Реферат
Пояснительнаязаписка содержит страниц, таблиц, 21 источников.
Объектисследования – тягодутьевое оборудование котла ТВГ-8М на Бородинской котельнойв г. Запорожье.
Цель проекта– аэродинамический расчет котла ТВГ-8М.
Методисследования – расчетно-графический с использованием стандартных методик.
Предлагаетсяпроизвести тепловой и аэродинамические расчеты котла ТВГ-8М и по результатамрасчетов установить необходимое тягодутьевое оборудование.
Проектвключает в себя расчет расхода топлива котла, определение объемов воздуха ипродуктов сгорания, подсчет энтальпий, расчет геометрических характеристикнагрева котла, тепловой и аэродинамический расчеты котла, а также разработкуфункциональной схемы автоматического управления котла, расчет выброса вредныхвеществ в окружающую среду и определение технико-экономических показателейпроекта.
ВОДОГРЕЙНЫЙКОТЕЛ, ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА, ТОПКА, КОТЕЛЬНЫЙ ПУЧОК, ЭКОНОМАЙЗЕР, ТЕПЛОВОЙРАСЧЕТ, АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ, КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛООТДАЧИ, ТЕМПЕРАТУРА УХОДЯЩИХГАЗОВ, ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ.
Содержание
Введение
1. Принцип работы иописание конструкции водогрейного котла ТВГ‑8М
1.1 Конструкция котла ТВГ-8М
1.2 Особенности работыкотла ТВГ-8М №5 на котельной Бородинского м-на г. Запорожья
2. Специальная часть
2.1 Расчет топлива ипродуктов сгорания за котлом ТВГ‑8М
2.2 Тепловой баланс котла
2.3 Расчет теплообмена вповерхностях нагрева
2.4 Аэродинамическийрасчет тракта продуктов сгорания
3. Тепловая автоматика иизмерение
3.1 Техническаяхарактеристика материалов и оборудования
4. Охранатруда
4.1 Характеристика котельнойи общие вопросы техники безопасности
4.2 Основныевредности и опасности в котельной
4.3 Освещение
4.4 Вентиляция
4.5 Общие требованияпожарной безопасности к оборудованию
4.6 Загрязнение атмосферы
4.7 Очистка выбросов отпыли в энергетике
4.8 Расчет валовыхвыбросов загрязняющих веществ
5. Экономика
5.1Предварительные замечания к расчетам
5.2 Расчетзаработной платы бригады по монтажу
5.3 Расчетзатрат на электроэнергию
Заключение
Списоклитературы
Введение
Основным направлением развития энергетики являетсяцентрализованная тепловой энергии. План электрификации страны (ГОЭЛРО),основанный на сооружении крупных районных электростанций, предопределил развитиедругого типа электростанций, предназначенных для комбинированной выработкиэнергии.
Наиболее интенсивно районное теплоснабжение от котельных в городахначалось с 1960 года, когда котлостроительными заводами был освоен выпускводогрейных котлов большой мощности.
От тепловых сетей получают тепло сотни тысяч жилых и общественныхзданий, тысячи промышленных предприятий.
В быту широко используется теплота низкого и среднего потенциала.На отопление и горячее водоснабжение жилых, общественных и промышленных зданийрасходуется большое количество топлива.
При гигантском росте теплопотребления от районных котельных важноезначение принимают вопросы экономии топлива, рациональное сочетание собеспечением необходимых санитарно-гигиенических условий в жилых домах, общественныхи производственных помещениях должно быть тесно увязано с максимальнойэкономией топливно-энергетических ресурсов.
Средством экономии топливно-энергетических ресурсов являетсяреконструкция и автоматизация процессов в существующих котельных, снижениепотерь тепла в котельных и тепловых сетях.
1. Принципработы и описание конструкции водогрейного котла ТВГ‑8М
1.1 Конструкциякотла ТВГ-8М
Одной изнаиболее простых конструкций стальных котлов является предложенный Институтомиспользования газа АН УССР водогрейный котел типа ТВГ производительностью 4,7 и8,3 МВт (4 и 8 Гкал/ч). Котел состоит из нескольких экранных секций (в томчисле с двусторонним освещением) из труб с диаметром 51х2,5 мм, установленныхв топочной камере, и оборудован подовыми горелками. За кирпичной перегородкойимеется пучок труб, образующих конвективную поверхность. Вход дымовых газов впакет этой поверхности сверху, выход – внизу. Продукты сгорания омываютконвективную поверхность, состоящую из труб диаметром 28х2,5 мм, со скоростью8 м/с. Перегородки между тремя газоходами образованы за счет плавников,приваренных к трубам. Вода из тепловой сети поступает в коллектор конвективнойчасти, проходит через трубы в газоходе и далее последовательно омывает трубыкаждого экрана, разделенного для увеличения скоростей на секции. Из секций водаотводится через патрубок, расположенный в верхней части.
Высокиескорости воды – около 1 м/с получены за счет деления пучка трубконвективного газохода на три части, а каждого экрана – на четыре части. Этопривело до увеличения гидравлического сопротивления котла до 4 МПа (4 кгс/см2),что превышает рекомендованное типажом значение.
Топочнаякамера котла имеет теплонапряжение 4 кВт/м3 или 235·103ккал/(м3·ч), число подовых горелок равно числу панелей экранов безодной. Под огневыми каналами для распределения воздуха установлен металлическийлист с отверстиями. Вентилятор имеет напор 0,5–1 кПа (50–100 кгс/см2),поскольку к горелкам подводится природный газ среднего давления.
Значительнаяскорость дымовых газов и наличие пучка поперечно омываемых труб с большимчислом рядов обеспечили необходимость установки дымососа с напором около 1 кПа(100 кгс/см2).
Котлы ТВГ прииспытаниях в эксплуатации подтвердили основные проектные технико-экономическиепоказатели.
1.2Особенности работы котла ТВГ-8М №5 на котельной Бородинского м-на г. Запорожья
1.2.1 Устройствоповерхностей нагрева котла ТВГ-8М
Котел состоитиз радиационной и конвективной поверхностей нагрева. Радиационная поверхностьнагрева котла состоит из пяти вертикальных топочных экранов, три из которыхявляются двухсветными, одного топочного, переходящего во фронтовой.
Вертикальные топочные экранысостоят из двух коллекторов (верхнего и нижнего) Ø 159х6 мм, вкоторые вварены 40 вертикальных труб Ø 51х2 мм с шагом 75 мм.Высота секции (экрана) в осях коллекторов 3400 мм, расстояние междусекциями 740 мм.
Потолочный экран состоит из 32 трубØ 51х2 мм (по 8 труб между вертикальными топочными экранами),вваренных в горизонтальные верхний и нижний (фронтовой) коллекторы Ø 159х6 мм.Часть потолочного экрана в верхней части передней степени топки образуетфронтовой экран.
Все коллекторы котла, заисключением верхнего коллектора потолочного экрана, находятся внутри котла.Верхние коллекторы вертикальных топочных экранов имеют перегородки, которыеделят экраны на две части (по 20 труб в каждой).
Для последовательного движения водыкаждая часть одного экрана соединена с другим экраном перепускными трубами.Установленными на верхних коллекторах вертикальных экранов.
Конвективная поверхность состоит из16 секций. Каждая секция состоит из вертикального стояка-коллектора Ø57х3 мм. В который вварено 16 Y-образных змеевиков из труб Ø 28х3 мм. Каждыйстояк-коллектор разделен 4-я заглушками на пять частей.
1.2.2 Схема циркуляции воды вкотлах ТВГ-8М
Вода из теплосети поступаетпараллельно в два нижних коллектора конвективной поверхности, пройдя которыесобирается в верхних коллекторах, а из них по ряду потолочно-фронтовых трубнаправляется в нижний коллектор потолочного экрана.
Из него по второму ряду потолочно-фронтовыхтруб вода собирается в верхнем коллекторе потолочного экрана, затемпоследовательно проходит через левый (со стороны фронта котла) боковойодносветный экран, три двухсветных экрана и выходит в контур котельной изверхнего коллектора правого бокового экрана.
1.2.3 Тягодутьевые устройствакотлов ТВГ-8М
Подача воздуха для горения газа вкотле осуществляется дутьевым вентилятором типа Ц-13-50 №5 производительностью13000 м3/ч и регулируется осевым направляющим аппаратом,установленным перед всасывающим диффузором вентилятора. Направляющий аппаратсоединен рычагом с осевым исполнительным механизмом типа М30 регуляторасоотношений «газ-воздух» типа Р-25.3.2.
Управление направляющим аппаратомвентилятора осуществляется автоматически или дистанционно со щита КИПиА котлов.
Продукты горения поступают из топкив конвективную часть и далее по борову удаляются дымососом типа Д‑18 вдымовую трубу, а на котлах ТВГ-4Р дымовые газы из топки котла в конвективнуючасть котла и через экономойзер выбрасываются дымососом Д-8 в дымовую трубу.Тяга в котле (разряжение) регулируется осевым направляющим аппаратом,установленном перед всасывающим диффузором дымососа, соединенным рычагом сисполнительным механизмом М30 регулятора разряжения Р25.1.2 установленного нащите котла.
Пуск вентилятора и дымососа следуетосуществлять при закрытом направляющем аппарате, чтобы избежать перегрузкидвигателя и отключения его электрической защитой. Нагрузку двигателя повышаютпутем постепенного открывания шибера или направляющего аппарата.
1.2.4 Воздуховоды, газоходы,дымовая труба
Под полом котельной, в районекотлов ТВГ-8М установлен общий воздуховод из ж/бетона, выходящий в торецкотельной и переходящий в вертикальную шахту. В верхней части вертикальнойшахты установлены жалюзи для забора воздуха, подающегося в котел №6. Спомещения котельной производится забор воздуха к котлам №1,2,3,4,5.
Воздуховоды обслуживаемых котловсостоят: из металлического короба, присоединенного к всосу вентилятора и ж/бетонныхканалов.
Подвод воздуха к горелкамосуществляется по ж/бетонному воздухопроводу, проложенному под полом с правойстороны котла и выходящему к фронтальной стенке котла. Воздуховод изфронтальной стенки котла разделен тремя перегородками на четыре отсека. Навыходе воздуховода из фундамента, установлены металлические короба с заслонкойна каждую горелку для регулирования количества воздуха, подаваемого на каждуюгорелку.
Для удаления продуктов горения изкотла служат газоходы, выполненные из ж/бетона, футерированные кирпичем ипроходящие под полом котельной. На каждом газоходе, между дымососом и дымовойтрубой установлен шибер для отключения борова котла от трубы при ремонтныхработах на котле. На газоходе после дымососа устанавливается взрывной клапан, закрытыйлистовым асбестом и служит для предотвращения разрушения газохода и дымовойтрубы при взрыве газовоздушной смеси в котельных установках.
Для отвода дымовых газов ватмосферу в котельной имеется дымовая труба высотой 30 м, выполненная изкрасного кирпича.
Фундамент трубы бетонный, диаметрустья 1,2 м. Труба оборудована металлической лестницей и грозозащитой.
1.2.5 Насосная группа
Центробежные насосы состоят изспирального корпуса, крышки корпуса, рабочего колеса, вала, подшипников, муфтысцепления, сальников уплотнения, опорного кронштейна.
Корпус насоса представляет собойчугунную отливку, внутренняя полость которой выполнена в виде спирали сдиффузорным каналом и напорным патрубком. Крышка корпуса – чугунная отливкакрепится к корпусу насоса шпильками и является всасывающим патрубком.
Рабочее колесо – чугунное состоитиз двух дисков, соединенных пространственными или цилиндрическими лопатками.Вход жидкости в рабочее колесо осевой. Возникающее во время работы осевоеусиление воспринимается подшипниками. Рабочее колесо закрыто на валу с помощьюшпонки и гайки. Рабочее колесо имеет одностороннее уплотнение, которое служитдля уменьшения утечки жидкости, (циркуляция жидкости вокруг диска) и образуетсяодним кольцевым выступом на диске рабочего колеса и одним уплотняющим кольцом.
Вал насоса выполнен из качественнойуглеродистой стали. На одном конце его насаждено рабочее колесо, на другом – полумуфта.Вал имеет одну внешнюю шарикоподшипниковую опору, с густой смазкой и другую –внутреннюю. В виде бронзовой втулки, запресованной в корпус насоса. Смазка иохлаждение внутренней опоры осуществляется перекачиваемой жидкостью, для чего вкорпусе имеется канал, соединяющий рабочую полость насоса с опорной втулкой.Вал насоса вращается против часовой стрелки, если смотреть со стороны привода.Привод осуществляется электродвигателем через упорную муфту.
Сальниковое уплотнение состоит изкамеры, отлитой в одно целое с корпусом насоса, крышки сальника ихлопчатобумажной набивки.
Опорный кронштейн отлит из чугуна.На нем монтируются все узлы и детали насоса. В самой высокой точке корпусаимеется закрытое пробкой отверстие для выпуска воздуха из корпуса ивсасывающего трубопровода при заливке насоса перед пуском. При продолжительныхостановках жидкость из насоса выливается через отверстие.
При включении насоса, электродвигательначинает вращает рабочее колесо, которое будет выбрасывать находящуюся в немжидкость к внешнему диску рабочего колеса и в напорный патрубок, создаваяразряжение в центре колеса, которое заполняется жидкостью из всасывающегося патрубка.насос нельзя пускать без предварительного осмотра, который должен производитсяперед каждым пуском.
При осмотре необходимо проверить:
а) состояние трубопроводов, опор,систему охлаждения;
б) наличие масла в корпусе подшипников;
в) наличие ограждениясоединительной муфты и заземление электродвигателя;
г) наличие заеданий в колесе;
д) качество набивки сальника;
е) правильность установки манометрови вакуумметров.
После проверки исправности насоса,следует открыть запорный орган на всасывающем трубопроводе. Проверитьзаполнение насоса водой, открыв воздушную пробку, включить электродвигатель ипри достижении полного числа оборотов медленно открывать запорный орган нанагнетательном трубопроводе до получения необходимого напора. При непрерывнойработе необходимо следить за наличием масла в корпусе подшипников за состояниемсальником (сальник в нормальном состоянии должен слегка пропускать жидкость 15–20капель 6 минут.), за показанием манометров, за температурой подшипников (она недолжна превышать 70оС), работой электродвигателя и т.д., непроизводить никаких работ на работающем насосе. При остановке насоса необходимовначале медленно закрыть запорный орган на нагнетательной линии и затемвыключить электродвигатель.
1.2.6 Назначение каждой насоснойгруппы с краткой характеристикой
Циркуляция воды через котлы и далеев системе отопления осуществляется сетевыми насосами типа 6НДС – 60. Сетеваявода из обратного трубопровода теплосети через грязевик поступает на всоссетевых насосов под давлением 2,5 кг/см2.
После сетевых насосов водапоступает под давлением 10–11 кг/см2 во входные коллекторы котлов.После котлов нагретая вода поступает в выходной коллектор и далее по подающемутрубопроводу к потребителю. Располагающий напор 66–65 м.в.ст.
Включение и отключение сетевогополюса производится со щита вспомогательного оборудования ключом управления«КУ». При аварийном отключении работающего сетевого насоса автоматическиподается импульс на включение резервного насоса. Любой сетевой насос может быть«рабочим» или «резервным». Выбор резервного насоса производится предварительнопереключателем ключа блокировки «ПБ» поворотом его в положение «резерв». Прикратковременных исчезновениях напряжениях «миганиях» автоматически производитсясамозапуск работающего сетевого насоса. Для аварийной остановки насоса возлекаждого насоса находится выключатель безопасности «ВБ». При включении сетевогонасоса в работу ключ переключателя блокировки должен находиться в положении«Рабочий». Поворотом ключ «КУ» по часовой стрелке до упора ввести в работусетевой насос. Задвижки на нагнетании этого насоса пойдет автоматически наоткрытие. Загорятся обе сигнальные лампочки. После полного открытия задвижкиостается гореть сигнальная «открыто». Предел открытия регулируется отстройкойконцевых выключателей. При отключении сетевого насоса ключ «КУ» повернуть вположение «отключено». Задвижка на нагнетании отключенного насоса автоматическиидет на «закрытие» по истечении времени самозапуска сетевого насоса 2–2,5 с.Предел закрытия регулируется концевыми выключателями. Для поддержаниятемпературы воды, подаваемой в котлы не ниже 70оС, установленрециркуляционный насос НКУ-90, включаемый дистанционно со щита вспомогательногооборудования.
Температура воды на входе в котелподдерживается путем подачи выходящей из котлов воды рециркуляционным насосом вколлектор входа в котлы. Регулировка количества подаваемой водырециркуляционным насосом на котлы осуществляется регулирующим клапаном Ø150 мм, установленным после насоса на рециркуляционном трубопроводе.Регулирующий клапан соединен рычагами с исполнительными механизмом регуляторарециркуляции. Управление регулирующим клапаном осуществляется автоматически илидистанционно со щита КИП и вспомогательного оборудования. Для восполненияутечек сетевой воды на тепловых сетях, подпитка оборотной магистрали вкотельной осуществляется умягченной деаэрированной водой при помощи подпиточныхнасосов типа КС-20-50 и типа КС-10-110-4. Давление оборотной магистралиподдерживается автоматически регулятором подпитки типа Р‑25–1.2 иисполнительным механизмом в пределах 3,5 кг/см2. При выходе из строярегулятора, регулировка осуществляется вручную задвижкой №506, установленной назапорной линии узла подпитки количество подпиточной воды регистрируетсясамопишущим электронным прибором. Насосы холодной воды типа 2К – служат дляувеличения давления холодной воды, подаваемой на котельную при понижении еедавления в газопроводе.
Насосная группа состоит из:
а) насосов рабочей жидкости 2К, служащихдля перекачки воды из бака – газоотделителя, через сопло эжектора, которыйотсасывает выпар из деаэроционной колонки, а тем самым создает разряжение вней;
б) насоса взрыхления фильтров типа2К-9, служащего для подачи воды при взрыхлении фильтров из бака подсоленнойводы.
1.2.7Водоподготовка и водохимический режим
Для нужд ХВО используется питьеваявода из городского водопровода. Производительность ХВО – 25 м3/час.Сырая вода поступает от магистрального водопровода Ø 133 мм черезввод на теплообменник холодной (сырой) воды, где нагревается до температуры 40оСи далее поступает на №а – катионовые фильтры.
Давление газа на котел ОБМ-1 кгс/см2 6
Давление газа на горелку ОБМ-1 кгс/см2 23
В п установлен регулятор давленияРДУК – 200, предназначенный для понижения давления газа до 0,38 кГц/см2и поддержания этого давления независимо от количества работающих котлов инагрузки. Нормы качества воды для котельных города Запорожья приведены в табл. 1.1
Таблица 1.1 – Нормы качества воды№ п.п. Наименование объекта контроля Показатели качества воды
Температура (оС) Содержание растворенного кислорода, мкг/л Значение рН
Свободная СО2, мг/л Жесткость общая мкг/л Содержание соединений железа, мг/л Взвешенные вещества, мг/л Содержание хлоридов, мг/л 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 Сетевая вода 20 8,3–9,5 Не допуск 350 0,5 5 не более Не более, чем на 30 исх. воды 2 Подпиточная вода 50 8,3–9,5 Не допуск 200 5 не более Не более, чем на 30 исх. воды 3 Умягч. вода Не допуск 200 5 не более Не более, чем на 30 исх. воды 4 Вода для ГВС
50
Т75 100 Не допуск
2. Специальнаячасть
2.1 Расчеттоплива и продуктов сгорания за котлом ТВГ-8М
Элементарныйсостав рабочей массы топлива, %
Метан СН4=92,8
Двуокисьуглерода СО2=0,1
Этан С2Н6=3,9
Сероводород Н2S=0
Пропан С3Н8=1,0
Кислород О2=0
Бутан С4Н10=0,4
Окисьуглерода СО=0
Пентан С5Н12=0,3
Водород Н2=0
Азот N2=1,5
Теплотасгорания нижняя сухого газа, МДж/м3
Qcн=37300
Объемвоздуха, теоретически необходимого для полного сгорания топли – ва, м3/м3
Voв=0,0476 [0,5CO+0,5 Н2+1,5 Н2S+Σ (m+n/4)* Cmn – О2] = 0,0476[0,5*0+0,5*0+1,5*0+(1+4/4)*92,8+(2+6/4)*3,9+(3+8/4)*1+(4+10/4)*0,4+(5+12/4)*0,3) –0]=9,5724
Объемпродуктов сгорания, которые образовались вовремя сгорания топлива стеоретическим объемом воздуха, м3/ м3
– теоретическийобъем азота
VoN2=0,79 Voв+0,01N2=0,79*9,5724+0,01*1,5=7,5772
– теоретическийобъем трехатомных газов
VoRО2=0,01 (СО2+СО+Н2S+Σm CmHn) = 0,01 (0,1+0+0+92,8+2*3,9+3*1+4*0,4+5*0,3)=1,068
– теоретическийобъем водяных паров
VoН2О=0,01 (Н2+ Н2S+Σn/2 CmHn+0,124dг*0,124dв Voв) = 0,01 (0+0+2*92,8+3*3,9+4*1+5*0,4+6*0,3+0,124*10+0,124*13*9,5724)=2,2177
Избытоквоздуха в конце топки ά m=1,10.
Для принятойконструкции и компоновки поверхностей нагрева используется присосы воздуха вгазоходах:
– котельныйпучок Δ ά к.п.=0,1
– водянойэкономайзер Δ ά в.э.=0,08
Избыткивоздуха в газоходах:
В конце топкиαт=1,1
Полный объемпродуктов сгорания при горении топлива с избытком воздуха, с учетом присосов, м3/м3
Voг= VoRО2+ VoN2+ VoН2О+(ά ср-1) Voв
Объем водяныхпаров при горении топлива с избытком воздуха, с учетом присосов, м3/м3
VН2О= VoН2О+0,0161 (ά ср-1) Voв
Объемная доляводяных паров
rH2O = VН2О/ Voг
Объемная долятрехатомных газов
rRO2 = VoRО2/ Voг
Численныезначения величин, подсчитанных по приведенным выше формулам, указаны в таблице2.1
Таблица 2.1 –Объемные характеристики продуктов сгоранияНаименование величина и ее обозначение Газоходы котла /> топка котельный пучок водяной экономайзер /> Коэффициент избытка воздуха, ά» 1,1 1,2 1,28 /> />
Средний коэф-нт избытка воздуха в газоходе, άср 1,1 1,15 1,24 /> />
Объем водяных паров в продуктах сгорания, VH2O, м3/м3 2,2331 2,2408 2,7547 /> />
Полный объем продуктов сгорания, Vг, м3/м3 11,8355 12,321 13,1973 /> />
Объемная доля водяных паров, rH2O 0,1887 0,1818 0,1708 /> />
Объемная доля трехатомных газов, rRO2 0,0902 0,0866 0,0809 /> />
Энтальпиявоздуха (МДж/м3) теоретически необходимого для горения топлива, вприделах возможных температур продуктов сгорания, МДж/м3
Ioв=Voв(cν)в*10-3
где (cν)в-удельная энтальпия воздуха при соответствующей температуре, кДж/ м3
Энтальпиягазообразных продуктов сгорания при горении с теоретическим объемом воздуха винтервале тех же температур, МДж/м3
Ioг= [(cν)RO2*VRО2+(cν)N2* VoN2+(cν)H2O*VoН2О]* 10-3
Численные значенияэнтальпий, подсчитанных по приведенным выше формулам, указаны в таблице 2.2
Таблица 2.2 –Энтальпии воздуха и продуктов сгорания в газоходах котлаν,°C
Iво, кДж/кг
Iго, кДж/кг
α «т=1,1
α «к.п.=1,2
α «эк=1,28 топка котельный пучок водяной экономайзер 100 1267,424 966,5408 200 2550,1891 1958,54 300 3858,424 2978,809 3904,831 400 5190,021 4031,752 5277,357 500 6553,705 5114,213 6687,103 600 7949,476 6214,105 7406,527 8121,979 700 9385,355 7346,704 8754,507 800 10829,26 8510,854 10135,24 900 12273,16 9701,861 10929,18 11542,83 1000 13757,17 10905,06 12280,78 1100 15281,28 1213,42 13641,54 1200 16805,4 13329,27 15009,81 1300 18329,52 15840,63 17673,58 1400 19893,74 16468,8 18458,17 1500 21457,97 19379,5 21525,3 1600 23022,2 20836,03 23138,25 1700 24586,42 22314,26 24772,91 1800 26150,65 23792,5 26407,56 1900 27754,98 25273,07 28048,57 2000 29359,32 26773,01 29708,96 2100 30963,65 28275,29 31371,66 2200 32567,99 29777,58 33034,37
2.2Тепловой баланс котла
Изложенныениже расчеты, выполнены с целью определения коэффициента полезного действия(КПД) котла и расхода топлива.
Теплотасгорания единицы объема сухого газа, МДж/м3
Qcн=37,300
Подогревтоплива и воздуха вне котельного агрегата не предусмотрен. Отсутствует такжефорсуночное дутье. Поэтому Qтл=0 Qв.вн.=0 Qф=0.
Тогдарасполагаемая теплота, МДж/м3
Qрр= Qcн+Qтл+ Qв.вн.+ Qф=37,300
Потеритеплоты и коэффициент полезного действия (КПД) котла.
Температурахолодного воздуха, °C
tх.в.=30
Энтальпиятеоретически необходимого воздуха, кДж/м3
Ioх.в.= 382,896
Температурауходящих газов, °C
νух=152
Коэффициентизбытка воздуха в уходящих газах
α ух=1,28
Энтальпияпродуктов сгорания при этой температуре (таблица 1.2), МДж/м3
Iух=1,24499
Потеритеплоты с уходящими газами, %
q2=[(Iух-α ух* Ioх.в.)/ Qрр]*102=[(1,95854–1,28*0,289)/37,3]* 102=4,55
Потерятеплоты от химической неполноты сгорания, %
q3=0,5
Потерятеплоты от механического недожога, %
q4=0
Потерятеплоты поверхностями котла и экономайзера, %
q5=2,8
Суммарнаяпотеря теплоты котельным агрегатом, %
Σ= q2+q3+ q4+ q5=4,25+0,5+0+2,8=7,85
Коэффициентполезного действия котельного агрегата, %
ηк.у.=100-Σ qпот=100–7,55=92,15
Расходтоплива при номинальной тепловой нагрузке.
Тепловая нагрузкапри работе котла в водогрейном режиме, МВт
Qк=8
Расчеттоплива котла при расчетной нагрузке, м3/с
В=Qк*100/Qрр* ηк.у.=8*100/37,3*92,15=0,1725
Расчетныйрасход топлива, м3/с
Вр=В=0,287.
2.3 Расчет теплообмена в поверхностях нагрева
2.3.1 Предварительные замечания к расчетам
Расчет теплообмена выполнен целью получения результатовнеобходимых для последующего аэродинамического расчета. В основу положена схемадвижения нагреваемой воды.
Теплообмен в топке и следующей за ней камере догорания идентичен иосуществляется передачей теплоты излучением газов. На этом основании расчеттеплообмена в этих поверхностях выполнен совместно, по суммарным ихгеометрическим характеристикам с определением температуры продуктов сгорания навходе в котельный пучок.
Расчет теплообмена в топке и камере догорания изложен в табл. 4.1. из него следует, чтопринятая как возможная тепловая мощность Q = 8,3 (8 Гкал/ч) может быть реализована, поскольку теплопередачейобеспечивается температура продуктов сгорания в конце топки, не превосходящая допустимой при сжигании топлива.
В табл. 4.2. приведен расчет теплообмена в котельном пучке. Из негоследует, что количество теплоты, необходимое для нагрева воды от t’к= 70оС до t»к = 150оСусловиями теплообмена обеспечивается. Расхождение Qб и Qт составляет0,56%, что значительно меньше допустимого нормами.
В табл. 4.3. приведен расчет теплообмена в экономайзере. Расчеттеплообмена в экономайзере выполнен применительно к условию, что массоваяскорость воды в нем будет 730 кг/см2 и соответствующий ей расход Gэк= 6,667 кг/с. При этом температура воды из экономайзера не будетпревосходить 80оС. Температура уходящих газов установленная расчетом(tух = 152оС) неотличается от принятой при составлении теплового баланса. Поскольку разница невелика.
2.3.2 Расчет теплообмена в топке
Избыток воздуха в конце топки />
Температура воздуха подаваемого в топку, оС
/>
Энтальпия воздуха при этой температуре, МДж/м3
/>
Присос воздуха в топку />
Тепло, вносимое в топку воздухом, МДж/ м3
/>
Потери теплоты от химической неполноты сгорания, %
/>
Полезное тепловыделение в топке, МДж/м3
/>
Теоретическая температура, отвечающая полезному тепловыделению, оС
/>
Температура продуктов сгорания на выходе из топки принимается, оС
/>
Энтальпия продуктов сгорания при этой температуре, МДж/м3
/>
Средняя объемная теплоемкость продуктов сгорания, МДж/м3К
/>
Толщина излучающего газового слоя в топке и в камере сгорания, м
/>
Давление газов в топке, МПа
/>
Объемная для водяных паров в продуктах сгорания
/>
Объемная доля трехатомных газов
/>
Суммарная объемная доля
/>
Суммарное парциальное давление трехатомных газов и водяных паров втопке, МПа
/>
Коэффициент ослабления лучей газами, 1/(м·МПа)
/>
Степень черноты газового потока
/>
Соотношение углерода и водорода в составе рабочего топлива
/>
Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, 1/(м·МПа)
/>
Степень светящейся части пламени
/>
Коэффициент усреднения степени черноты факела
/>
Эффектная степень черноты факела
/>
Среднее значение коэффициента тепловой эффективности
/>
Относительное местоположение максимума температур в топке
/>
Степень черноты топки
/>
Параметр температурного поля
/>
Коэффициент сохранения теплоты
/>
Эффективная лучевоспринимающая поверхность, м2
/>
Температура продуктов сгорания на выходе из топки, 0С
/>
Энтальпия продуктов сгорания при этой температуре, МДж/м3
/>
Теплота, переданная поверхностям нагрева в топке и в камередогорания, МДж/м3
/>
Температура воды на входе в радиационные поверхности топки, 0С
/>
Энтальпия воды при этой температуре, кДж/кг
/>
Энтальпия воды на выходе из радиационных поверхностей нагрева,кДж/кг
/>
Температура воды на выходе из радиационных поверхностей нагрева, 0С
/>
2.3.3 Расчет теплообмена в котельном пучке
Температура воды на входе в котельный пучок, 0С
/>
Энтальпия воды при этой температуре, кДж/кг
/>
Температура воды на выходе из котельного пучка, 0С
/>
Энтальпия воды при этой температуре, кДж/кг
/>
Средняя температура воды в котельном пучке, 0С
/>
Количество теплоты в котельном пучке, МДж/м3
/>
Температура газов на входе в котельный пучок, 0С
/>
Энтальпия газов при этой температуре, МДж/ м3
/>
Присос воздуха в газоходе котельного пучка
/>
Энтальпия газов на выходе из котельного пучка, МДж/ м3
/>
Температура продуктов сгорания соответствующая этой энтальпии, 0С
/>
Температурный напор на входе газов, 0С
/>
Температурный напор на выходе газов, 0С
/>
Температурный напор в котельном пучке при противотоке, 0С
/>
Средняя температура потоков газов, 0С
/>
Средняя скорость газов в пучке, м/с
/>
Коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/(м2/К)
/>
Давление продуктов сгорания, МПа
/>
Объемная для водяных паров в продуктах сгорания
/>
Объемная доля трехатомных газов
/>
Суммарное парциальное давление трехатомных газов и водяных паров втопке, МПа
/>
Оптическая толщина излучающего газового объема в межтрубномпространстве пучка, м
/>
Коэффициент ослабления лучей газами, 1/(м·МПа)
/>
Степень черноты газового потока
/>
Температура загрязнений на стенках труб котельного пучка, 0С
/>
Коэффициент теплоотдачи излучением монограммный, Вт/(м2К)
/>
Коэффициент теплоотдачи излучением в котельном пучке, Вт/(м2К)
/>
Коэффициент тепловой эффективности
/>
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2К)
/>
Количество теплоты, передаваемое в пучке теплопередачей, МДж\м3
/>
Нетождественность с теплотой баланса, %
/>
2.3.4 Расчет теплообмена в экономайзере
Количество теплоты передаваемое в экономайзере, МДж/м3
/>
Расход воды через экономайзер, кг/с
/>
Температура воды на входе в экономайзер, 0С
/>
Энтальпия воды при этой температуре, кДж/кг
/>
Энтальпия воды на выходе из экономайзера, кДж/кг
/>
Температура воды при этой энтальпии, 0С
/>
Температура газов на входе в экономайзер, 0С
/>
Энтальпия газов при этой температуре, МДж/м3
/>
Присос воздуха в газоход экономайзера
/>
Энтальпия газов на выходе из экономайзера, МДж/м3
/>
Температура газов на выходе из экономайзера, 0С
/>
Средняя температура газов,0С
/>
Температурный напор при входе газов при противотоке, 0С
/>
Температурный напор на выходе газов при противотоке, 0С
/>
Температурный напор при противотоке, 0С
/>
Температурный напор при входе газов при прямотоке, 0С
/>
Температурный напор на выходе газов при прямотоке, 0С
/>
Температурный напор при прямотоке
/>
Скорость газов в экономайзере, м/с
/>
Коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/(м2·К)
/>
Коэффициент тепловой эффективности
/>
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2·К)
/>
Количество теплоты, которое может быть передано в экономайзер поусловиям теплопередачи, МДж/кг
/>
Энтальпия воды после смешения потоков воды, кДж/кг
/>
Температура воды после смешения, 0С
/>.
2.4 Аэродинамический расчет тракта продуктов сгорания
2.4.1 Предварительныезамечаниякрасчетам
Аэродинамический расчет газового тракта выполнен с целью проверкивозможности использования тягодутьевых установок меньшей мощности, относительноустановок, работающих в настоящее время.
Подача воздуха для горения газа в котле обеспечивается дутьевымвентилятором типа Ц‑13–50 №5 производительностью 13000 м3/чи регулируется осевым направляющим аппаратом, установленным перед всасывающимдиффузором вентилятора. Направляющий аппарат соединен рычагом с осевымисполнительным механизмом типа М30 регулятора соотношений «газ-воздух» типа Р‑25.3.Продукты горения поступают из топки в конвективную часть и далее по боровуудаляются дымососом типа Д‑18 в дымовую трубу.
Расчет выполнен по нормативному методу «Аэродинамический расчеткотельных установок». В нем использованы динамические напоры, подсчитанные длявоздуха, а в конце суммарный результат пересчитан на газ. В основу положеныданные теплового расчета, изложенные в разделе 4 настоящей пояснительнойзаписки.
Расход топлива при расчетной нагрузке котла, кг/с
/>
Объем продуктов сгорания на выходе из экономайзера при избыткевоздуха в уходящих газах, нм3/кг
/>
Средняя температура газов в экономайзере, 0С
/>
Температура продуктов сгорания на выходе из экономайзера, 0С
/>
Средняя скорость газов в экономайзере, м/с
/>
Температура газов на выходе из котельного пучка, 0С
/>
Средняя температура газов в котельном пучке, 0С
/>
Средняя скорость газов в котельном пучке, м/с
/>
Разряжение в топке принимается, Па
/>
Барометрическое давление для данной местности, Па
/>
Разряжение перед котельным пучком, Па
/>
Среднее живое сечение котельного пучка, м2
/>
2.4.2 Расчет сопротивления котельного пучка
Число рядов по ходу газа в двух ходах котельного пучка
/>
Относительный поперечный шаг
/>
Относительный продольный шаг
/>
Отношение
/>
Коэффициент сопротивления одного ряда труб коридорного пучка
/>
Динамическое давление в котельном пучке, Па
/>
Сопротивление котельного пучка, Па
/>
Поправочный коэффициент на сопротивление в камере догорания
/>
Сопротивление котельного пучка с учетом поправочного коэффициента,Па
/>
2.4.3 Расчет сопротивления участка от котельного пучка доэкономайзера
Входное сечение диффузора, м2
/>
Выходное сечение диффузора, м2
/>
Среднее сечение, м2
/>
Отношение сечений
/>
Угол раскрытия диффузора
/>, />
Коэффициент полноты удара
/>
Коэффициент сопротивления выхода
/>
Коэффициент сопротивления диффузора
/>
Средняя скорость газов на участке, м/с
/>
Динамическое давление на рассчитываемом участке, Па
/>
Сопротивление участка, Па
/>
2.4.4 Расчет поворотов от входа до выхода газов из экономайзера
Схема участка приведена на рис. 111. Подсчитываютсясопротивления на входе в первую колонку экономайзера, при повороте на 900из первой во вторую колонку внизу и на выходе из второй колонки.
Площадь выходного и входного сечения, м2
/>
Отношение сечений
/>
Произведение коэффициента, учитывающего влияние стенок, наисходный коэффициент сопротивления поворота
/>
Поправочный коэффициент к сопротивлению поворотов, зависящий отугла поворота />. Поправочныйкоэффициент к сопротивлению поворотов, зависящий от формы сечения />.
Коэффициент сопротивления поворотов
/>
Динамическое давление газов на участке, Па
/>
Сопротивление поворотов, кПа
/>
2.4.5 Сопротивление в экономайзере
Диаметр трубы наружный, м
/>
Шаг ребра, м
/>
Высота ребра, м
/>
Средняя толщина ребра, м
/>
Сторона ребра, м
/>
Поверхность одного ребра, м2
/>
Число рядов труб, омываемых трубами
/>
Длина неоребренной части трубы, м
/>
Шаг между трубами поперечный, м
/>
Шаг между трубами продольный, м
/>
Эквивалентный диаметр сжатого поперечного пучка, м
/>
Отношение
/>
Динамическое давление в экономайзере, Па
/>
Поправка на эквивалентный диаметр
/>
Поправка на длину неоребренной части
/>
Поправка на форму коридорного пучка
/>
Поправка на число рядов
/>
Сопротивление экономайзера, Па
/>
2.4.6 Сопротивление участка от экономайзера до колена входногокармана дымососа
Этот участок имеет ту же конфигурацию и размеры, что и диффузор навыходе их котельного пучка. Поэтому их сопротивления принимаются равными.
/>
2.4.7 Сопротивление поворота перед входом в дымосос
Ширина участка, м
/>
Радиус поворота участка, м
/>
Отношение
/>
Произведение коэффициента, учитывающего влияние шороховатостистенок, на исходный коэффициент сопротивления поворота
/>
Поправочный коэффициент к сопротивлению поворотов, зависящий отугла поворота />. Поправочныйкоэффициент к сопротивлению поворотов, зависящий от формы поворота />.
Коэффициент сопротивления поворота
/>
Динамическое давление газов на участке, Па
/>
Сопротивление участка, Па
/>
2.4.8 Расчет самотяги трубы
Расстояние от оси горелок до потолка, м
/>
Участок трубы, на которой развивается самотяга, м
/>
Самотяга трубы, Па
/>
Самотяга газового тракта, Па
/>
Перепад полных давлений в газовом тракте, Па
/>
2.4.9 Выбор типа дымососа и электродвигателя, обеспечивающегозаданный напор и производительность
Полное сопротивление газового тракта, Па
/>
Присос воздуха на участке тракта от экономайзера до дымососапринимается />.
Расход газов у дымососов, м3/ч
/>
Коэффициент запаса дымососа по производительности />.
Коэффициент запаса дымососа по давлению />.
Количество одинаковых параллельно работающих дымососов у одногокотла />.
Необходимая расчетная производительность дымососа, м3/ч
/>
Коэффициент пересчета давления к заводской характеристике
/>
Необходимое полное расчетное давление, Па
/>
Каталожное давление
/>
Потребляемая мощность дымососа, кВт
/>
Расчетная мощность двигателя, кВт
/>
Работа котла обеспечивается дымососом типа ДН‑10. Приводдымососа осуществляется электрическим двигателем переменного типа А 101–8М,номинальное напряжение его составляет 220/380 В, мощность – 75 кВт, скоростьвращения – 750 об/мин.
3. Тепловаяавтоматика и измерение
Автоматиказащиты котлов предназначена для мгновенного прекращения подачи газа на горелкикотла при нарушении одного из параметров и его световой и звуковойсигнализации. Перечень необходимых приборов и средств автоматизации приведен в табл.3.1
Таблица 3.1 –Таблица средств автоматизации№ пп Наименование и техническая характеристика оборудования и материалов Тип Кол 1 2 3 4 1.
Температура Т=70оС, обратная сетевая вода перед котлом. Термометр технический ртутный прямой, ГОСТ 2823–73. Длина верхней части 160 мм, нижней – 235 мм. Шкала (0–100) оС
П‑4–1оС‑160–253 1 2.
Температура Т=150 оС, прямая сетевая вода после котла. Термометр технический ртутный прямой, ГОСТ 2823–73. Длина верхней части 160 мм, нижней – 235 мм. Шкала (0–200) оС
П‑6–1оС‑160–253 2 3.
Температура Т=70 оС подшипников дымососов. Температура Т=70 оС подшипников вентилятора. Термометр технический ртутный прямой, ГОСТ 2823–73. Длина верхней части 160 мм, нижней – 103 мм. Шкала (0–100) оС
П‑4–1оС‑160–103 2 4.
Температура Т=150 оС. Мазутопровод к котлу. Термометр технический ртутный прямой, ГОСТ 2823–73. Длина верхней части 160 мм, нижней – 66 мм. Шкала (0–160) оС
П‑5–1оС‑160–66 1 5.
Температура Т=70оС, трубопроводов обратной сетевой воды перед котлом. Термопреобразователь сопротивления платиновый с защитной гильзой. Длина защитной части 200 мм. Предел измерения (-50 ÷ +600) оС ТСП‑0879 1 6.
Температура Т=70оС, трубопроводов прямой сетевой воды после котла. Предел измерения (-50 ÷ +600) оС ТСП‑0879 1 7.
Температура мазута Т=120 оС. Мазутопровод к котлу. Термопреобразователь сопротивления платиновый. Номинальная статическая характеристика 100П. Длина монтажной части 120 мм. Предел измерения (-50 ÷ +600)оС ТСП‑0879 1 8.
Температура дымовых газов Т=160оС. Газоход после котла. Термопреобразователь сопротивления платиновый. Номинальная статическая характеристика 100П. Длина монтажной части 320 мм. Предел измерения (-50 ÷ +600)оС ТСП‑0879 1 9.
Мост автоматический следящего уравновешивания для измерений и записи температуры на шести точках измерения. Номинальная статическая характеристика 100П. Скорость продвижения диаграммной ленты 60 мм/ч ТУ 25–1610.001–82. Предел измерения (0–200) оС КСМ2–019 1 10.
Температура мазута Т=120 оС. Мазутопровод на котел. Термометр показывающий сигнализирующий газовый. Длина соединительного капилляра – 6 мм. Длина погружения баллона – 200 мм. Предел измерения (0–150) оС ТГП‑100 ЭК 1 11.
Температура в топке Т= 400 оС. Топочные газы. Термометр показывающий сигнализирующий газовый. Длина соединительного капилляра – 6 мм. Длина погружения баллона – 250 мм. Предел измерения (0–400) оС ТГП‑100 ЭК 1 12.
Температура Т=70оС подшипников дымососов. Температура Т=70оС подшипников вентилятора. Аппаратура температурной встроенной защиты. В комплект входят:
1. Температурное реле РТ‑230У‑1 шт.
2. Термодатчик ТДП‑231У‑1 шт.
Область контролируемых температур (+24÷131)оС. Напряжение питания 220 В. Контролируемая температура срабатывания 60оС АТВ‑229 2 13.
Температура воды Т=150 оС. Трубопровод после котла. Термометр показывающий сигнализирующий газовый. Длина соединительного капилляра – 6 мм. Длина погружения баллона – 200 мм. Предел измерения (0–200) оС ТГП‑100 ЭК 1 14.
Температура дымовых газов Т=160 оС. Газоход после котла. Термометр показывающий сигнализирующий газовый. Длина соединительного капилляра – 6 мм. Длина погружения баллона – 200 мм. Предел измерения (0–200) оС ТГП‑100 ЭК 1 15.
Давление Р=4820 кгс/см2 на растопку. Манометр показывающий общего назначения. Верхний предел измерения 1 кгс/см2 ТУ 25.02.181071–78 МТП‑160–1 1 16.
Давление Р=4820 кгс/см2 газопровод на горелку. Манометр показывающий общепромышленного исполнения. Верхний предел измерения 1 кгс/см2 ТУ 25.02.181071–78 МТП‑160–1 2 17.
Давление воды Р=11,5 кгс/см2, трубопроводов сетевой воды после котла. Манометр показывающий общепромышленного исполнения. Верхний предел измерения 16 кгс/см2 ТУ 25.02.181071–78 МТП‑160–15 1 18.
Давление воды Р=12,8 кгс/см2, трубопроводов сетевой воды к котлу. Манометр показывающий общепромышленного исполнения. Верхний предел измерения 16 кгс/см2 ТУ 25.02.181071–78 МТП‑160–15 1 19.
Давление мазута Р=2 кгс/см2 мазутопровод к горелке. Манометр показывающий электроконтактный. Верхний предел измерения 4 кгс/см2 ТУ 25.02.181031–75 ЭКМ‑1У‑4 2 20.
Давление Р=323 кгс/см2. Воздушный короб. Датчик реле напора. Предел настройки (60…600) кгс/см2 ДН‑600–12 2 21.
Давление Р=323 кгс/см2. Воздушный короб. Манометр дифференциальный мембранный взаимозаменяемый. Предел измерения (0–630) кгс/см2 ТУ 25.02.1489–73 КПД1–501 1 22.
Давление Р=323 кгс/см2. Миниатюрный автоматический взаимозаменяемый прибор, показывающий с дифтрансформаторной измерительной схемой. Кулачек линейный. Предел измерения (0–530) кгс/см2
ДМ
мод. 235 73 1 23.
Разряжение Р= 2 кгс/см2 топки котла. Датчик-реле тяги. Предел настройки (4–40) кгс/см2 ДН‑40–12 1 24.
Давление воздуха Р=950 кгс/м2. Воздушный короб к горелке. Напоромер мембранный показывающий. Предел измерения (0–1000) кгс/м2 НМП‑100 2 25.
Давление газа Р=4820 кгс/см2. Газопровод к горелке. Датчик-реле. Предел измерения (0,06–0,6) кгс/м2 ДД‑1000–12 2 26.
Давление воздуха Р=950 кгс/м2. Воздушный короб к горелке. Датчик-реле напора. Предел измерения (100–1000) кгс/м2 ДН‑1000–12 1 27.
Давление пара Р=7 кгс/м2. Паропровод на продувку. Манометр показывающий общепромышленного исполнения. Верхний предел измерения 10 кгс/см2 ТУ 25.02.181071–78 МТП‑160–10 1 28.
Давление мазута Р=2 кгс/см2 мазутопровод к котлу. Манометр показывающий общепромышленного исполнения. Верхний предел измерения 4 кгс/см2 ТУ 25.02.181031–78 МТП‑160–4 1 29.
Давление мазута Р=2 кгс/см2 мазутопровод к котлу. Преобразователь давления взаимозаменяемый. Верхний предел измерения 4 кгс/см2 ТУ 25.02.181031–74
МЭД
модель 22364 1 30. Сосуд разделительный средний ГОСТ 14320–73 СРС‑63–1‑а 4 31.
Прибор с дифференциально-трансформаторной измерительной схемой, показывающей и сигнализирующей. Верхний предел измерения 2,5 кгс/см2. Кулачек линейный КПД1–503 1 32.
Давление газа Р=0,482 кгс/см2 газопровод к котлу. Преобразователь давления взаимозаменяемы. Верхний предел измерения 1 кгс/см2 ТУ 25.02.051617–74
МЭД
модель 22364 1 33.
Прибор с дифференциально-трансформаторной измерительной схемой, показывающей и сигнализирующей. Верхний предел измерения 1 кгс/см2. Кулачек линейный КПД1–503 1 34.
Давление газа Р=0,5 кгс/см2 газопровод к котлу. Манометр показывающий общепромышленного исполнения. Верхний предел измерения 1 кгс/см2. Кулачек линейный МТП‑160–1 1 35.
Давление воздуха Р=60323 кгс/м2. Воздушный короб. Датчик-реле напора. Предел измерения (60–600) оС ДН‑600–12 1 36.
Давление воды Р=11,5 кгс/см2, трубопроводов воды после котла. Преобразователь давления взаимозаменяемы. Верхний предел измерения (0–16) кгс/см2 ТУ 25.05.1617–74
МЭД
модель 22364 1 37.
Прибор с дифференциально-трансформаторной измерительной схемой, показывающей и сигнализирующей. Скорость продвижения диаграммной ленты 60 мм/ч. Шкала (0–16) кгс/см2
КДЕ
КСД‑017 1 38.
Разряжение Р= -2 кгс/см2 топки котла. Манометр дифференциальный колокольный взаимозаменяемый, Номинальный перепад Р=10 кгс/см2 ТУ‑25–0250–74
ДКО
модель 3702 1 39.
Прибор с дифтрансформаторной схемой. Скорость продвижения диаграммной ленты 60 мм/ч. Шкала (-5 ÷ +5) кгс/см2 КПД1–503 1 40.
Разряжение Р= -2 кгс/м2. Топка котла. Тягомер мембранный показывающий. Шкала (-12,5 ÷ 12,5) ТУ‑25–02–11–1116–77 Класс точности 1,5 ТН МП‑52 1 41.
Разряжение Р= -147 кгс/см2. Газоход котла. Тягонапормер дифференциальный жидкостный. Верхний предел измерения 160 кгс/м2. ТДЖ‑1–160 1 42.
Давление Р=323 кгс/см2. Напорный патрубок вентилятора. Тягомер жидкостный. Верхний предел измерения 400 кгс/м2 ТДЖ‑1–400 1 43.
Разряжение Р= -2 кгс/см2. Топка котла. Тягомер дифференциальный. Предел измерения (0 – 50) кгс/м2 ДТ‑2–50 1 44. Прибор регулирующий ТУ 25.02.1948–76 Р 25.1.1 1 45. У дымососа механизм электрический одндооборотный МЭО‑630/63–05 1 46. Пускатель бесконтактный реверсивный ПБР‑2М 1 47. Дистанционный показатель положения ДУП-М 1 48.
Расход мазута 5985 кг/ч. Мазутопровод к котлу. Манометр дифференциальный мембранный взаимозаменяемый. Преобразователь давления взаимозаменяемыйТУ 25–02–1489–73
ДМ
мод. 235 73 1 49. Малогабаритный автоматический показывающий самопишущий прибор с дифтрансфарматорной измерительной схемой. Предел измерения (0 – 6300) кг/ч. Скорость продвижения диаграммной ленты 60 мм/ч КСД1–004 1 50.
Диафрагма камерная на Ду= 50 мм и Р= 10 кгс/см2 с тремя парами отборов ГОСТ 14321–73 Р = 0,4 кгс/см2 ДК‑10–50–11‑а/б‑2 1 51. Сосуд разделительный средний ГОСТ 14320–73 СРС‑63–1‑а 2 52.
Расход G = 6350 мм3/ч, газопровод к котлу. Манометр дифференциальный мембранный взаимозаменяемый. Р=630 кгс/м2 ДМ модель 23573 1 53.
Диафрагма камерная на Ду= 300 мм и Р= 10 кгс/см2 с четырмя парами отборов ГОСТ 14321–73 ДК‑10–300–11‑а/б‑1 1 54.
Малогабаритный автоматический показывающий самопишущий прибор с дифтрансфарматорной измерительной схемой. Предел измерения (0 – 8000) нм3/ч. Скорость продвижения диаграммной ленты 60 мм/ч КСД‑1–0,04 1 55.
Расход G = 618 мм3/ч, трубопровод сетевой воды. Манометр дифференциальный мембранный взаимозаменяемый ДМ модель 23573 1 56.
Диафрагма камерная на Ду= 300 мм и Р= 25 кгс/см2 с двумя парами отборов ГОСТ 14321–73 ДК‑2–300–11‑а/б‑1 1 57. Сосуд конденсационный малый ГОСТ 14318–73 СКМ‑40–1‑а 1 58.
Малогабаритный автоматический показывающий самопишущий прибор с дифтрансфарматорной измерительной схемой. Предел измерения (0 – 800) нм3/ч. Скорость продвижения диаграммной ленты 60 мм/ч КСД‑018 1 59.
Расход мазута 5985 кг/ч. Мазутопровод к котлу. Счетчик жидкости с овальными шестернями, унифицированный. Номинальный расход жидкости при вязкости 24·10-6. ТУ 25–02.071625–82 ШЖУ‑40С‑6 1 60.
Расход G = 6350 мм3/ч, газопровод к котлу. Дифманометр показывающий с интегратором. Верхний предел измерения 8000 нм3/ч. ТУ 25–02.100259–83. Номинальный перепад 630 кгс/см2 ДСП‑71И 1 61.
Расход G = 6350 мм3/ч, газопровод к котлу. Манометр дифференциальный мембранный взаимозаменяемый. Р=630 кгс/м3 ДМ модель 23573 1 62. Расход мазута 5985 кг/ч. Мазутопровод к котлу. Манометр дифференциальный мембранный взаимозаменяемый. ДМ модель 23573 1 63.
Температура Т=110оС, трубопроводов обратной сетевой воды перед котлом. Термопреобразователь сопротивления медный. Номинальная статическая характеристика 150М. Длина монтажной части 200 мм. Предел измерения (-50 ÷ +200) оС ТСМ‑0879 1 64.
Температура Т=110оС, трубопроводов сетевой воды после котла. Термопреобразователь сопротивления медный. Номинальная статическая характеристика 50М. Длина монтажной части 200 мм. Предел измерения (-50 ÷ +200)оС ТСМ‑0879 1 65. Прибор регулирующий ТУ 25.02.1948–76 Р 25.1.1 1 66. Прибор корректирующий К 16.1 1 67. Заслонка на газопроводе, клапан на мазутопроводе. Механизм исполнительный электрический однооборотный М30–100–86–0.25и 2 68. Пускатель бесконтактный реверсивный ПБР‑2М 69. Дистанционный указатель положения ДУП-М 2 70.
Расход G = 6350 мм3/ч, газопровод к котлу. Манометр дифференциальный мембранный взаимозаменяемый. ДМ модель 23573 1 71. Расход мазута 5985 кг/ч. Мазутопровод к котлу. Манометр дифференциальный мембранный взаимозаменяемый. ДМ модель 23573 1 72.
Расход G = 65000 м3/ч. Воздуховоды за вентилятором. Манометр дифференциальный мембранный взаимозаменяемый. ДМ модель 23573 1 73. Существующее устройство «Сопло Вентури» 1 74. Прибор регулирующий ТУ 25.02.1948–76 Р 25.1.1 1 75. Направляющий аппарат вентилятора, механизм исполнительный электрический однооборотный М30 63 А 1 76.
Запально-защитное устройство, в состав которого входят:
1. запальник ствола =700 мм‑1 шт.
2. электромагнитный вентиль СВФ‑10–1 шт.
3. трансформатор высоковольтный‑1 шт.
4. фотодатчик‑1 шт.
5. ионизационный датчик = 500 мм‑1 шт.
6. управляющий прибор‑2 щт
7. провод высокого напряжения ЗЗУ‑4 2 77.
«Факел‑2» в состав комплекта входят:
1. фотодатчик‑2 шт.
2. сигнализатор «Факел‑2»-1 шт
«Факел‑2»
компл. 1 78. Пускатель бесконтактный реверсивный ПБР‑2М 1 79. Дистанционный указатель положения ДУП-М 2 80.
Содержание кислорода в дымовых газах
Газоанализатор кислорода, в состав которого входят:
1. газоаналитический преобразователь‑1 шт.
2. блок пробоподготовки‑1 шт.
3. отчетное устройство на базе патенциометра КСП 2–005–1 шт.
4. фильтр‑1 шт МН‑5106 1 /> /> /> /> /> />
4. Охранатруда
4.1Характеристика котельной и общие вопросы техники безопасности
Основноеоборудованиеотопительной котельной Бородинского м-на – пять котлов типаТВГ-8М, пять котлов типа КВ-ГМ-50, водоподготовительная установка, устройстводля деаэрации воды, подогреватели сетевой воды, питательные и сетевые насосы,тягодутьевые устройства. Стены наружных ограждений выполнены из силикатногокирпича толщиной 385 мм. Опорные колоны сечением 400х400 мм с расстояниеммежду осями 6 м вверху связанны бетонными фермами, поверх которых уложеныбетонные плиты перекрытий.
По степенипожароопасности помещение котельной относится к категории Г [21].
Помещение впределах одной ячейки разделено перекрытием на два этажа открытых в сторонукотельной. В пределах нижнего этажа размещены бытовые и вспомогательныепомещения для обслуживающего персонала. На втором находятся кабинеты мастеракотельной, мастера КИПиА, комната с щитом управления котельной.
4.2Основные вредности иопасности в котельной и мероприятия по их устранению
Аварии инеполадки в работе котлоагрегатов представляют опасность для здоровья и жизнилюдей. В связи с этим эксплуатацию и регулирование работы ведут специальнообученные машинисты, получившие право на уход за ними.
В общихслучаях может быть разрушена целостность отдельных элементов котла, неисключена возможность ожогов при соприкосновении с нагретыми поверхностями итрубопроводами, разрушения обмуровки и ожогов горячими продуктами сгорания,пожаров, поражением электрическим током.
В свое времяпри проектировании котельной предусмотрены и реализованы технические решения,исключающие возможность перечисленных опасностей. Для предупреждения возможногоповреждения элементов парогенератора при повышении давления сверх допустимогона барабане парогенератора и на выходе воды из экономайзера установленыпредохранительные клапаны, возможные ожоги персонала паром или перегретой водойпрактически также исключены, поскольку все соединения трубопроводов выполненысваркой. Исключается, соответственно, возможность нарушения прокладки илиболтовых соединений. Исчезает возможность ожогов персонала продуктами сгорания:на газоходах парогенератора и экономайзера установлены взрывные клапаны сотводом газа в верхнюю часть помещения.
В котельнойвыполнен стенд с требованиями правил техники безопасности, которыепредупреждают возможность поражения электрическим током. Все электродвигатели идругие установки, использующие электрический ток, присоединены к общему контурузаземления. Заземлены также кнопкопускатели.
Длянастоящего дипломного проекта существенным является разработка мероприятий впериод проведения работ по демонтированию тягодутьевых устройств. Эти работыпредполагается выполнить в летний период. Однако в это время часть оборудованиябудет находиться в работе, поскольку сохраняется необходимость в горячемводоснабжении.
На рабочемместе электромонтера по ремонту и обслуживанию электрооборудованию ПДУ шумасоставляет 80,0 дБ и не превышает ПДУ согласно ДСН 3.3.6.037–99, чтосоответствует 2 классу по гигиенической классификации труда №4137–86.
На рабочемместе электромонтера по ремонту и обслуживанию электрооборудованию концентрациядиоксида азота составляет 2,0 мг/м3, оксида углерода – 20,0 мг/м3,что не превышает ПДК согласно ГОСТ 12.1.005–88. Условия труда с учетомодносторонности действия указанных веществ соответствуют 2 классу погигиенической классификации труда №4137–86.
4.3Освещение
Освещениеможет быть естественным, искусственным или смешанным, сочетающим естественное иискусственное.
Различают тривида естественного освещения: боковое (через окна в наружных стенах), верхнее(через световые фонари и проемы покрытий), и комбинированное (через окна,фонари, проемы).
Демонтированиеи установка электродвигателей будет выполнятся при комбинированном освещении.Коэффициент естественной освещенности – 0,5%. Освещение рабочего местаосуществляется с помощью переносных ламп при напряжении не более 12 В.
Освещенностьдолжна составлять не менее 300 лк при использовании любых ламп (системакомбинированного освещения).
4.4Вентиляция
Помещениекотельной оборудовано системой приточно-вытяжной механической вентиляции.Аварийная вытяжная вентиляция должна обеспечивать кратность воздухообмена неменее 8 объемов в час (без учета производительности рабочей вытяжнойвентиляции). Использование аварийной вентиляции в качестве рабочей недопустимо.Пусковые устройства аварийной вентиляции размещают внутри вентилируемыхпомещений (у выходов), так и вне их, на наружной стене здания.
Микроклимат впомещении:
а)температура воздуха – 15÷27оС;
б) скоростьдвижения воздуха – 0,2÷0,5 м/с;
в)относительная влажность воздуха – 60%.
4.5 Общиетребования пожарной безопасности к техническому оборудованию
Электроустановкидолжны соответствовать «Правилам устройства электроустановок потребителей»,«Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей», Правилампожарной безопасности в Украине».
Электрическиемашины, аппараты, оборудование, электропровода и кабели по исполнению и степенизащиты должны соответствовать классу зоны, иметь аппаратуру защиты от токовкороткого замыкания.
Плавкиевставки предохранителей должны быть калиброванные с обозначением на клейменоминального напряжения. Применение самодельных некалиброванных плавких вставокзапрещается.
Переносныесветильники должны быть защищены защитными стеклянными колпаками и сетками. Дляэтих светильников и другой переносной электроаппаратуры следует применятьгибкие кабели и провода с медными жилами.
Устройство иэксплуатация временных электропроводок не разрешается.
Расстояниемежду светильниками, лампами накаливания и предметами из горючих материаловдолжно быть не менее 0,5 м.
Запрещается:
а) применениесамодельных удлинителей, которые не соответствует правилам ПУЭ;
б) применениедля отопления помещений самодельных электронагревательных приборов или несоответствующих требованием;
в)использование поврежденных розеток, выключателей, распределительных коробок;
г)подвешивание светильников на токопроводящем проводе, эксплуатация без защитныхколпаков;
д)складирование горючих материалов на расстоянии 1 м от электрооборудованияпод электрощитами.
На каждомучастке должен быть установлен порядок отключения напряжения на случай пожара.При этом электропитание систем пожаротушения, противопожарного водоснабжения иаварийного освещения должны быть не отключенными.
Всеэлектрооборудование подлежит занулению или заземлению, на участке иметь актыиспытаний.
Провисаниеэлектропроводов, соприкосновение их между собой или элементами здания иразличными предметами должны немедленно устранятся, электророзетки, выключателидолжны устанавливаться с подкладкой под них негорючего основания.
Здания,сооружения и наружные установки должны защищаться от попадания молнии иежегодно проверятся с составлением акта.
4.6Загрязнение атмосферы
Средиразличных отраслей народного хозяйства энергетика занимает первое место взагрязнении атмосферы выбросами пыли, оксидами серы и азота. В современныхусловиях к очистке выбросов промышленности предъявляются повышенные требования,эффективность очистных установок должна быть не ниже 99%.
Под качествоматмосферы понимают совокупность ее свойств, определяющих степень воздействияфизических, химических и биологических факторов на людей, растительный иживотный мир, а также на материалы, конструкции и окружающую среду в целом.Качество атмосферы зависит от ее загрязненности, причем сами загрязнения могутпопадать в нее от природных и антропогенных источников. С развитием цивилизациив загрязнении атмосферы все больше и больше превалируют антропогенныеисточники.
В зависимостиот формы материи загрязнения подразделяют на вещественные, энергетические ивещественно-энергетические. К первым относят механические, химические ибиологические загрязнения, которые обычно объединяют общим понятием – примеси,ко вторым, – тепловые, акустические, электромагнитные и ионизирующие излучения,а также излучения оптического диапазона; к третьим – радионуклиды.
В глобальноммасштабе наибольшую опасность представляет загрязнение атмосферы примесями, таккак атмосферный воздух выступает своего рода посредником загрязнения всехдругих объектов природы, способствуя распространению больших масс загрязненияна значительные расстояния. Промышленными выбросами (примесями), переносимымипо воздуху, загрязняется Мировой океан, закисляются почва и вода, изменяетсяклимат и разрушается озоновый слой.
Подзагрязнением атмосферы понимают привнесение в нее примесей, которые несодержатся в природном воздухе или изменяют соотношение между ингредиентами природногосостава воздуха.
Численностьнаселения Земли и темпы его роста являются предопределяющими факторамиповышения интенсивности загрязнения всех геосфер Земли, в том числе иатмосферы, так как с их увеличением возрастают объемы и темпы того, что добывается,производится, потребляется и отправляется в отходы. Наибольшее загрязнениенаблюдается в городах, где обычные загрязнители – это пыль, сернистый газ,оксид углерода, диоксид азота, сероводород и др. В некоторых городах в связи сособенностями промышленного производства в воздухе содержатся специфическиевредные вещества, такие, как серная и соляная кислота, стирол, бензапирен,сажа, марганец, хром, свинец, метилметакрилат.
4.7Очистка выбросов от пыли в энергетике
Для очисткигазов от пыли в энергетике широкое распространение в нашей стране получилиразличные очистные установки: батарейные циклоны, трубы Батарейные циклоны посвоей конструкции аналогичны установкам, используемым для очистки газов вагломерационном производстве.
Скрубберы МПВТИ и ЦС ВТИ на большинстве электростанций при реконструкции заменены на трубыВентури с центробежными каплеуловителями.
Из установокмокрой очистки последние являются наиболее эффективными и надежными. Условияэксплуатации мокрых газоочистных установок в энергетике аналогичны условиям ихприменения в агломерационном производстве. Поэтому здесь остановимся болееподробно на электрической очистке газов.
Электрофильтрыс высокой эффективностью до 90% очищают газы ТЭЦ, отапливаемые сернистым углем.При малосернистом и высокозональном угле электрофильтры не обеспечиваюттребуемой степени очистки. Основная причина этого заключается в высоком УЭСслоя осажденной пыли – более 109 Ом м.
Высокоезначение УЭС пыли значительно снижает эффективность пылеулавливания в электрорфильтрев результате запирания короны, когда на поверхности осажденного слоя пылинакапливается такой заряд, при котором прекращается коронный разряд, разностьпотенциалов между коронирующим и осадительным электродами становится близкой кнулю и осаждении частиц пыли прекращается; возникновения обратной короны, когдана поверхности слоя пыли заряд достигает такой величины, что происходит разряд,в результате чего часть пыли нейтрализуется, часть – приобретает зарядпротивоположного знака, при этом частицы пыли поступают в газовый поток.
Повышениеэффективности пылеулавливания в фильтрах ТЭЦ, сжигающих малосернистое топливо,может быть достигнуто в результате снижения удельного сопротивления слоя пыли.Все мероприятия, направленные на достижение высокого значения эффективностиработы электрофильтров, можно розделить на три группы:
снижениеэлектрического сопротивления пыли повышением температуры очищаемых газов –приводит к увеличению электронной эмиссии и повышению проводимости пыли;
снижениеэлектрического сопротивления пыли путем ведения в газовый потоккондиционирующих добавок (пар, аммиак, оксиды азота и др.) или снижениемтемпературы газов до точки росы, при этом в результате капиллярной конденсацииувеличивается проводимость слоя пыли;
применениеимпульсных и знакопеременных источников высоковольтного электрического питанияэлектрофильтров.
Передэлектрофильтрами температура газов составляет обычно 140–1600С,влажность их низкая, удельное электрическое сопротивление пыли составляет более109 Ом · м. При увеличении температуры газов до 340–4300СУЭС снижается до оптимального уровня – 106-107 Ом · м.Несмотря на то, что объем газов почти удваивается, следовательно, почти в двараза увеличивается их скорость в электрофильтрах, а время пребывания в аппаратесокращается, эффективность пылеулавливания значительно возрастает и отвечаеттребованиям санитарных норм. В зарубежной практике в 70-е так называемые«горячие» электрофильтры получили широкое распространение. Длительный опытэксплуатации показал их малую перспективность, основными причинами которойоказались: необходимость применения высококачественных конструкционных сталей,что значительно удорожает стоимость оборудования электрофильтра; большие потеритепла, что приводит к удорожанию электроэнергии и повышенному расходу топлива.
Перспективнымнаправлением в кондиционировании газов является увеличение влажности газовперед электрофильтрами на 8–16 г/м3 за счет передачипароводяной смеси в газоходы или установки специального скруббера полногоиспарения, а также сухое охлаждение газов до температуры 90–1300С.На Кемеровской ГРЭС за котлом паропроизводительностью 420 т/ч установленэлектрофильтр типа ПГДС, эффективность пылеулавливания в котором безкондиционирования газов составляет 97%. При подаче пароводяной смеси передэлектрофильтром эффективность увеличивалась до 99,0–99,5% за счет снижения УЭСпыли в 6 раз и повышения пробивной прочности межэлектродного промежутка на 10%.На Березовской ГРЭС‑1 за котлом П‑67 перед четырехпольнымэлектрофильтром предусмотрено сухое охлаждение газов со 160 до 1400Спропусканием 20% их через воздухоподогреватель с последующей утилизацией теплав теплообменниках для подогрева воды. Эффективность пылеулавливания достигла 99%.Этот способ имеет преимущества, так как позволяет утилизировать тепло, хотя, сдругой стороны приводит к усложнению системы отвода и очистки, так какнеобходима установка двух дополнительных теплообменных агрегатов. НаВладивостокской ТЭЦ‑1 за котлом БКЗ-210 охлаждение газов со 158 до 1350Спри одновременном снижении их скорости с 1,4 до 1,1 м/с позволило повыситьэффективность пылеулавливания в трехпольном электрофильтре с 95,4 до 99,5%.
Их числахимических реагентов наибольшее распространение получило кондиционированиегазов газообразными оксидами серы, при подаче которых эффективностьэлектрофильтра повышается с 85 до 99%. При этом оксиды серы в результатепоследующих химических реакций полностью поглощаются щелочными составляющимипыли, не вызывая коррозии оборудования и вторичного загрязнения атмосферы. Взарубежной практике этот метод нашел широкое распространение, изучался вопроскондиционирования газов твердыми натриевыми соединениями – поваренной солью,содой, сернокислым натрием. При этом сопротивление слоя пыли снижалось на двапорядка, эффективность пылеулавливания возрастала до 99%.
Одним изперспективных, не требующих значительных затрат способов повышенияэффективности пылеулавливания в электрофильтрах является способ питанияэлектрофильтра импульсным напряжением. Сущность импульсного питания электрофильтразаключается в том, что имеется два источника питания, один из них работает напостоянном пониженном напряжении, например 20-30 кВ, а второй черезопределенные промежутки времени (3-40 мс) в течение 0,2-0,5 мс подаетнапряжение 50–60 кВ. Опыт эксплуатации показал достаточно высокую эффективностьприменения импульсного питания, к. п. д. работы электрофильтра повысился с 88,5до 94% для очистки пыли сопротивлением 109-1011 Ом · м ис 96,1 до 97,4% – 108-109 Ом · м.
В настоящеевремя для новых крупнейших электростанций ведутся разработки современныхтехнических решений по достижению при минимальных затратах требованийсанитарных норм по очистке газов от летучей золы. При этом решению подлежат двепроблемы: разработка компактной конструкции электрофильтра, которая быразместилась в блоке ТЭС; обеспечение остаточного содержания в выбрасываемыхгазах при сжигании высокозольных углей, когда начальная запыленность газовпревышает 60 г/м3, в пределах 0,1-0,2 г/м3. Поскольку приработе электрофильтров с повышенной длиной осадительных электродов (более 12 м)было отмечено снижение эффективности пылеулавливания по сравнению сэлектрофильтрами с длиной электродов 7 и 9 м, то на вновь строящихсяэлектростанциях будут установлены двухъярусные электрофильтры с обычной длинойэлектродов. Ожидаемая эффективность пылеулавливания составляет 99,5%.
4.8 Расчетваловых выбросов загрязняющих веществ
Элементарныйсостав рабочей массы топлива приведен в табл. 4.1
Таблица 4.1 –Таблица элементарного состава топлива
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
С6Н14
N2
H2S СО
СО2
О2 94,28 2,692 0,515 0,141 0,035 0,069 1,918 0,069 0,0001
Масса каждогоиндивидуального газа в сухом состоянии газообразного топлива, кг/нм3
Метан mСН4 = 0,716 × 0,01 (СН4)v= 0,716 ×0,01 × 94,28 = 0,68
Этан mС2Н6 = 1,342 × 0,01 (С2Н6)v = 1,342 × 0,01 ×2,692 = 0,03613
Пропан mС3Н8 = 1,967 × 0,01 (С3Н8)v = 1,967 × 0,01 × 0,515 = 0,01013
Бутан mС4Н10 = 2,593 × 0,01 (С4Н10)v = 2,593 × 0,01 × 0,141 = 0,00366
Пентан mС5Н12 = 3,219 × 0,01 (С5Н12)v = 3,219 × 0,01 × 0,035 = 0,00113
Гексан mС6Н14 = 3,846 × 0,01 (С6Н14)v = 3,846 × 0,01 × 0,069 = 0,00265
Азот mN2 = 1,25 × 0,01 (N2)v = 1,25 × 0,01 × 1,918 = 0,02398
Сероводород mН2S= 1,521 × 0,01 (Н2S)v= 1,512 × 0,01 × 0,000 = 0
Окисьуглерода mСО = 1,25 × 0,01 (СО)v= 1,25 × 0,01 × 0,000 = 0
Двуокисьуглерода mСО2 = 1,964 × 0,01 (СО2)v= 1,964 × 0,01 × 0,35 = 0,00683
Кислород mО2 = 1,43 × 0,01 (О2)v= 1,43 × 0,01 × 0,007 = 0,0001001
Плотностьсухого газообразного топлива ρн при нормальных условиях, кг/нм 3
/>
Массовоесодержание углерода в топливе на горючую массу, %
/>
Массовоесодержание водорода в топливе на горючую массу, %
/>
Массовоесодержание азота в топливе на горючую массу, %
/>
Массовоесодержание серы в топливе на горючую массу, %
/>
Массовоесодержание кислорода в топливе на горючую массу, %
/>
Массоваянизшая теплота сгорания, МДж/кг
/>
Qpн – низшая теплотасгорания, ккал/м3
Массовоегодовое потребление газа, т/год
/>
Массовоесодержание углерода сгоревшего топлива на рабочую массу, %
/>
ε –степень окисления углерода в топливе
Объем сухихдымовых газов Vодг, нм 3/кг
/>
Объемкислорода, необходимого для горения VO2, нм 3/кг
/>
Объем сухихдымовых газов Vдг, приведенный к стандартному содержанию кислорода, нм 3/кг
/>
О2ст– стандартный объем содержания кислорода в топливе в сухих дымовых газах, %
Пересчетзначения измеренной концентрации в показатель эмиссии, г/ГДж
/>
Сj – измеренная массоваяконцентрация СО, NОх в сухих дымовых газах, приведенная к нормальнымусловиям и стандартному содержанию кислорода, мг/нм3
/>
/>
/>
/>
/>
/>
15. Расчетваловых выбросов вредных веществ, т/год
/>
/>
/>
/>
/>
/>.
Производствотеплоты из химического топлива наносит вред окружающей среде. При сжиганиитоплива образуются оксиды азота, окиси и двуокиси углерода и серы. Поэтомунельзя говорить об экологически чистом сжигании топлива. Но котельная, посравнению с другими промышленными предприятиями, получает тепло экологическиболее чистым способом. Это объясняется тем, что: за счет высокой эффективностиснижается количество сжигаемого химического топлива, а значит, уменьшаетсяколичество вредных выбросов в окружающую среду; котельная оборудованавысококачественными очистными сооружениями.
5. Расчеттехнико-экономических показателей проекта
5.1Предварительные замечания к расчетам
Заменатягодутьевых устройств предполагает повышение эффективности котла ТВГ-8М иснижение затрат электроэнергии, потребляемой электродвигателем.
Экономическийэффект от предполагаемой замены ожидается получить в основном за счет заменысуществующих электродвигателей на менее мощные и снижение, по этой причине,удельной себестоимости вырабатываемого тепла.
Изложенныениже расчеты выполнены из предположения, что количество часов использованияустановленных тягодутьевого оборудования при номинальной нагрузке Q = 8,3 МВт будет равнымчислу часов отопительного периода (173 дня), ч/год
/>
Стоимостьэлектроэнергии для промышленных предприятий, грн/кВт·ч
/>
Принято, чтодемонтированное оборудование будет реализовано по цене 4438,46 грн., т.к. егосрок службы 15 лет, из которых отработано 7 лет, и стоимость аналогично новогооборудования 9510,8 грн.
5.2 Расчетзаработной платы бригады по монтажу тягодутьевого оборудования
Бригада,которая будет проводит демонтажные работы существующего оборудования иустановку оборудования предлагаемого дипломным проектом, состоит из двухэлектромонтеров.
График работы– прерывный с шестидневной рабочей неделей и повременной системой оплаты труда.Рабочий день составляет 8 часов.
Заработнаяплата по тарифу ЗПт, грн /год
/>
где Тср –тарифная ставка, грн/ч;
Вн –количество выходов, дней;
П –продолжительность смены, ч;
Ш – штатрабочих, чел.
Расчетзаработной платы электромонтера, грн/мес
/>
Расчетзаработной платы бригады по монтажу, грн/мес
/>
Т.к. намонтаж и установку бригаде потребуется одна рабочая смена, то стоимость проделанныхей работ, грн
/>
5.3Расчет затрат наэлектроэнергию
При работекотла ТВГ-8М используется дымосос ДН-10 (Q = 131·103 м3/ч,Н = 98 кгс/м2), электродвигатель мощностью 50 кВт.
Затраты на электроэнергиюсуществующего оборудования, грн/год
/>
Затраты наэлектроэнергию оборудования предлагаемого аэродинамическим расчетом, грн/год
/>
Разность двухэтих величин составит годовую экономию денежных средств на электроэнергию,грн/год
/>
Стоимостьоборудования предлагаемого дипломом, грн
/>
Величинаэкономического эффекта, грн/год
/>
Капитальныезатраты на установку нового оборудования, грн
/>
Срококупаемости оборудования, год
/>
Заключение
В дипломномпроекте был выполнен расчет топлива, аэродинамический и тепловой расчет котлаТВГ-8М, подбор тягодутьевого оборудования, были определены требования по охранетруда, расчет валовых выбросов вредных веществ в окружающую среду,экономический расчет, а также рассмотрена схема автоматизации автомобильногокондиционера.
В расчететоплива были определены теоретические объемы воздуха, азота, трехатомных газов,энтальпии дымовых газов и воздуха, расход топлива и Низшая теплота сгорания Qрн=37300 кДж/м3.
В расчететеплообмена в поверхностях нагрева были определены: площади поверхностей,теплообмен в топке, котельном пучке, экономайзере. Невязка составила 0,56%.
В аэродинамическом расчете были определены: сопротивления всехучастков тракта продуктов сгорания, самотяги трубы подобрано тягодутьевоеоборудование – дымосос типа ДН-10, привод дымососа осуществляется электрическимдвигателем переменного типа А 101-8М, номинальное напряжение его составляет220/380 В, мощность – 30 кВт, скорость вращения – 750 об/мин.
Экологическийрасчет показал, что выброс СО составляет 0,089 т/г, NOх – 0,414 т/г, СО2– 448,17, N2О – 0,00081. Эти показатели по сравнению с другими отраслямипромышленности значительно ниже. Это объясняется тем, что: за счет высокойэффективности снижается количество сжигаемого химического топлива, а значит,уменьшается количество вредных выбросов в окружающую среду; котельнаяоборудована высококачественными очистными сооружениями.
Экономическийрасчет показал, что замена тягодутьевого оборудования позволит сэкономить26659,5 грн/год со сроком окупаемости 0,42 года.
Таким образомповышение работы котла ТВГ-8М позволяет снизить себестоимость теплоты за счетснижения затрат на электроэнергию.
Списоклитературы
1. Тепловой расчеткотельных агрегатов (Нормативный метод), 2-е изд., перераб. Под ред. Н.В. Кузнецова,В.В. Митора. – М: Энергия, 1973. – 295 с.
2. Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Модель З.Г. Компоновкаи тепловой расчет парогенераторов – М: Энергия, 1975. – 173 с.
3. Александров В.Г. Паровыекотлы малой и средней мощности. 2-е изд., перераб. и доп. – М: Энергия, 1972. –195 с.
4. Теплотехническийсправочник. 2-е изд., перераб., т. 1. (Под ред. В.Н. Юренева и П.Д. Лебедева). –М: Энергия, 1975. – 743 с.
5. Теплотехническийсправочник. 2-е изд., перераб., т. 2. (Под ред. В.Н. Юренева и П.Д. Лебедева). –М: Энергия, 1975. – 743 с.
6. Смирнов А.Д. Справочнаякнижка энергетика. 2-е изд., перераб. и доп. – М: Энергия, 1972. –424 с.
7. Щекин Р.В., Кореневский С.М.,Беем Г.Е. Справочник по теплоснабжению и вентиляции – К: Будiвельник, 1976. – 352 с.
8. Мочан С.И. Аэродинамическийрасчет котельных установок. Нормативный метод. Изд. 3-е. – Л: Энергия,1977.-256 с.
9. СНиП 11–34–76. Горячееводоснабжение.
10. Наладка средств автоматизациии автоматических систем регулирования:
Справочное пособие /А.С. Клюев,А.Т. Лебедев, С.А. Клюев, А.Г. Товарнов; Под ред. А.С. Клюева.– 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 386 с.: ил.
11. Сотников А.Г. Автоматизацияпромышленных предприятий. − «Машиностроение», 1984. –235 с.
12. Тепловой расчетпромышленных парогенераторов. Под ред. В.И. Частухина. – К: Вищашкола, 1980.-184 с.
13. ДСН 3.3.6.042–99.Санитарные нормы микроклимата производственных помещений.
14. Денисенко Г.Ф. Охранатруда – М: Стройиздат, 1985. – 356 с.
15. ДБН В.2.5-13-98.Инженерноеоборудование зданий и сооружений. Пожарная автоматика зданий и сооружений.
16. ДБН В.1.1-7-2002.Захист від пожежі. Пожежна безпека об’єктів будівництва.
17. ГОСТ 12.4.021-75.Системы вентиляции. Общие требования. ТУ.
18. Нормативныепоказатели удельных выбросов вредных веществ в атмосферу. Харьковскийгосударственный проектный институт Министерства связи СССР.−1991.
19. СНиП П-4-79.Естественное и искусственное освещение. – М: Стройиздат, 1979.
20. СНиП 2.09.04.–87. Административныеи бытовые здания – М: Стройиздат, 1987. – 40 с.
21. ДСН 3.3.6.039-99.Державні санітарні норми виробничої загальної та локальної вібрації.