Транспортабельная котельная установка на котлах пульсирующего горения КВа-П-120Гн

Данные расчета сводим в таблицу

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

Таблица 10. Расчет теплопотерь ограждающими конструкциями зданий

№ помещения	Наименование помещения и его температура	Характеристика ограждения	Коэффициент теплопередачи, К, ккал/час м2 гр	Расчетная разность температур, (tв -tн)n	Основные теплопотери через ограждения, Q=FK(tв -tн)n, ккал/ч	Добавочные теплопотери, %	Коэффициент в общих % надбавок	Общая потеря тепла Q0=Q, ккал/час
		Наименование	Ориентация по сторонам света	Размеры, м	Площадь, F, м2				На ориентацию по сторонам света	На обдуваемые ветром	Прочие
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
	Котельная	tпар=-340С
	ХПГ tв=50С	НС	С	4,0х2,5	10	0,68	39	265,2	0,1	-	-	1,1	291,7
		НС	В	2,2х2,5	5,5	0,68	39	145,86	0,1	-	-	1,1	160,45
		НС	Ю	4,0х2,5	10	0,68	39	265,2	-	-	-	1,0	265,2
		НС	З	2,2х2,5	5,5	0,68	39	145,86	0,05	-	-	1,05	153,15
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
		ОО	В	1,0х0,9	0,9	6,670,68	39	234,1	0,1	-	-	1,1	257,5
		БД	З	2,0х1,0	2,0	4,650,68	39	362,7	0,05	-	-	1,05	380,8
		ПП	-	4,0х2,2	8,8	0,68	39	233,4	-	-	-	1,0	233,4
		ПЛi	-	-	8,8	0,14	39	48,05	-	-	-	1,0	48,05
													1790,25
	ППГ tв=200С	tпар=-100С
		НС	С	4,0х2,5	10	0,68	10	68	0,1	-	-	1,1	74,8
		НС	В	2,2х2,5	5,5	0,68	10	37,4	0,1	-	-	1,1	41,14
		НС	Ю	4,0х2,5	10	0,68	10	68	-	-	-	1,0	68
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
		НС	З	2,2х2,5	5,5	0,68	10	37,4	0,05	-	-	1,05	39,27
		ОО	В	1,0х0,9	0,9	6,670,68	10	66	0,1	-	-	1,1	72,6
		БД	З	2,0х1,0	2,0	4,650,68	10	93	0,05	-	-	1,05	97,65
		ПП	-	4,0х2,2	8,8	0,68	10	59,84	-	-	-	1,0	59,84
		ПЛi	-	-	8,8	0,14	10	12,32	-	-	-	1,0	12,32
													465,62

Таблица 11. Тепловоздушный баланс БМК

Характеристики помещения	Расчетный период года	Тепловой баланс и его составляющие
Наименование	Объем, м3	Высота		от котлов ( +; -) Вт/ч	от электро-оборудования ( +; -) Вт/ч	от трубопроводов и оборудования ( +; -) Вт/ч	через ограждающие конструкции	от вентиляции	от солнечной радиации, Вт/ч	от освещения, Вт/ч	Всего , Вт/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Блочно-модульная котельная	20,5	2,5	ХПГППГ	+914,4+812,8	+1225+1225	+2053,7+864,3	-1790,25-465,62	-799,5-205	-+150,8	+237+237	+616,6+2619,3

7. Расчет тепловоздушного баланса помещения котельной

7.1 Поступление тепла от технологического оборудования

Поступление тепла от электрооборудования при переходе механической энергии в тепловую.

Q = NЧз1Ч з2Ч з3Ч з4 [Вт/ч]

где N - номинальная установочная мощность, Вт/ч;

з1 - коэффициент использования установочной мощности двигателей, принимаемый (0,7…0,9);

з2 - коэффициент загрузки оборудования, принимаемый (0,5…0,8);

з3 - коэффициент одновременности работы двигателей, принимаемый 0,5…1;

з4 - коэффициент, характеризующий переход механической энергии в тепловую, принимаемый 0,1…1;

N = УNi [Вт/ч]

где Ni - номинальная мощность электродвигателей Iго типа, Вт;

Номинальная установочная мощность:

1) электродвигателей сетевых циркуляционных насосов

УNгор = nЧNгор [Вт/ч]

где n - количество насосов, шт;

Nц - мощность электродвигателя, Вт;

УNц = 1Ч3000 = 3000 [Вт/ч]

2) электродвигателя сетевого циркуляционного насоса

УNц = nЧNц [Вт/ч]

где n - количество насосов, шт.;

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

УNц = 1Ч750= 750 [Вт/ч]

3) электродвигателя подпитывающего насоса

УNп = nЧNп [Вт/ч]

где n - количество насосов, шт.;

Nп - мощность электродвигателя подпитывающего насоса, Вт/ч;

УNп = 1Ч480 = 480 [Вт/ч]

4) электродвигателя рециркуляционного насоса

УNр = nЧNр [Вт/ч]

где n - количество насосов, шт.;

Nр - мощность электродвигателя рециркуляционного насоса, Вт/ч;

УNр = 1Ч750 = 750 [Вт/ч]

5) электродвигателя циркуляционного насоса горячего водоснабжения

УNГВС = nЧNГВС [Вт/ч]

где n - количество насосов, шт.;

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

УNГВС = 1Ч120 = 120 [Вт/ч]

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

Q = 5100Ч0,7Ч0,7Ч0,7Ч0,7 = 1225 [Вт/ч]

Поступление тепла от подогревателей ГВС.

Определяются как потери тепла ограждающими поверхностями подогревателями.

Относительное значение потери тепла.

q = (бnЧF/Q)Ч(tn - tв) Ч100, [%]

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

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

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

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

бn = 1,66Ч3v tn - tв + 5,12Ч[((273+ tn)4-(273- tв)4)/(1004Ч( tn - tв))]

Для холодного периода года.

бп=1,66Ч3v45-5 + 5,12[((273+45)4-(273-5)4)/(1004Ч(45-5))]=12,17 Вт/м2*с

Относительное значение потери тепла.

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

Для переходного периода года.

бп=1,66Ч3v45-20 + 5,12[((273+45)4-(273-20)4)/(1004Ч(45-20))]=17,4 Вт/м2*с

Относительное значение потери тепла.

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

Потери тепла ограждающими поверхностями подогревателя

Q5=(g5*Qк)/100, [Вт/ч],

Для холодного периода года.

QХПГ=(0,36*127*103)/100=457,2 [Вт/ч]

Для переходного периода года.

QППГ=(0,32*127*103)/100=406,4 [Вт/ч]

Потери тепла ограждающими поверхностями подогревателей котельной.

УQ5=nQ5, [Вт/ч]

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

Для холодного периода года.

УQХПГ=2*457,2=914,4 [Вт/ч]

Для переходного периода года.

УQППГ=2*406,4=812,8 [Вт/ч]

7.2 Поступление тепла от электроосвещения

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

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

Световая составляет 21 %, а тепловая - 79 %.

Тепло поступления от электрического освещения.

Qосв=Nуств, [Вт],

где: Nуст - установленная мощность источников освещения, Вт;

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

Nуст=ЭосвF, [Вт],

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

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

Nуст=98,19=73,71 [Вт]

Принимаем три лампы накаливания мощностью 100 Вт

Nуст=3100=300 [Вт]

Теплопоступления от электроосвещения

Qосв=3000,79=237 [Вт/ч]

7.3 Поступление тепла от солнечной радиации

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

?Qрад= Qрадост+ Qрадогр, [Вт/ч],

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

Для остекленных поверхностей.

Qрадост=FостАостgост, [Вт/ч],

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

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

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

Qрадост=0,90,893=66,96 [Вт/ч]

Для покрытий в переходный период.

Qрадогр=FпgпRогр, [Вт/ч],

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

gп - величина радиации через 1 м2 поверхности покрытия. Gп=14ч21 Вт/м2 ч;

Когр - коэффициент теплоотдачи покрытия, Когр=0,68 Вт/м2*°C.

Теплопоступления от солнечной радиации через покрытие котельной.

Qрадогр=37,8140,68=360 [Вт/ч]

?Qрад=221+360=581 [Вт/ч]

7.4 Определение количества тепла, теряемого в трубопроводах

Поступления тепла от изолированных трубопроводов.

Qп и +Qо и=(Уgпilпi+Уgо ilо i), [Вт/ч],

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

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

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

n - количество участков тепловой сети.

Для участков подающей и обратной линий.

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

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

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

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

tт - температура теплоносителя в расчетный период, °C;

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

Для подающей линии.

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

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

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

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

Для обратной линии.

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

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

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

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

Для ГВС подающей линии.

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

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

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

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

Для сетевой ГВС подающей линии.

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

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

Для сетевой ГВС подающей линии.

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

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

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

+14,22,6+42,13,85+18,05=118,1 [Вт/ч]

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

+10,33,4+35,13,85+13,55=376,9 [Вт/ч]

Поступления тепла через поверхность изолированной арматуры.

Qа=Уgнаilнаi, [Вт/ч],

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

lнаi - длина i-го элемента арматуры, м.

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

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

tт, tвн, t'т, t'вн - те же, что и в формуле 8.17

Для арматуры на подающей линии.

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

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

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

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

Для арматуры на обратной линии.

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

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

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

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

Для арматуры ГВС подающей линии.

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

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

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

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

Для арматуры сетевой ГВС подающей линии.

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

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

Для арматуры сетевой ГВС обратной линии.

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

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

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

+95,30,05+163,20,3+108,80,3=194,2 [Вт/ч]

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

+1360,05+81,60,25=104,6 [Вт/ч]

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

Qт сч=gп*lэ, [Вт/ч],

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

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

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

где tт, tвн, t'т, t'вн - те же, что и в формуле 8.17

Для подающей линии

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

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

Для обратной линии

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

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

Qт счхпг=42,12,5+30,42,5=181,3 [Вт/ч]

Qт счппг=42,5+32,5=17,5 [Вт/ч]

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

Qц н= gпlэ, [Вт/ч],

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

Qц нхпг=21,39,9=210,9 [Вт/ч]

Qц нппг=1,89,9=17,8 [Вт/ч]

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

Qg=ggl, [Вт],

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

l - длина изолированных дымоходов 9,9 м.

gg= g'н(tg-tвн)/(t'т-t'вн), [Вт/м ч],

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

tвн, t'т, t'вн - те же, что и в формуле 8.17

ggхпг=42,1 [Вт/м]

ggппг=35,1 [Вт/м]

Ggхпг=42,19,9=416,8 [Вт]

Ggппг=35,19,9=347,5 [Вт]

Общее поступление тепла от изолированных трубопроводов и арматуры.

?Qт кот=Qп и+Qо и+Qа+Qсч+Qg, [Вт/ч],

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

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

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

Qв=Vв ксс(tв-tн)/3,6, [Вт/ч],

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

с - плотность воздуха, с=1,2 кг/м3;

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

Для холодного периода.

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

Для переходного периода.

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

Потери тепла в водяных тепловых сетях с утечкой воды из трубопроводов.Qу=0,28GуСв((tп+t0)/2-tх в), [Вт],

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

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

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

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

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

8. Мероприятия по охране окружающей среды

Для удаления продуктов сгорания топлива в дипломном проекте используется дымовая труба диаметром 894,5 высотой Н= 4м. Высота трубы опреде8ляется расчетом из условия снижения концентрации вредных веществ в приземном слое ниже ПДК путем рассеивания дымовых газов на определенной высоте, диаметр устья принят исходя из максимально допустимых скоростей дымовых газов.

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

Расчет рассеивания приведен в табл. 8.

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

8.1 Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

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

Исходные данные:

Расход топлива

а) годовой Вгод =187,22 тыс.нм3/год

б) часовой Вч=52 нм3/ч

Теплотворная способность Qнр=35,73 мДж/м3

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

- При номинальной нагрузке:

а) температура tч=160єС

б) Vдг ном. ка= 269,1м3/ч=0,075м3/с

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

- При минимальной нагрузке (переходный период):

а) температура tч=170єС

б) Vдг ном. ка= 275,32м3/ч=0,076м3/с

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

- При летней нагрузке:

а) температура tч=180єС

б) Vдг ном. ка= 281,53/ч=0,078м3/с

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

Выбросы вредных веществ.

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

Количество окислов азота МNO2.

МNO2= 0,001ЧВчЧQнЧКNO2Ч(1-в) Ч(1- gн/100)/3,6 [г/с]

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

Qн - низшая теплотворная способность топлива, мДж/м3;

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

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

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

При номинальной нагрузке:

МNO2= 0,001Ч13,0Ч35,73 Ч0,07Ч(1-0) Ч(1-0,5 /100) / 3,6=0,009 [г/с]

Количество окиси углерода

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

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

ССО= (gзЧRЧ QнЧ103)/(100ЧССО2) [г/м3]

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

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

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

При номинальной нагрузке:

МСO=0,001Ч8,83Ч13,0Ч(1- 0,5/100)/ 3,6=0,0316 [г/с

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

Максимальная концентрация вредных веществ в приземном воздухе.

Критерием для выбора расчетных формул служит величина вспомогательного параметра.

f=103Ч( щ2ЧD)/(Н2ЧДt) [м/с2?С]

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

D - диаметр устья трубы, м;

Н - высота выбросов вредных веществ, м;

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

щ =14,95[м/с];

Дt=160-(-34)=194 ?С

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

f<100 м/с2?С Дt>0

Расчет выполняется для нагретых выбросов

Максимальная концентрация вредных веществ в приземном воздухе

См=АЧМЧFЧmЧnЧ H2/VгЧt [мг/м3]

где А - коэффициент статификации атмосферы, принимаем равным 160;

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

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

F=1000х щ2хD/H2хT;

VМ =0,65х

Расчет приземных концентрации вредных веществ для переходного периода года.

Характеристика дымовых газов в выходных сечений трубы

а) температура tr= 170 оС

б) объем Vr =275,32 м3/ч = 0,076м3/с

в) скорость Wr = 15,3 м/с

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

Количество окислов азота

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

Количество окиси углерода

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

Величина вспомогательного параметра

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

?t = 170-10 = 160 оС

Расчет приземных концентрации вредных веществ для летнего периода года.

Характеристика дымовых газов в выходных сечений трубы:

а) температура tr= 180 оС

б) обьем Vr =281,53 м3/ч = 0,078м3/с

в) скорость Wr = 15,64 м/с

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

Количество окислов азота

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

Количество окиси углерода

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

Величина вспомогательного параметра

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

?t = 180-30 = 150 оС

При номинальной нагрузке:

V'M=1,3 х14,95х0,08/4=0,39

fe=800х(0.39)3=47,46; fe >f; f=5,76

m = 1/ (0,67+0,1 v5,76+0,34 3v5,76) = 0,66

При минимальной нагрузке:

V'M=1,3 х15,3х0,08/4=0,41

fe=800х(0,41)3=53,79; fe >f; f=7,32

m = 1/ (0,67+0,1 v7,32+0,34 3v7,32) = 0,625

При летней нагрузке:

V'M=1,3 х15,64х0,08/4=0,41

fe=800х(0,41)3=53,79; fe >f; f=8,15

m = 1/ (0,67+0,1 v75,7+0,34 3v75,7) = 0,336

Величина параметра Vм

Vм=

При номинальной нагрузке:

Vм==1,00 м/с

При минимальной нагрузке:

Vм==0,94 м/с

При летней нагрузке:

Vм==0,93 м/с

Вычисляем n по формуле

n=0,532

При номинальной нагрузке:

n=0,532=1,532

При минимальной нагрузке:

n=0,532=1,6

При минимальной нагрузке:

n=0,532=1,61

При номинальной нагрузке:

==0,077 мг/м2

==0,131мг/м2

При минимальной нагрузке:

==0,039 мг/м2

==0,137 мг/м2

При летней нагрузке:

==0,039 мг/м2

==0,137 мг/м2

что ниже допустимых пределов:

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

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

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

Минимально допустимую высоту дымовой трубы определим по формуле:

H = (vА Ч М Ч F Чm Чn) / (ПДК 3v V1Ч ? Т) [ м ] ,

где: А - коэффициент, зависящий температурной стратификаций атмосферы

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

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

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

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

V1 - расход дымовых газов, м3/с ;

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

Расчет минимальной допустимой высоты дымовой трубы для ХПГ расчет для NO2

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

? Т = 160 - (-34) = 194 оС

Н = =2,65 м

расчет для СО

Н = =0,84 м

Расчет для переходного периода года

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

? Т = 170 - 10 = 160 оС

расчет для NO2

Н = =2,71 м

Расчет для СО

Н = = 0,86 м

Расчет для летнего периода года

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

? Т = 180 - 30= 150 оС

расчет для NO2

Н = =2,71 м

Расчет для СО

Н = = 0,85 м

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

Данные расчета сводим в таблицу.

Данные для расчета загрязнений атмосферы для холодного периода года.

Таблица 12

№ п/п	наименование	обозначение	размерность	значение
1	2	3	4	5
1.	Расход топлива часовой	Вч	нм3/ч	13,0
2.	Зольность топлива	-	-	-
3.	Серность топлива	-	-	-
4.	Объем дымовых газов	Vч	м3/ч	269,1
5.	Высота дымовой трубы	Н	м	4,0
6.	Диаметр дымовой трубы	Д	м	0,08
7.	Температура наружного воздуха	tн	0С	-34
8.	Коэффициент статификации атмосферы	А		160
9.	Потери от химического недожога	q3		0.5
10.	Потери от механического недожога	q4		0.5
11.	Коэффициент избытка воздуха			1.25
12.	Температура дымовых газов	tч	0С	160
13.	Скорость газов на выходе из устья трубы	ч	м/с	14,95
14.	Секундный выброс вредных веществ:
	- окиси углерода	Мсо	г/с	0,0316
	- окиси азота	МNO2	г/с	0,009
15.	Максимальная приземная концентрация вредных веществ
	- окиси углерода	См со	мг/м2	0,131
	- двуокиси азота	См NO2	мг/м2	0,077
16.	ПДК вредных веществ:
	- окиси углерода	ПДК СО	мг/м3	3
	- двуокиси азота	ПДК NО2	мг/м3	0.085

Таблица 13. Данные расчета загрязнений атмосферы для переходного периода года

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

Таблица 14. Данные расчета загрязнений атмосферы для летнего периода года

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

9. Внутренний водопровод и канализация

Исходная вода соответствует требованиям СНиП 11-35-76.

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

- водопровод исходной воды, подпиточный (В1).

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

Наружный водосток неорганизованный.

10. Электротехническая часть

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

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

Электрическое освещение

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

Установленная мощность внутреннего электроосвещения 300Вт.

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

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

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

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

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

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

11. Газоснабжение

1.Определение физико-технических свойств газа.

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

Таблица 15

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

СО2; N+ редкие газы - балласт газового топлива.

Физико-химический состав газа.

Таблица 16

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

средняя плотность газовой смеси.

рсм=0,01xУriсi; (кг/нм3)

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

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

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

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

Для связи с номограммами при гидравлическом расчете сетей вычислим относительную плотность

Кр= Рсм/0,73

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

Кр= 0.733/0.73=1,004

Определение теплотворной способности газовой смеси

Низшая теплота сгорания

Qнр =0,01? riЧQHiр [мДж/нм3];

где QHiр - теплотворная способность горючих составляющих;

ri - процент содержания i компонента газа, %;

QH2р=0.01(97,69Ч35,84+0,56Ч63.73+0,31Ч93.37+0,05Ч123,77+

+0.01Ч146.34)=35.73 [м Дж /нм3]

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

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

Э= QHр/29,300 [кг.у.т./нм3]

Э=35.73/29.300=1.219 [кг.у.т./ нм3]

Определение теоретического количества воздуха, необходимого для сжигания газа.

В воздухе содержится: - кислород О2 = 21%;

- азот N2 =79%

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

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

Расчет ведется без негорючей части (балласта)

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

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

n - количество горючих компонентов, %;

m - количество балластных примесей, %.

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

= 9.488 [м3/нм3].

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

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

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

dв - влагосодержание, г/м3;

влагосодержание принимается 10 г/м3

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

Определение относительной плотности газа.

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

d = ссм /свозд,

d=0,733/1.293=0.567

Определение числа Воббе

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

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

W=QH/vd [мДж/нм3]

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

d - относительная плотность газа.

W=35.73/v0.567=47,45 [мДж/нм3]

Определение действительного количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива.

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

б =Lдейств./Lтв

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

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

Lдейств= б ЧLтв [м3/нм3]

Lдейств=1,25Ч9,605=12,01 [м3/нм3]

Определение теоретического количества образующихся продуктов сгорания при сжигании 1 м3 газа

Объем отдельных компонентов продуктов сгорания сложных газов определяется по формуле

VCO2=0.01[CO+CO2+УnCnHm] [м3/нм3]

где СО2- процентное содержание двуокиси углерода, %

СnHm - процентное содержание i-го углеводорода, %

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

= 1,000 м3/нм3

Определяем действительный объем водяных паров.

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

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

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

СnHm - процентное содержание углеводородов, %

LTС - теоретическое количество сухого воздуха, м3/нм3

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

Определяем объем двухатомных газов:

VN2=0.79ЧLTС+0.01ЧN2 [м3/нм3]

где N2- процентное содержание азота, %

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

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

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

Vсухихгазов = VCO2+VN2 [м3/нм3]

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

Vвлажныхгазов = Vсухихгазов +VH2O [м3/нм3]

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

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

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

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

Определение пределов взрываемости газа

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

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

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

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

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

где ri - содержание компонента газа в смеси, %

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

LH = (97,69+0,56+0,31+0,05+0,01)/(97,69/5+0,56/3+0,31/2+

+0,05/1,7+0,01/1,35)=5,02 %

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

+0,31/9,5+0,05/8,5+0,01/8)=15,16 %

б) C учетом балласта

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

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

д = (0,04+1,34)/100= 0.0138

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

=5.08 %

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

=15.33 %

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

ДLH=((LHБ-LH)/LH)Ч100 %

ДLH= ((5.08-5,02)/5,02)Ч100= 1,19 %

ДLB=((LВБ-LВ)/ LВ) )Ч100 %

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

2. Определение расхода топлива.

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

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

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

Qкот = 4Qка/ц, [МВт]

Qкот = Qов + Qгвс+ Qс.н. [МВт]

где Qка - номинальная тепловая производительность котла, МВт;

ц - к.п.д. котла;

Qкот = 40,120/0,93 = 0,516 [МВт]

Потребная тепловая мощность котельной в летний период:

Qл = (Qгвс+ Qс.н.)/ц0,82 [МВт]

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Годовая производительность котельной (без учета ГВС летом).

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

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

tср.о - температура стреднесуточная за отопительный период,

tср.о= -4,7 оС;

24 - число часов работы участка в сутки;

nо - продолжительность отопительного периода, nо = 237 суток

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

С учетом летней нагрузки (n0=138 дней).

Qгод общ.= Qгод+n0Qлет24 [МВт]

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

Годовой расход топлива котельной.

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

где Qнр - низшая теплота сгорания, мДж/нм3

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

Годовой расход условного топлива

Вугод = Вгод ЧЭг, [тон у.т./год]

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

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

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

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

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

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

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

Часовой расход топлива котельной определим по формуле:

Вд = (Qкот Ч 3600)/Qн , [нм3/ч]

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

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

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

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

Часовой расход топлива 1-го котельного агрегата:

Вк.а= [нм3/ч]

где: ц - КПД котельного агрегата;

Qк.а. - производительность котельного агрегата, МВт.

Вк.а==13,0 [нм3/ч]

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

Количество воздуха при минимальной отопительной нагрузке

Вд min = (Qmin Ч3600)/Qн [нм3/ч]

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

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

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

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

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

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

Lд, - то же, что и в формуле 3.1

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

tB лето= 30+32=62 0C

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

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

4. Объем продуктов сгорания при номинальной мощности котельной.

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

где Вд - часовой расход топлива, нм3/ч

Vвлгаз - теоретическое количество продуктов сгорания, образующихся при сжигании 1 м3 газа, Vвлгаз=10,6...