовільним, що зумовлюється між іншим заборгованістю з оплати послуг теплопостачання з боку підприємств, бюджетних установ та населення.

Це свідчить про наявність системної кризи у сфері комунальної енергетики, яка заслуговує на значно більшу увагу з боку держави і суспільства та потребує кардинальних змін.

За даними Держкомстату України, в галузі на підприємствах усіх форм власності та відомчого підпорядкування експлуатується понад 26 тис. котелень, загальний технічний стан яких є критичним. Приблизно 22% експлуатованих котлів функціонують понад 20 років. Значна кількість котлів (38%) малоефективна, з коефіцієнтом корисної дії 65?75% на газі і 70% - на вугіллі.

Найгіршою є ситуація з тепловими мережами: у зношеному та аварійному стані знаходяться 3076 км (13,9%), понад 7674 км (34,7%) перевищують термін експлуатації, внаслідок чого щорічні втрати теплової енергії сягають 10%. Через обмеженість коштів обсяги перекладання та заміни теплових мереж щорічно зменшуються. При нормативній потребі їх перекладання (виходячи з терміну служби 20 років) в обсязі 900 км щорічно, замінюється лише близько 500 км, тобто ремонт недовиконується більше ніж на 45%.

Суттєво зросли обсяги використання газу в комунальній енергетиці (до 42% газових витрат України). Собівартість опалення стає значно більшою, ніж ціни за споживання тепла. Нині в Україні, за експертними оцінками, даремно витрачається 30?40% вироблених енергоресурсів. Так, на обслуговування одного квадратного метра житла витрачається енергоресурсів у 3?7 разів більше, ніж у країнах Західної Європи.

Через залежність України від імпорту енергоносіїв (газу і нафти), ціни на які постійно зростають, існуюча система теплозабезпечення стає неконкурентоспроможною. Реальні витрати на генерацію, транспорт і розподіл електричної та теплової енергії, видобуток і розподіл природного і скрапленого газу не відповідають сьогодні купівельній спроможності більшості верств населення регіонів країни. Це обумовлює необхідність соціального захисту як споживачів, так і регіональних виробників і постачальників енергії за допомогою адміністративного стримування цін на основні енергоносії, надання державних і регіональних дотацій споживачам та виробникам енергії, перехресного субсидіювання комунальної сфери промисловістю за рахунок диференціації тарифів. До того ж зазначені заходи є несумісними з ринковими принципами функціонування енергетики і сприяють подальшому її занепаду.

Відтак, зниження обсягів споживаного газу є надзвичайно важливим завданням. Нині є реальні технічні можливості знизити споживання паливно-енергетичних ресурсів за рахунок можливостей нових технологій у комунальній енергетиці, досягти максимально ефективного використання палива, а також зменшити надходження парникових газів до атмосфери.

Однією з концептуальних проблем комунальної енергетики України є проблема оптимізації функціональної схеми опалювання і теплопостачання з врахуванням переваг централізованого і автономного енергопостачання.

В Україні частка централізованого теплопостачання складає понад 65% загального теплопостачання. Мала енергетика ЖКГ виявилася заручницею великої енергетики. Раніше прийняті кон’юнктурні рішення про закриття малих котелень (під приводом їх низької ефективності, технічної та екологічної небезпеки) сьогодні обернулися надцентралізацією теплопостачання, коли гаряча вода проходить від ТЕЦ до споживача шлях в 25?30 км, коли відключення джерела тепла із-за неплатежів чи аварійної ситуації приводить до замерзання міст з мільйонним населенням.

Більшість індустріально розвинених країн йшло іншим шляхом: удосконалювали теплогенеруюче обладнання, підвищуючи рівень його безпеки та автоматизації, ККД газопальникових пристроїв, санітарногігієнічні, екологічні, ергономічні та естетичні показники; створили всеоб'ємну систему обліку енергоресурсів всіма споживачами; приводили нормативно-технічну базу у відповідність вимогам доцільності та зручності споживача; оптимізували рівень централізації теплопостачання; перейшли до широкого застосування альтернативних джерел теплової енергії. Результатом такої роботи стало реальне енергозбереження в усіх сферах економіки, включаючи ЖКГ.

Наша країна знаходиться на початку важкого шляху реорганізації житлово-комунального господарства, і енергозбереження є магістральним напрямком розвитку малої енергетики, просування по якому спроможне значно пом’якшити болісні для більшості населення наслідки росту цін на комунальні послуги.

Поступове збільшення частки децентралізованого теплопостачання, максимальне наближення джерела тепла до споживача, облік споживачем усіх видів енергоресурсів дозволять не тільки створити споживачеві більш комфортні умови, але й забезпечить реальну економію газового палива.

Саме такий шлях подальшого розвитку систем теплопостачання обрано в м. Олександрія, де були розроблені Генеральна програма та Генеральна схема «Оптимізація системи теплозабезпечення м. Олександрія Кіровоградської обл.» які затверджені рішенням Олександрійської міської ради № 592 від 15.02.2008 р. та схвалені рішенням виконавчого комітету № 1066 від 08.11.2007 р.

Дана програма включає два етапи: реконструкцію системи теплозабезпечення міста шляхом її децентралізації з обладнанням джерел теплової енергії (котелень) в існуючих приміщеннях центральних теплових пунктів (ЦТП) з установкою контактних водонагрівачів, та будівництво заводу по виробництву піролізного газу з місцевого бурого вугілля і повне заміщення імпортованого природного газу на всіх газових котельнях міста.

В результаті здійснення I етапу за опалювальний сезон буде зменшено:

— споживання природного газу на 9964 тис. м³ — 27%

— споживання електроенергії на 4289 тис.кВт.год.- 42%

— споживання питної води на 140 тис. м³ — 74%

— чисельність експлуатаційного персоналу на 159 чол. — 54%;

— викидів шкідливих речовин в атмосферу — в 2 рази;

— повне припинення скидів у побутову каналізацію.

У даній дипломній роботі наданий проект реконструкції одного з центральних теплових пунктів міста Олександрії під квартальну котельню для 143-го мікрорайону — найвіддаленішого від існуючого джерела тепло-постачання (Районної котельні), з виведенням з експлуатації теплової мережі великого діаметру Ду400мм. Це житловий масив з дев’ятиповерхових житлових будинків по вул. 6 Грудня біля ЦТП № 143. Громадських будівель в мікрорайоні немає.

Для покриття теплових навантажень проектом передбачено встановити в котельній 2 контактних водонагрівача: КВН-2,9ГС, з номінальною потужністю 2,9 МВт. Загальна встановлена теплова потужність котельної 5,8 МВт. Параметри теплоносія, що відпускається на потреби опалювання і вентиляції 85/55^оС.

Джерелом водопостачання є вода міського водопроводу. Трубопроводи підживлення підключаються безпосередньо до самих котлів.

Хімводопідготовка у складі установки відсутня. Для забезпечення нормальної роботи системи теплопостачання передбачена система захисту устаткування від корозії.

Для теплопостачання застосовується закрита система теплопостачання споживачів.

1. Вихідні дані

1.1. Схема існуючих теплових мереж від котельні до ЦТП№ 143 — лист 1.

1.2. Система теплопостачання закрита.

1.3. Тип котлів: контактні водонагрівачі КВН, вид палива — природний газ.

1.4. Максимальна температура прямої мережної води t_1max.= 85^оС;

1.5. Максимальна температура зворотної мережної води t_2max.= 55^оС;

1.6. Температура сирої води на вході в котельну t_1з.= 5^оС

1.7. Розрахункова температура зовнішнього повітря для проектування опалення, що дорівнює середній температурі самої холодної п’ятиденки року t_ро = -21?С;

1.8. Розрахункова середня температура за опалювальний сезон t_ср.о = -1,1^оС;

1.9. Температура повітря усередині опалювальних приміщень t_вн.р = 18С

1.10. Протяжність опалювального сезону п_оп = 181 доба;

1.11. Характеристика об'єктів теплопостачання:

Таблиця 1.1

2. Розрахунок теплових навантажень

2.1 Максимальні теплові потоки При проектуванні систем теплопостачання житлових кварталів сумарний максимальний тепловий потік Q_max для покриття потреб споживачів складається з максимальних теплових потоків на опалення, вентиляціюта гаряче водопостачання житлових і громадських будинків, розташованих у мікрорайоні:

МВт (2.1)

Усі вказані максимальні теплові потоки повинні прийматися згідно з відповідними розділами проектів будинків.

Проте у зв’язку з відсутністю проектів опалення вентиляції та гарячого водопостачання максимальні теплові потоки визначаються розрахунковим методом з використанням укрупнених показників, значення яких залежить від характеристик забудови (року будування, матеріалу стін, кількості поверхів), а також розрахункової температури відповідного виду тепловикористання.

Оскільки громадських будівель в мікрорайоні немає, а в житлових будинках вентиляція для потреб опалення не застосовується, визначаємо лише максимальні теплові потоки на опалення та ГВП.

Максимальний тепловий потік на опалення будівель визначається за формулою:

Qo max = ^. qo^. V_буд. (t_вн.р — t_ро). 10^-6, Гкал (2.2)

— коригуючий коефіцієнт для розрахункових температур зовнішнього повітря, відмінних від мінус 30^оС; для м. Олександрія = 1,152;

V_буд — зовнішній об'єм будівлі, м³;

t_вн.р — розрахункова температура усередині опалювальних приміщень;

q_о — питома опалювальна характеристика будівлі; значення q_о приймаються залежно від поверховості, будівельного об'єму, року забудови і призначення будівлі за «Нормами та вказівками…КТМ 204 України».

За даною формулою визначаємо максимальний тепловий потік на опалення кожного з житлових будинків.

Q_Оmax1 = 1,152. 0,33. 31 220. [18 — (-21)]. 10^-6 = 0,4629 Гкал/год = 0,5384 МВт;

Q_Оmax2 = 1,152. 0,34. 14 304. [18 — (-21)]. 10^-6 = 0,2185 Гкал/год = 0,2541 МВт;

Q_Оmax3 = 1,152. 0,33. 18 143. [18 — (-21)]. 10^-6 = 0,2690 Гкал/год = 0,2313 МВт;

Q_Оmax4 = 1,152. 0,33. 14 569. [18 — (-21)]. 10^-6 = 0,2160 Гкал/год = 0,2512 МВт;

Q_Оmax5 = 1,152. 0,33. 29 218. [18 — (-21)]. 10^-6 = 0,4332 Гкал/год = 0,5503 МВт;

Q_Оmax6 = 1,152. 0,33. 31 033. [18 — (-21)]. 10^-6 = 0,4601 Гкал/год = 0,5351 МВт;

Q_Оmax7 = 1,152. 0,34. 21 570. [18 — (-21)]. 10^-6 = 0,3295 Гкал/год = 0,3832 МВт;

Q_Оmax8 = 1,152. 0,34. 23 489. [18 — (-21)]. 10^-6 = 0,3588 Гкал/год = 0,4173 МВт;

Q_Оmax9 = 1,152. 0,33. 15 378. [18 — (-21)]. 10^-6 = 0,2280 Гкал/год = 0,2652 МВт.

Максимальний тепловий потік на гаряче водопостачання житлових будинків визначається за формулою:

Q_гв max =2,4^. Q_гв сер, МВт, (2.3)

Де 2,4 — середнє значення коефіцієнта погодинної нерівномірності використання гарячої води мешканцями мікрорайону.

Спочатку зробимо розрахунок на середній тепловий потік на гаряче водопостачання взимку; він визначається за формулою

Q_гв сер = ^. 10^-6, МВт, (2.4)

де 1,2 — коефіцієнт, що враховує втрати теплоти у нетеплоізольованих внутрішніх трубопроводах системи гарячого водопостачання;

— питома теплоємність води;

N — кількість мешканців будинку;

д — норма витрати гарячої води у житлових будинках на одного чоловіка за добу, приймається 105 л/(чол.-діб);

t_гр — розрахункова температура гарячої води, приймається +55 ^оС;

— розрахункова температура холодної (водопровідної) води, приймається взимку +5 ^оС, а влітку +15 ^оС.

За формулою 2.4 визначаємо середній тепловий потік на гаряче водопостачання взимку для кожного з житлових будинків:

= 0,0751 Гкал/год = 0,0873 МВт

= 0,0362 Гкал/год = 0,0421 МВт

= 0,0310 Гкал/год = 0,0361 МВт

= 0,0362 Гкал/год = 0,0421 МВт

= 0,0801 Гкал/год = 0,0932 МВт

= 0,0782 Гкал/год = 0,0909 МВт

= 0,0520 Гкал/год = 0,0605 МВт

= 0,0625 Гкал/год = 0,0727 МВт

= 0,0407 Гкал/год = 0,0473 МВт Таким чином максимальний тепловий потік на гаряче водопостачання житлових будинків взимку становитиме:

Q_{1 гв. max} = 2,4. 0,0873 = 0,2095 МВт;

Q_{2 гв. max} = 2,4. 0,0421 = 0,1010 МВт;

Q_{3 гв. max} = 2,4. 0,0361 = 0,0866 МВт;

Q_{4 гв. max} = 2,4. 0,0421 = 0,1010 МВт;

Q_{5 гв. max} = 2,4. 0,0932 = 0,2237 МВт;

Q_{6 гв. max} = 2,4. 0,0909 = 0,2182 МВт;

Q_{7 гв. max} = 2,4. 0,0605 = 0,1452 МВт;

Q_{8 гв. max} = 2,4. 0,0727 = 0,1745 МВт;

Q_{9 гв. max} = 2,4. 0,0473 = 0,1135 МВт.

Результати розрахунків зведемо в підсумкову таблицю 2.1.

Таблиця 2.1 Максимальні теплові потоки для кожного споживача теплоти

2.2 Річні витрати теплоти на всі види теплоспоживання Для визначення ряду техніко-економічних показників роботи котельні потрібно знати річну кількість теплової енергії для забезпечення теплопостачання споживачів.

Річні витрати теплоти для заданого мікрорайону складаються із витрат на опалення Q_о^річ та гаряче водопостачання житлових будинків Q_гв^річ. Отже, кількість витраченої теплоти на всі види тепловикористання визначається:

Q= Q_о^річ + Q_гв^річ, ГДж/рік (2.5)

Річні витрати теплоти на опалення визначимо за формулою:

ГДж/рік (2.6)

де Q_оmax — максимальний тепловий потік на опалення житлових будинків, Гкал/год;

t_ср.оп — середня температура зовнішнього повітря за опалювальний період, t_ср.оп = -1,1^оС;

п_оп — тривалість опалювального періоду, п_оп = 181 доба;

t_р.о — розрахункова температура на опалення, t_р.о = -21^оС.

Q_o1 ^річ = 3600. 24. 10^-3. 0,5384. ^. 181 = 3 648 ГДж/рік;

Q_o2 ^річ = 3600. 24. 10^-3. 0,2541. ^. 181 = 1 722 ГДж/рік;

Q_o3 ^річ = 3600. 24. 10^-3. 0,2313. ^. 181 = 1 567 ГДж/рік;

Q_o4 ^річ = 3600. 24. 10^-3. 0,2512. ^. 181 = 1 702 ГДж/рік;

Q_o5 ^річ = 3600. 24. 10^-3. 0,5503. ^. 181 = 3 729 ГДж/рік;

Q_o6 ^річ = 3600. 24. 10^-3. 0,5351. ^. 181 = 3 626 ГДж/рік;

Q_o4 ^річ = 3600. 24. 10^-3. 0,3832. ^. 181 = 2 597 ГДж/рік;

Q_o4 ^річ = 3600. 24. 10^-3. 0,4173. ^. 181 = 2 828 ГДж/рік;

Q_o4 ^річ = 3600. 24. 10^-3. 0,2652. ^. 181 = 1 797 ГДж/рік;

Річні витрати теплоти на гаряче водопостачання

= 3600^. 24^. 10^-3 [^. n_on + ^. (350 — n_on)], ГДж/рік (2.7)

де , — середні теплові потоки відповідно в опалювальний і літній періоди, МВт; = 0,8^.

350- планова тривалість подачі гарячої води споживачам протягом року (15 діб на рік відводиться на проведення профілактичного ремонту водопідігрівачів системи централізованого гарячого водопостачання), доби.

Q = 3600. 24. 10^-3. [0,0751. 181 + 0,0601. (350−181)] = 2 052 ГДж/рік

Q = 3600. 24. 10^-3. [0,0362. 181 + 0,0290. (350−181)] = 990 ГДж/рік

Q = 3600. 24. 10^-3. [0,0310. 181 + 0,0248. (350−181)] = 847 ГДж/рік

Q = 3600. 24. 10^-3. [0,0362. 181 + 0,0290. (350−181)] = 990 ГДж/рік

Q = 3600. 24. 10^-3. [0,0801. 181 + 0,0641. (350−181)] = 2 189 ГДж/рік

Q = 3600. 24. 10^-3. [0,0782. 181 + 0,0626. (350−181)] = 2 137 ГДж/рік

Q = 3600. 24. 10^-3. [0,0520. 181 + 0,0416. (350−181)] = 1 421 ГДж/рік

Q = 3600. 24. 10^-3. [0,0625. 181 + 0,0500. (350−181)] = 1 707 ГДж/рік

Q = 3600. 24. 10^-3. [0,0407. 181 + 0,0326. (350−181)] = 1 112 ГДж/рік В сумарному обчислені річні витрати теплоти складають:

— на опалення:

Q_о^річ = 3648 + 1722 + 1567 + 1702 + 3729 + 3626 + 2597 + 2828 + 1797

Q_о^річ = 23 216 ГДж/рік

— на гаряче водопостачання:

= 2052 + 990 + 847 + 990 + 2189 + 2137 + 1421 + 1707 + 1112

= 13 445 ГДж/рік Загальна річна кількість витраченої теплоти на всі види тепловикористання:

= 22 540 + 13 445 = 35 985 ГДж/рік Результати розрахунків зведемо в підсумкову таблицю 2.2.

Таблиця 2.2 Річні витрати теплоти для кожного споживача теплоти

2.3 Залежність теплового навантаження від температури зовнішнього повітря Теплове навантаження опалювальних установок змінюється в залежності від температури зовнішнього повітря, залишаючись практично стабільною на протязі доби. Витрата тепла на гаряче водопостачання і для певних технологічних процесів не залежить від температури зовнішнього повітря, але змінюється як по годинах доби, так і по днях тижня.

В цих умовах необхідна штучна зміна параметрів і витрат теплоносія у відповідності з фактичною потребою абонентів. Регулювання підвищує якість теплопостачання, скорочує перевитрату теплової енергії і палива. Якість централізованого теплопостачання і економічність виробленої теплоти джерелом теплопостачання, а також її транспортування залежить від вибраного методу регулювання.

Метою розрахунку якісного регулювання є визначення температури води в тепловій мережі залежно від теплового навантаження за умови постійної витрати води в тепловій мережі. У відповідності з результатами цього розрахунку будують температурні графіки, за допомогою яких встановлюють режим підігрівання води на джерелі теплоти.

Опалення в житловому мікрорайоні № 143 є основним видом теплового навантаження; доля гарячого водопостачання протягом опалювального періоду суттєво менше навантаження опалення. Тому центральне регулювання систем теплопостачання житлового району здійснюється за законом зміни навантаження опалення залежно від температури зовнішнього повітря.

Задачею регулювання навантаження опалення є підтримання в приміщенні, яке опалюється, постійної температури внутрішнього повітря tв при будь-якій температурі зовнішнього повітря t₃. При залежній схемі приєднання системи опалення до теплової мережі рівняння температурних графіків якісного регулювання будуть наступні:

*температура теплоносія в подавальному трубопроводі теплової мережі перед змішувальним вузлом:

(2.8)

температура теплоносія в зворотному трубопроводі після системи опалення:

(2.9)

температура теплоносія в подавальному трубопроводі після вузла змішування системи опалення:

(2.10)

де ф_1.0, ф_2.0 — температура теплоносія в подавальному та зворотному трубопроводах теплової мережі, при регулюванні за навантаженням опалення, °С;

ф_3.0 — температура теплоносія в подавальному трубопроводі після вузла змішування водяної системи опалення, °С;

t_в — середня температура внутрішнього повітря будівлі, °С;

и' = (ф'_3.0 — ф'_2.0) — різниця температур води в системі опалення при розрахунковому тепловому навантаженні, °С;

Дф'₀ — перепад температур води в тепловій мережі при розрахунковому тепловому навантаженні Дф'₀ = (ф'_1.0 — ф'_2.0),°С;

— відносне теплове навантаження на опалення, що визначається з рівняння

(2.11)

де t_з, — довільно прийнята зовнішня температура t_з? t'_о, ^оС

t'_о — розрахункова температура зовнішнього повітря для проектування опалення, ^оС Дt'₀ — температурний напір в системі опалення при розрахунковому тепловому навантаженні, °С, який дорівнює

ф'_1.0 — температура теплоносія в подавальному трубопроводі теплової мережі при розрахунковому тепловому навантаженні, °С;

ф'_3.0, ф'_2.0 — відповідно температури теплоносія в подавальному трубо-проводі після вузла змішування водяної системи опалення та в зворотному трубопроводі після системи опалення при розрахунковому тепловому навантаженні, °С;

n — показник, який залежить від типу опалювального пристрою та схеми підключення опалювальних пристроїв, в більшості випадків n = 0,25.

Оскільки при переведенні житлових будинків мікрорайону на опалення від нової котельної змінюється й температурний графік, на абонентських вводах буде відсутнє змішування, і ф'_3.0 = ф'_1.0, Дф' = и'. В цьому випадку та рівняння температурного графіка в подавальному та зворотному трубопроводах системи опалення при n=0,25 набуває такого вигляду:

(2.12)

де и' = (ф'_3.0 — ф'_2.0) — різниця температур води в системі опалення при розрахунковому тепловому навантаженні, °С;

Дt'₀ — температурний напір в системі опалення при розрахунковому тепловому навантаженні, °С;

ф'_1.0, ф'_2.0 ~ температура теплоносія в подавальному та зворотному трубопроводах теплової мережі при розрахунковому тепловому навантаженні та регулюванні за навантаженням опалення, °С;

t_в — середня температура внутрішнього повітря будівлі, °С;

— відносне теплове навантаження на опалення.

Температурні графіки визначають залежність необхідних температур води в тепловій мережі від температури навколишнього повітря (табл.2.3, мал.2.1)

Таблиця 2.3 Температурні графіки 150/70, 130/70, 95/70

Малюнок 2.1 Графічне зображення температурних графіків 150/70^оС, 130/70^оС, 95/70^оС

3. ВИБІР ОБЛАДНАННЯ КОТЕЛЬНОЇ

3.1 Вибір котлів

При реконструкції ЦТП пропонується встановити сучасне енергозберігаюче обладнання, а саме контактні водонагрівачі КВН-2,9ГС (по ТУ У16 289 882.001−97) виробництва НПО ОО «ЛОТА», які призначені для нагрівання води в системах опалення та гарячого водопостачання за рахунок безпосереднього контакту води з високотемпературними продуктами згоряння природного газу.

Згідно нормам, прийнятим для визначення ККД котлів, вважається, що максимально можлива теплопродуктивність котла дорівнює нижчій теплоті згорання палива, і ніколи не враховувалась вища теплота згорання. Причиною такого стану була відсутність технологічної можливості використання прихованої теплоти конденсату: оскільки водяна пара випаровувалася без конденсації, її теплота не враховувалася:

=

Поява конденсаційних котлів дала можливість при незмінних нормах розрахунку ККД котла збільшити теплопродуктивність понад 100%.

В конденсаційних водонагрівачах використовується прихована теплота конденсації водяних парів, які містяться в продуктах згорання. При спаленні 1 кг природного газу утворюється більше 2 кг води за рахунок окислення водню метану. Точка роси для продуктів згорання природного газу при теоретичному відношенні газ/повітря +53^оС. При температурі зворотної мережної води біля +50^оС відбувається конденсація водяних парів з продуктів згорання і тим самим реалізується найвища теплота згорання газу. Величину прихованої теплоти конденсації водяних парів, що утворюються при спалюванні 1нм³ природного газу, можна визначити за формулою

(3.1)

де фприхована теплота конденсації водяних парів, = 562 ккал/м³

d_г — вологовміст вихідних газів в розрахунку на 1 кг сухих продуктів згорання, = 0,15

с_с.г. — густина сухих вихідних газів, = 1,34 кг/м³

V_с.г. — об'єм сухих вихідних газів, які утворюються при повному згоранні 1 м³ природного газу, =12,5 м³.

Визначимо величину Qконд. при умові, що б = 1:

Q_конд. = 562^. 0,15^. 1,34^. 12,5 = 1412 ккал/м³.

Із збільшенням коефіцієнту надлишку повітря в продуктах згорання б величина прихованої теплоти конденсації водяної пари змінюється не суттєво. Наприклад, при б = 1,5 величина Q_конд. збільшиться на 1,5?2,0%. Збільшення ККД газового контактного теплогенератора при глибокому охолодженні продуктів згорання (коли використовується 100% прихованої теплоти конденсації водяної пари) складе:

(3.2)

Контактний спосіб нагріву води має цілий ряд переваг в порівнянні з котлами традиційної конструкції, де нагрів відбувається через теплообмінну поверхню:

— димові гази на виході з підігрівача мають температуру 45?55^оС, при цьому відбувається часткова конденсація водяного пару, при якій додатково виділяється теплова енергія. За рахунок цього ККД, розрахований по нижчій теплотворній спосібності перевищує 100% і, як показує досвід експлуатації, середня його величина за опалювальний сезон складає 100,5?102,4%, що забезпечує економію палива на 18?23%;

— в контактних підігрівачах відсутні поверхні нагріву, на яких можливе відкладення накипу, тому вони експлуатуються без хімічної обробки води;

— розділяюча стінки між високотемпературними продуктами згорання і водою відсутня, в результаті чого зростає теплообмін

— в свою чергу висока інтенсивність теплообміну дозволяє зменшити габарити апаратів, їх вагу, матеріалоємність в 2?2,5 рази порівняно з традиційними котлами такої ж потужності;

— простота конструкції забезпечує високу надійність, ремонтоспроможність водонагрівачів;

— КВН працюють при атмосферному тиску, тому незалежно від потужності вони не підзвітні Котлонагляду;

— КВН — це апарати проточного типу, тому мають дуже низьку інерційність і виходять на повну потужність за 3?4 хвилини;

— пальник оригінальної конструкції забезпечує зменшення викидів шкідливих речовин в 1,5?2 рази порівняно з нормативами.

Контактний водонагрівач складається з нагрівальної камери, на якій встановлені масообмінна колона, і газового пальника. У середині теплообмінної колони розташовані троє ґрат барботажного типу. У нагрівальній камері розташований направляючий лист.

Процес горіння і нагріву води в контактному водонагрівачі протікає таким чином. Зворотна вода з тепломережі з температурою плюс 40^оС надходить у верхню частину массообмінної колони на барботажні ґрати, де відбувається її рівномірний розподіл по перетину колони і контакт з продуктами згорання, що виходять з установки. Пройшовши через переливні труби барботажних ґрат вода поступає в тепломасообмінну колону і опускається по ній вниз, нагріваючись при цьому за рахунок безпосереднього контакту з продуктами згорання. Нагріта до температури 75?78^оС вода поступає у вихлопний патрубок занурювального пальника. У зоні дії занурювального пальника вода догрівається до температури 85^оС за рахунок безпосереднього контакту з високотемпературними продуктами згорання палива і самопливом виходить з установки в колектор, звідки подається циркуляційними насосами в теплову мережу.

Продукти згорання по кільцевому каналу, утвореному стінками нагрівальної камери, поступають в масообмінну колону і піднімаються по ній вгору, охолоджуючись за рахунок безпосереднього контакту з циркуляційною водою. Кінцеве охолоджування продуктів згорання до температури плюс 45^о?50^оС відбувається на барботажній тарілці. Охолоджені продукти згорання виводяться з установки через вихлопний патрубок і направляються в трубопровід парогазової суміші.

Технічні характеристики контактних водонагрівачів типу КВН-2,9ГС наведені в табл.3.1.

Таблиця 3.1 Технічні характеристики контактних водонагрівачів типу КВН-2,9ГС

3.2 Теплова схема котельної

На листі 6 показана принципова теплова схема котельної. Схема передбачає роботу паралельно двох контактних водонагрівачів. Вода зі зворотної лінії теплової мережі з невеликим напором підводитися до контактного водонагрівача через відсічний клапан (4). Далі вся вода поступає на контактний водонагрівач (1). Після контактного водонагрівача вода, нагріта до необхідної температури надходить в загальний опалювальний колектор, з якого мережним насосом (2) подається в трубопровід прямої води. Роботу опалювального контуру забезпечують два циркуляційні насоси, крім того для гарячого водопостачання влітку встановлено третій насос (3). Витоки в тепловій мережі компенсуються водою для підживлення, яка подається з трубопроводу холодної води, через клапан підживлення (5), управління відбувається по рівневимірній колонці (6). Передбачається погодне регулювання потужності контактних водонагрівачів по температурі зовнішнього повітря. Для захисту трубопроводів від корозії передбачений бак реагенту (7), і установка магнієвого захисту «Щит» (8), яка підключена до трубопроводу прямої води через байпас (9). Оскільки контактні водонагрівачі працюють в конденсаційному режимі і можливо переповнення системи, передбачена скидна лінія (А), керована клапаном (10), з трубопроводу зворотної мережної води в трубопровід безнапірного зливу.

Розрахункова витрата мережної води:

;(3.3) = 137,5 т/год Потрібна кількість працюючих водогрійних котлів:

(3.4)= 1,65? 2 шт. (КВН-2,9ГС) Відсоток завантаження працюючих водогрійних котлів:

.

Витрата води, що пропускається через працюючі водогрійні котли:

G_к1 = 137,5/2 = 68,8 т/год

3.3 Внутрішнє газопостачання котельної

Котельня складається з двох приміщень, сполучених між собою відкритим отвором. У одному приміщенні (основному) знаходяться газовикористовуючі агрегати, основне тепломеханічне устаткування котельної, в другому (допоміжному) розташовані прилади автоматики ГРУ та GSM-модем для зв’язку з диспетчерським пультом.

На введенні газопроводу в приміщення котельної встановлюється клапан-відсікач газу виробництва СП «ТЕРМО-БРЕСТ» ТОВ типу ВН, який призначений для відключення котельної у разі ремонту або аварії, а також при її зупинці на тривалий час.

Для зниження тиску газу з середнього до необхідного і підтримки його на заданому рівні (P_min=0,025 МПа, Р_max=0,04 МПа) в системі газопостачання проектованої котельної, передбачається пристрій газорегуляторної установки (ШРП), що розміщується на зовнішній стіні будівлі котельної в захисній шафі.

Для регулювання тиску газу застосований пружинний регулятор типу, RP-033/66AP з вбудованим запірно-запобіжним пристроєм по мінімальному (нижче за 0,08МПа) і максимальному (вище за 0,2МПа) тиску газу.

Для захисту регулятора тиску від рідких і твердих частинок, які можуть міститися в газі, застосований фільтр ФПГ -50−1,6−01 Ду50; розрахункове падіння тиску на фільтрі складає 25 кПа.

Для автоматичного видалення в атмосферу надмірного об'єму газу при перевищенні тиску газу застосовується запобіжно-скидний клапан (ЗСК), який встановлюється після лінії редукування. Перед ЗСК передбачається установка відключаючого пристрою, який повинен бути у відкритому стані і опломбований. Умовний діаметр скидного трубопроводу, який відводить газ від ЗСК рівний умовному діаметру вихідного патрубка клапана і складає Ду40.

Для видалення повітря з газопроводу, а також очищення їх внутрішніх поверхонь передбачена система продувальних газопроводів перед устаткуванням, яке відключається для виробництва профілактичного огляду і ремонту, а саме перед фільтрами і перед останнім по ходу газу відключаючим пристроєм — після регулятора тиску газу.

Для комерційного обліку газу в котельній встановлюється витратомір-лічильник газу виробництва ТОВ «НВП Ірвіс» м. Харків типу ВРСГ-1, який розміщується перед основним устаткуванням ШГРП.

У котельній до установки прийняті 2 водопідігрівачі КВН-2,9 з пальниками БКГ-2,9. Продукти згорання відводяться через димову трубу, розташовану з північної сторони котельної.

У котельній передбачена механічна припливна і витяжна вентиляція, що забезпечує 3-кратний повітрообмін, без урахування повітря, необхідного для горіння. Витяжні вентилятори підібрані із запасом по потужності. У разі аварії в котельній вони перемикаються на високу швидкість і видаляють повітря в 10-ти кратному об'ємі.

Резервування палива проектом не передбачене, оскільки котельна не відноситься до першої категорії.

Матеріали газопроводів прийняті:

для внутрішнього газопостачання — електрозварювальні прямошовні по ГОСТ 10 705–80 (група В);

для зовнішнього газопостачання — поліетиленові.

Передбачена автоматизація котельної: котельна працює без постійної присутності обслуговуючого персоналу.

Котельна забезпечується газом від зовнішнього газопроводу середнього тиску. Схема газопостачання котельної приведена на листі 5.

Введення газопроводу Ду80 в котельну здійснюється через стіну будівлі у футлярі, що є відрізком труби більшого діаметру, ніж газопровід — Ду125. Простір між футляром і газопроводом закладається просмоленим льняним пасмом, а з торців заливається бітумом. Футляр призначений для захисту газопроводу від пошкоджень при незначних деформаціях стіни.

Від ШРП після редукування у бік контактних водонагрівачів прокладається газопровід колектор газу Ду125. Підключення газоустаткування котлів до колектору газу виконується газопроводами Ду80.

Газопроводи в котельній прокладені відкрито і кріпляться до стін (колон) за допомогою спеціальних металевих кронштейнів (опор) або підвісок з хомутами. Прокладка і конфігурація газопроводу Ду 125 з подальшим підключенням контактних водонагрівачів в проекті передбачена з урахуванням мінімальних гідравлічних втрат, а також з урахуванням нормативних відстаней (не менше 2,6 м до низу труби).

З'єднання газопроводів виконане на зварці. Роз'ємні з'єднання передбачені в місцях установки запірної арматури, газових приладів, регулятора тиску і інших приладів. На газопроводах котельної передбачені продувальні трубопроводи від найбільш віддалених від місця введення ділянок газопроводу, а також від відведень до кожного котла. Продувальні газопроводи забезпечують видалення повітря і газоповітряної суміші з газопроводів перед пуском котла, а також витісняють повітрям газ при ремонті або тривалій зупинці котельної. На продувальних газопроводах передбачені вимикаючий пристрій, а також штуцер для відбору проб газу.

Продувальні газопроводи виводять з будівель на висоту не менше ніж на 1 м вище за карниз даху, в місці, де забезпечуються безпечні умови для розсіювання газу. Для виключення попадання в продувальний газопровід атмосферних опадів на його кінці монтують захисну парасольку.

Газопровід має необхідну систему продувальних трубопроводів і трубопроводів безпеки перед останньою запірною арматурою у пальників контактних водонагрівачів. На кожному контактному водонагрівачі встановлено по одному пальнику.

У проекті застосовується сталева арматура 1-го класу герметичності по ГОСТ 9544–75.

Очищення порожнини газопроводів виконується перед їх монтажем. Після монтажу газопровід повинен бути випробуваний на міцність і герметичність відповідно до вимог розділу 23 ДБН-В.2.5−20−2001.

Після випробування на міцність і герметичність газопровід фарбується відповідно до ГОСТ 14 202–69 двома шарами грунтовки і двома шарами фарби, лаку або емалі.

3.4 Гідравлічний розрахунок внутрішніх газопроводів Метою гідравлічного розрахунку є визначення внутрішнього діаметру труб для пропуску необхідної кількості газу при допустимих втратах тиску.

Загальний діаметр газопроводу на вході в котельну.

Приймаю швидкість газу щ_г =12 м/с.

Діаметр газопроводу визначаємо по формулі (згідно ДБН В.2.5−20−2001)

см (3.5)

де В_г — витрата газу, м³/год, при температурі 0 ^оС і тиску 0,10 132 МПа;

tтемпература газу, ^оС^;

Р — середній тиск газу (абсолютний) на розрахунковій ділянці газопроводу, МПа;

щ_г — швидкість руху газу, м/с.

см=78,7 мм.

Приймаю стандартний діаметр загального трубопроводу 89×3 мм.

Загальний діаметр газопроводу після ШРП

см=117,3 мм.

Приймаю стандартний діаметр загального трубопроводу 108×3,5 мм.

Діаметр газопроводу на контактний водонагрівач КВН-2,9ГС

см=82,9 мм.

Приймаю стандартний діаметр загального трубопроводу 89×3,0 мм.

Дійсні швидкості газу визначаються за формулою 3.6:

(3.6)

На загальному газопроводі

м/с.

На газопроводі після ШГРП м/с.

На газопроводі контактний водонагрівач КВН-2,9ГС м/с.

Для забезпечення надійної експлуатації контактних водонагрівачів і пальникових пристроїв на вимогу заводу-виготівника необхідно забезпечити тиск газу перед газоустаткуванням пальника 0,035 МПа. Тиск газу в точці підключення -0,10,3 МПа.

Гідравлічна схема газопроводу показана на малюнку 3.1.

Ділянка проектованого газопроводу розбивається на розрахункові ділянки, кількість яких залежить від кількості різних діаметрів, визначається їх довжина і розрахункова витрата газу.

Малюнок 3.1 — Розрахункова схема газопроводів 1 — контактний водонагрівач КВН-2,9; 2 — електромагнітний клапан; 3 — запірна арматура.

Початкові дані до розрахунку

Згідно з методикою ДБН В.2.5−20−2001 по приведеній нижче формулі визначається кінцевий тиск на ділянці, МПа:

(3.7)

де Р' - абсолютний тиск газу на початку газопроводу, МПа;

Р" - абсолютний тиск газу в кінці газопроводу, МПа;

l — розрахункова довжина газопроводу постійного діаметру, м;

n — еквівалентна абсолютна шорсткість внутрішньої поверхні стінки;

для сталевих труб — 0,01.

d — внутрішній діаметр газопроводу, см;

В_г — витрата газу, м³/год, при температурі 0 ^оС і тиску 0,10 132 МПа;

н — коефіцієнт кінематичної в’язкості газу, м²/с (при температурі 0 ^оС і тиску 0,10 132 МПа);

с — щільність газу, кг/м³.

Позначимо, тоді кінцевий тиск на ділянці

(3.8)

Падіння тиску від місцевих опорів (відведення, трійники, запірна арматура) допускається враховувати шляхом збільшення розрахункової довжини газопроводу на 5−10%.

1) Ділянки 1−2 і 3−4

Розрахункова довжина газопроводу (3.9)

де фактична довжина газопроводу, м.

м.

Тоді .

Абсолютний тиск в точці підключення 0,136 МПа.

Отже по формулі (3.8) одержимо МПа.

Тобто абсолютний тиск в кінці ділянок 1−2 та 3−4 складає 0,13 607 МПа.

2) Ділянка 2−4

Розрахункова довжина газопроводу l₂₋₄ = 3,05 м, місцевих опорів на ділянці немає. Тоді абсолютний тиск газу в кінці ділянки 2−4

МПа.

3) Ділянка 4−5

.

Розрахункова довжина газопроводу l₄₋₅ = 1,1. 2,7 = 2,97 м. Тоді абсолютний тиск газу в кінці ділянки 4−5

МПа.

4) Ділянка 5−6

.

Розрахункова довжина газопроводу l₅₋₆ = 1,1. 8,4 = 9,24 м. Тоді абсолютний тиск газу в кінці ділянки 5−6

МПа = 136,3 кПа.

Отже для забезпечення мінімального тиску газу перед пальником контактного водонагрівача 25 кПа (за паспортними даними) необхідний тиск газу на виході з ШРП повинен бути 0,16 131 МПа (161,3 кПа).

3.5 Вибір вентиляторів Для котельних агрегатів тепловою потужністю не менше 1,163 МВт рекомендується встановлювати індивідуальні вентилятори. Вентилятори вибирають по заводських характеристиках залежно від напору, що розвивається, і об'ємної подачі при щільності переміщуваного середовища, яка відповідає температурі 20^оС для вентиляторів, і атмосферному тиску 101 325 Па. Подача дуттьових вентиляторів:

(3.13)

де К — коефіцієнт запасу [5], К=1,05;

В_р — розрахункова витрата палива (для КВН-2,9ГС В_р = 300 м³/год)

— теоретично необхідний об'єм повітря для згорання 1 кг палива, для природного газу приймаємо = 9,89 м³/м³ [5];

— температура повітря у вентиляторі =23,7^оС; (для м. Олександрія в теплий період року — по параметру А)

Р_Н, Р_Б — відповідно нормальний і барометричний тиск повітря:

Р_Н = 101 325 Па, Р_Б = 99 330 Па б — коефіцієнт надлишку повітря, залежить від типу палива; для газу б=1,25;

м³/год;

Напір вентилятора визначається по сумарному опору газоповітряного тракту всіх елементів контактного водонагрівача з коефіцієнтом запасу 1.1:

(3.14)

де ДР_общ — загальний аеродинамічний опір димаря, ДР_общ = 237,7 Па;

Для вибору машин по каталогах розрахунковий повний тиск приводять до умов їх характеристик, тобто визначають приведений розрахунковий тиск: для КВН-2,9 ?Р_квн =2000 Па;

Таким чином, для контактного водонагрівача КВН-2,9ГС

Па Відтак, для обох контактних водонагрівачів вибираємо:

— вентилятор РСС-40/40, подача 4000 м³/ч, Н=4000 Па, з=0,83

— електродвигун 4А-112М4-У3, потужністю 11,0 кВт n=2940 хв^-1.

3.6 Вибір насосів У котельних залежно від призначення використовуються наступні види насосів: мережні, рециркуляційні, підживлювальні, живильні, конденсатні, для подачі води до ежекторів, для подачі сирої води, насоси-дозатори та інші.

Вибирають насоси за допомогою таблиць технічних характеристик в залежності від необхідної подачі і необхідного напору.

У котельній, що розробляється, встановлені три мережні насоси, два з яких працюють на опалення в зимовий період, а один — літній для ГВП.

Мережні насоси встановлюють в котельних з контактними водонагрівачами, в кількості не менше двох, з незалежними приводами.

а) Подача мережних насосів Сумарна подача мережних насосів визначається за розрахунком теплової схеми котельної

(3.15)

де _мер — щільність живильної води, _мер =f (t=85C)=0,969 т/м³ [6];

розрахункова витрата мережної води після мережного насоса, кг/с

= 142 м³/год б) Напір мережних насосів Напір мережного насоса приймаємо з гідравлічного розрахунку, приведеного в розділі 5 даного проекту Н_мер=0,4 МПа =40 м вод.ст.

Мережними насосами вибираємо насоси типу FHF 65−200/220 фірми LOWARA. Характеристики насоса типу FHF 65−200/220:

— подача V = 150 м³/год;

— напір Н = 44,5 м вод.ст.;

— потужність електроприводу N = 22 кВт;

— частота обертання електроприводу n = 2940 хв^-1;

— коефіцієнт корисної дії з = 90%.

4. ВОДОПІДГОТОВКА В КОТЕЛЬНІЙ

4.1 Робота контактного водонагрівача на хімічно не очищеній воді.

В контактно-поверхневих водонагрівачах можливий нагрів жорстких і артезіанських вод без попереднього зм’якшування.

При нагріві до 100^oС з води можуть випадати у вигляді накипу і шламу тільки солі карбонатної жорсткості. Некарбонатні солі випадають в осад, якщо вода пересичена цими солями (при нагріві до температури понад 100^oС).

В контактно-поверхневих водонагрівачах спостерігається випаровування води. Кількість води, що випарувалася, по відношенню до всієї її масі складає менше 0,5%. Практично, виходячи з досвіду експлуатації, випаровування води відсутнє. Тому у вигляді накипу у водонагрівачі не можуть випадати некарбонатні солі (СаSО і МgSО). Існує лише можливість для випадання в осад солей тимчасової жорсткості, а саме карбонату кальцію (СаСО) і карбонату магнію (МgСО), а це відбувається лише у тому випадку, коли у воді утворюється недолік рівноважної вуглекислоти. Якщо створити умови, при яких із збільшенням температури води кількість вільної вуглекислоти, що міститься в ній, зростатиме, то розпад бікарбонатів буде неможливий. Величина СО у водонагрівачі залежатиме від температури води, що нагрівається, часу її контакту з газами, щільності зрошування і жорсткості води. Практика експлуатації показує, що безнакипний режим роботи контактно-поверхневих водонагрівачів може здійснюватися при температурі води, що нагрівається, до 97 °C і карбонатної жорсткості 2?2,5 мг-екв/л. Із збільшенням карбонатної жорсткості безнакипний режим може бути одержаний тільки при зниженні кінцевої температури нагріву.