Вступ
Теплопостачання та енергопостачання споживачів різних категорійздійснюється за допомогою ТЕЦ, ТЕС, центральних та промислових котелень.Збудовані в основній своїй масі 30–40 років тому вони вже давно вичерпали свійексплуатаційний запас і потребують заміни. Обладнання, яке використовується вкотельнях застаріло. Його техніко-економічні показники не відповідають сучаснимвимогам. Тому воно потребує заміни на більш нове, ефективніше обладнання.
В даному дипломному проекті розглянуте питання розширенняцентральної котельні з чотирма котлами ДЕ-4–14ГМ.
Розширення мікроструктури району, зростання населеннясупроводжується збільшенням теплового навантаження котельної. Збільшуютьсявитрати на опалення, вентиляцію, гаряче водопостачання житлових будівель;збільшилися витрати пари на технологічні потреби.
Відповідно з цим виникає необхідність розширення центральноїкотельні мікрорайону з добудовою необхідних потужностей.
Для забезпечення даної задачі в дипломному проекті слід виконативиконані наступні операції: розрахувати нове теплове навантаження мікрорайону,скласти і розрахувати теплову схему, підібрати основне і допоміжне обладнання,здійснити розрахунки котла, пальника, мережевого підігрівача; розглянутіпитання водопідготовки, паливо подачі, питання техніки безпеки, охорони праці,економіки, використання вторинних енергоресурсів, та міроприємства по охоронінавколишнього середовища.
1. Технологічні рішення
1.1 Основа для розробки проекту
Населення мікрорайону виросло з 1800 до 2000 чоловік та,відповідно, збільшилася житлова площа будівель (до 20000 м). Збільшиласьтакож витрата пари на технологічні потреби з 3-х до 4-х т/год. У зв’язку з цимзбільшується і теплове навантаження мікрорайону.
Проводимо розширення котельні з 4-а котлами ДЕ-4–14-ГМ, добавляючи1 котел ДЕ-4–14-ГМ. Система теплопостачання закрита. Паливо – газ, резерв – мазут.
1.2 Область застосування
Котельня з котлами ДЕ-4–14-ГМ призначена для теплопостачаннясистем опалення, вентиляції, паропостачання, гарячого водопостачання споживачіврізного призначення.
Система телопостачання закрита, схема гарячого водопостачанняцентралізована з баками-аккумуляторами.
Категорія споживачів тепла по надійності теплопостачання івідпуска тепла – друга.
Котельня призначена для будівництва у районах з розрахунковими температурамизовнішнього повітря -20 °С, з сейсмічністю до 6 балів.
1.3 Розрахунок теплового навантаження мікрорайону
1.3.1 Споживачі теплоти
Теплоспоживаючі процеси залежно від температурного потенціалукласифікують на:
– високотемпературні, що проходять при температурі не нижче 400°С(теплоносій – перегріта пара від ТЕЦ або котелень) і мають технологічнепризначення;
– середньотемпературні, що відбуваються при температурі 150…400°С(теплоносій – пара і гаряча вода) і використовується для промислових, а такожкомунально-побутових цілей;
– низькотемпературні, що проходять при температурі 70…150°С(теплоносій – пара і гаряча вода) і застосовується для опалення, вентиляції такондиціювання повітря, гарячого водопостачання і технологічних цілей.
Споживачами теплоти від систем централізованого теплопостачання єоб’єкти житлово-комунального господарства та промислові підприємства. У першихтеплота використовується для опалення, побутового гарячого водопостачання,вентиляції та кондиціювання повітря; у других, крім того, вона застосовуєтьсядля технологічних цілей.
Теплові навантаження систем теплопостачання, пов’язані зопаленням, вентиляцією та кондиціюванням повітря, мають сезонний характер ізалежать від кліматичних умов; технологічні навантаження можуть бути яксезонними, так і цілорічними; побутове гаряче водопостачання – цілорічненавантаження систем теплопостачання.
Визначення витрат теплоти на ці потреби передбачено наступнимчином:
– для підприємств – за збільшеними відомчими нормами витрат теплоти,
– затвердженими в прийнятому порядку, або за проектами аналогічнихпідприємств, прив’язаних до району будівництва;
– для житлових районів міст й інших населених пунктів – зазбільшеними показниками залежно від кількості населення N iжитловоїплощі F.
1.3.2 Визначення витрати теплоти на опалення житлових ігромадських будівель мікрорайону
Максимальна витрата теплоти у ватах на опалення житлових тагромадських будівель визначається за формулою
/> (1.1)
де k – коефіцієнт, яким ураховують витрату теплоти наопалення громадських будівель (при відсутності точних даних k=0,25);
q – збільшений показник максимальної витрати теплотина опалення житлових будівель, Вт/м житлової площі (таблиця 1);
F – житлова площа будівель, м.
За формулою (1.1) визначаємо витрати тепла на опалення, попередньоприйнявши: розрахункова температура зовнішнього повітря tзовн= -20°С;питоме значення житлової площі, що припадає на одну людину f =10 м/люд.
/>
де F = N · f=2000–10=20000 м2;
N – кількість жителів мікрорайону (у зв’язку зізбільшенням кількості жителів мікрорайону з 1800 до 2000 приймаємо новезначення N=2000).
1.3.3 Визначення витрати теплоти на вентиляцію
Максимальна витрата теплоти у ватах на вентиляцію окремихгромадських і виробничих будівель визначається за формулами:
– при вентиляції без обмеження
/>; (1.2)
/>; (1.3)
де qв– питома вентиляційна характеристикабудівель, Вт/(м3 · К).
Vзовн – зовнішній об’єм будівель, м3;
tвн – розрахункова температура внутрішнього повітря,°С;
tро – розрахункова температура для опалення, °С.
Вентиляція без обмеження застосовується у виробничих будівлях зізначними виділеннями шкідливих речовин, де не допускається навіть короткочасне зменшеннявентиляції, а вентиляція з обмеженням – у тих будівлях, в яких за характером ікількістю цих речовин можна допустити короткочасне (на кілька днів) послабленнявентиляції при температурі нижче tp.в.
В нашому випадку використовуємо вентиляцію для окремих громадськихбудівель, а саме для вентиляції цехів підприємства. У нашому випадку витрати навентиляцію не змінилися, а отже приймаємо їх згідно з попередніми. За формулою(1.2) визначаємо витрату теплоти на вентиляцію
/>,
де qв– 0,08 Вт/(м3 · К); Vзовн=15000м3; tвн=18 °С; tр.о=-20 °С;
1.3.4 Визначення витрати теплоти на гаряче водопостачання
Середня витрата теплоти у ватах за опалювальний період на гарячеводопостачання житлових і громадських будівель обчислюється за формулою
/> (1.4)
або
/> (1.5.)
де 1,395 – коефіцієнт, яким враховують тепловіддачу в приміщеннявід трубопроводів систем гарячого водопостачання (опалення ванних кімнат іприміщень для сушіння білизни);
m=N – кількість жителів району (міста);
ал – норма витрати води в кілограмах притемпературі 55°С для житлових будівель на одну людину за добу згідно зі СНиП2.04.01–85;
b – норма витрати води в кілограмах при температурі 55°Сдля всіх громадських будівель району (міста) (при відсутності даних b= 25кг/доба на одну людину);
tх.в. – температура холодної (водопровідної)води в опалювальний період, °С при відсутності даних tх.в= 5°С);
qг.в. – збільшений показник середньої витратитеплоти у ватах на гаряче водопостачання в розрахунку на одну людину: середняза опалювальний період норма витрати гарячої води в кілограмах при температурі55 °С на одну людину за добу: 85; 90; 105; 115, якій відповідає відповіднозбільшений показник середньої витрати теплоти у ватах на гаряче водопостачання qг.в.в розрахунку на одну людину: 320; 331; 378; 407.
За формулою (1.4), прийнявши, що норма витрати води в кілограмахпри температурі 55 °С для житлових будівель на одну людину за добу ал=105кг/люд. доба, температура холодної води tх.в. =10 °Cвизначаємо витрату теплоти на гаряче водопостачання:
/>
Витрати на гаряче водопостачання збільшилися з до 6,1 МВт.
1.3.5 Визначення теплоти на технологічні потреби
Максимальна витрата теплоти у ватах на технологічні потреби, колитеплоносієм є пара з поверненням конденсату, обчислюється за формулою
/> (1.6.)
де ДТ – масова витрата пари на технологічніпотреби, кг/с (у зв’язку зі збільшенням витрати пари на технологічніпотреби на 1 т/год, масова витрата пари на технологічні потреби буде складати Дг=4т/год);
Мк – втрати конденсату, Мк=0,7· ДТ=0,78 кг/с;
Своди – питома теплоємність води при сталомутиску, Своди=4,19 кДж/(кг·К);
іп– ентальпія пари, яка поступає на виробництво, і=2788 кДж/(кг);
txв – температура холодної води, (див. формула1.4);
tK — температура конденсату, tK =80 °С
/>
1.3.6 Загальна потужність котельні
Сумарне теплове навантаження мікрорайону в мегаватах включає всебе витрату теплоти на опалення, вентиляцію, гаряче водопостачання татехнологічні потреби визначається за формулою
/> (1.7)
1.3.7 Річне навантаження котельні
Опалення:
Середня витрата теплоти у ватах на опалення обчислюється заформулою
/>, (1.7)
де tcp.o – середня температура зовнішньогоповітря за опалювальний період (згідно СНиП 2.01.01–82).
Річна витрата теплоти в джоулях на опалення житлових і громадськихбудівель визначається за формулою
/> (1.9)
де п0– тривалість опалювального періоду(кількість діб) за числом днів із стійкою середньою добовою температуроюзовнішнього повітря 8 °С і нижче (приймається за СНиП 2.01.01–82).
За формулою (1.8) визначаємо середню витрату теплоти у ватах наопалення, попередньо прийнявши: tср.о = – 1°С; tро= – 20°С; tвн = 18 °С; п0= 190, /> річну витрату визначаємоза формулою (1.9):
/>
Вентиляція:
Середня витрата теплоти у ватах за опалювальний період навентиляцію обчислюється за формулами:
при вентиляції без обмеження
/> (1.10)
при вентиляції з обмеженням
/> (1.11)
Річна витрата теплоти в джоулях на вентиляцію з обмеженням і безобмеження визначається за формулою
/> (1.12)
де z – усереднене за опалювальний період число годин роботисистеми вентиляції протягом доби (для громадських будівель при відсутностіточних даних z=16 год.).
Визначаємо середню витрату теплоти у ватах за опалювальний періодна вентиляцію: />.
Річну витрату теплоти в джоулях на вентиляцію з обмеженням і безобмеження визначаємо за формулою (1.12):
Гаряче водопостачання:
Середня витрата теплоти у ватах на гар/>яче водопостачанняспоживачів у літній період обчислюється за формулою
/> (1.13)
де tк.л. – температура холодної (водопровідної)води у літній період, °С (при відсутності даних tк. – 15°С);
β – коефіцієнт, яким враховують зниження середньоївитрати води на гаряче водопостачання у літній період відносно опалювального(при відсутності даних β =0,8, а для підприємств курортних іпівденних міст β =1).
Річна витрата теплоти в джоулях на гаряче водопостачання житловихі громадських будівель визначається за формулою
/> (1.14)
де 350 – число робочих діб системи гарячого водопостачання у роціз урахуванням 15-денної перерви на ревізію та ремонт теплових мереж.
За формулою (1.12), прийнявши, що норма витрати води в кілограмахпри температурі 55 °С для житлових будівель на одну людину за добу ал=115кг/люд. доба, температура холодної води tx.в=10 °Свизначаємо витрату теплоти на гаряче водопостачання:
/>
Річна витрата теплоти в джоулях на гаряче водопостачання житловихі громадських будівель:
/>
Технологічні потреби:
Річна витрата теплоти на технологічні потреби в джоуляхобчислюється за формулою:
/> (1.15)
Загальне навантаження
Загальне річне теплове навантаження мікрорайону включає в себерічну нитрату теплоти на опалення, вентиляцію, гаряче водопостачання татехнологічні погреби визначається за формулою
/>
1.3.8 Витрата палива на котельню
Витрата палива на котельню – це кількість палива яка споживається котельнеюза певну одиницю часу.
/> (1.16)
де /> – нижчатеплота згоряння палива />=35700кДж/м [1];
ηк– коефіцієнт корисної дії котла, ηк=6,97[1];
ηр– режимний коефіцієнт корисної діїкотельні, ηр=0,97 [1].
/>
1.4 Вихідні дані
Теплові навантаження приймаємо наступними:
– опалення 3,8МВт;
– вентиляцію 0,5МВт;
– гаряче водопостачання 6,1МВт;
– технологічне паропостачання 2,7МВт.
Теплоносій для системи опалення і вентиляції – мережева вода з розрахунковимитемпературами по опалювальному графіку 150–70 °С. Тиск (надлишковий)в тепломережі котельної.
– в прямому трубопроводі 1,4 МПа;
– в оборотному трубопроводі 0,7 МПа.
Теплоносій системи централізованого гарячого водопостачання – водаз температурою 65°С.
Тиск (надлишковий) на виході з котельної:
– в падаючому трубопроводі 0,3 МПа;
– в циркулюючому трубопроводі 0,2 МПа.
Статичний напір в системах теплопостачання та гарячого водопостачання– 0,3 МПа і 0,2 МПа.
Теплоносій для технічного паропостачання – насичена пара знадлишковим тиском 1,4 МПа. Повернення конденсату від технологічних споживачів50%, тиск 0,15 МПа, температура 80 °С.
Основне паливо – природний газ. Постачання газом від газових мережтиском не більше 0,6 МПа.
Резервне паливо – мазут марки 100 ГОСТ 10585–75,
Доставка мазуту автотранспортом.
Електропостачання передбачене на напругу 0,4 кВ від двохнезалежних взаємнорезервуючих джерел живлення.
Водопостачання котельної – від господарчо-питтєвого івиробничо-протипожежного трубопроводів.
2.Складання теплової схеми і її розрахунок
2.1 Вибір котлоагрегатів
Вибір котлоагрегатів здійснюється на підставі кількості споживаноїспоживачем теплової потужності. Приймаємо п’ять котлів ДЕ-4–14ГМ.
Сумарна теплова потужність п’яти котлів ДЕ-4–14ГМ становить />
Сумарна парова здатність п’яти котлів ДЕ-4–14ГМ становить />
2.2 Тепловий баланс котлоагрегату
– по парі:
/> (2.1)
де ДДжв – витрата пари на деаератор живильноїводи, кг/с,
ДДпв – витрата пари на деаератор підживлюючоїводи, кг/с,
ДПСВ– витрата пари на підігрівай сирої води,кг/с,
ДМП– витрата пари на мережевий підігрівач,кг/с,
Двтр– втрати пари в котельні, кг/с, Двтр=(2÷4%) />,
Дмаз – витрати пари на мазутне господарство,кг/с, Дмаз=(0,5÷2%) />,
Двлпотр – витрати пари на власніпотреби, кг/с, Двлпотр=(3÷5%) />,
Дпрод– витрати пари на продувку котла, кг/с, Дпрод=(2÷6%)/>,
ДТ – витрати пари на технологічне виробництво, кг/с.
/> (2.2)
/>
/>
– по воді:
/> (1.23)
де /> – втратиконденсату в мережі теплопостачання, />
ΔМпр – втрати конденсату припродувці котла, ΔМпр =(2÷6%) />, кг/с,
/> – втрати конденсату вкотельні, />=(5÷9%) />, кг/с,
ΔМтех– втрати конденсату натехнологічному виробництві, ΔМтех=(4÷6) ДТ,кг/с,
ΔМмаз – втрати конденсату умазутному господарстві, ΔМмаз=(0,5÷2%) />, кг/с.
/>
2.3 Розрахунок елементів теплової схеми
2.3.1 Розрахунок редукційно-охолоджуючої установки
Редукційно-охолоджуюча установка застосовується для зниження тискута температури пари після котла до величин, які відповідають параметрамустановок, що забезпечують надійну роботу котельної установки. Зниженняпараметрів пари відбувається дроселюванням та охолодженням її водою.
По паропроводу з котла пара підводиться до регулюючого клапана, вякому знижується тиск за рахунок зниження прохідного перерізу клапана.
Охолодження пари відбувається вприскуванням чистої води унайменший переріз змішувальної труби. Вприскувана вода крізь форсункурозпилюється і, випаровуючись, охолоджує пару. Холодна вода в РОУ подається зтрубопроводу живильної води після деаератора.
Технологічний споживач та підігрівач мереженої води потребує паруз периметрами котла Р=1,4 МПа і ступеню сухості х=0,5. На підігрівач сирої водиin па деаератор необхідно пар з параметрами Рроу=0,12 МПа, tроу=104°С.
Рроу=0,012 МПа
tроу=104°С
/>
Рисунок 2.2 Тепловий баланс РОУ
/>
де /> – ентальпіясухої насиченої пари при Р=1,4 МПа, />=2788кДж/кг;
/> – ентальпія парипісля дроселювання при Рроу=0,12 МПа і температури насичення tpoy=l04°С,/>=2684 кДж/кг;
/> — витрата дросельованоїпари яка визначається з матеріального балансу,
/>=(10 – 20%)/> (2.4)
Мохл – витрата охолодженої води
З (2.3) />
2.3.2 Розрахунок сепаратора безперервної продувки
СБП призначений для відділення шламу (солей), які накопичуються в барабані(верхньому) котла. Речовини, які кристалізуються на поверхнях нагріву у вигляді міцнихвідкладень, називається накипом. Шлам відкладається у вигляді дрібних завислиху воді частинок.
Через відкладення накипу і прикупання шламу на поверхнях нагріву знижуєтьсянадійність і економічність роботи котлів, бо шлам і накип мають низькийкоефіцієнт теплопровідності.
Запобігти утворенню накипу в барабані котла можна підтриманнямпостійної концентрації води нижче критичної за допомогою безперервногопродування. Це досягається випуском з верхнього барабана такого об’єму води, вякому міститься і шиї ж кількість солей, що надходить у котел із живильноюводою за одиницю мигу. Продування барабанів котла може бути безперервним іперіодичним.
У барабанних котлах безперервне продування здійснюється з водногопростору верхнього барабана і забезпечує рівномірне видалення розчинених солейу котловій воді. Для утилізації теплоти безперервного продування використовуютьрозширювачі-сепаратори.
Продувальна вода з температурою насичення при тиску в котліподається у розширювач безперервного продування, в якому тиск води падає до0,12–0,17 МПа. Внаслідок цього частина продувальної води випаровується інадходить у деаератор у вигляді вторинної пари.
Вода, яка залишилась у розширювачі, надходить у теплообмінник, деохолоджується до температури, близької 50°С, а потім спрямовується упродувальний колодязь.
Величина безперервної продувки Рпр залежить відпродуктивності котла і виражається в процентах.
Кількість вторинної пари, яка виділяється з продувальної води,визначається з рівняння теплового балансу розширювача.
/>
Рисунок 2.3 Схема безперервного продування
/> (2.5)
Звідки
/>
де Двп– кількість вторинної пари, якавиділяється з продувальної води, кг/с;
Мпр – кількість продувальної води, якавиділяється з котлів при продуванні, кг/с;
/> (2.6)
/> – ентальпія продувальноїводи, яка дорівнює ентальпії киплячої води при тиску в котлі, />=830 кДж/кг;
/> – ентальпіякиплячої води при тиску 0,12 МПа, />=483кДж/кг;
/> – ентальпія сухоїнасиченої пари при тиску 0,12 МПа, />=2700 кДж/кг;
/>
2.3.3 Розрахунок теплообмінних апаратів
У теплових схемах котельних ТЕЦ широко використовують теплообміннеобладнання (підігрівники) поверхневого типу для підігрівання живильної,мереженої та охолодження продувальної води.
Кількість тепла що віддається парою
/> (2.7)
Кількість тепла що сприймається мережевою водою
/> (2.8)
/>
Рисунок 2.4 Схема підігрівача мережевої води
де ∑QM – кількість тепла що споживаєтьсяспоживачами, кВт;
/>(2.9)
Дмп – кількість пари яка надходить до МП з котлапри тиску в котлі, кг/с;
/> – ентальпія сухоїнасиченої пари при тиску в котлі, />=2788кДж/кг;
/> – ентальпія води щовідводиться з МП при тиску Р= 1,4 МПа, />=830кДж/кг;
tгв – температура гарячої води в мережі, tгв=150 °С;
txв – температура води що повертається з мережі,txв=70 °С;
ММВ – витрата мережевої води через МП, кг/с;
Cводи– теплоємність мережевої води, Своди=4,19 кДж/кг · °С.
З (2.7) />
З (2.8) />
Підігрівач сирої води, поверхневого типу, пароводяний дляпідігріву сирої води перед хімводоочисткою (ХВО).
/>
Рисунок 2.5 Схема підігрівача сирої води
Тепловий баланс підігрівача сирої води
/>, (2.10)
де Мсв – кількість сирої води що проходить черезпідігрівач, кг/с;
Дпсв – кількість пари яка подається на підігрівачсирої води з деаератора, кг/с;
/> – температурасирої води після підігрівача, />=30°С;
/> – температура сироїводи що подається на підігрівач, />=10°С;
/> – ентальпія пари щоподається до ПСВ з деаератора, />=2684кДж/кг;
/> – ентальпія води щовідводиться з ПСВ при тиску Р=0,12 МПа, />=293,3кДж/кг;
Своди– теплоємність сирої води, Своди=4,19кДж/кг · °С
З (2.10) />
ОПВ поверхневого типу, водо-водяний, призначений для утилізації теплотипродувальної води після сепаратора безперервного продування.
/>
Рисунок 2.6 Схема охолоджувача продувальної води
Тепловий баланс охолоджувача продувальної води
/> (2.11)
де ΔМпр – кількість води зі шламом щонадходить в ОПВ з сепаратора, кг/с;
Двп – кількість вторинної пари, яка виділяєтьсяз продувальної води, кг/с;
Мсв– кількість сирої води що проходить черезОПВ, кг/с;
/> – температурахімічно-очищеної води після ОПВ, °С;
/> – температура сироїводи після підігрівача, />=30 °С;
tk – температура води зі шламом що скидається вдренаж, tk=40°С;
/> – ентальпія води щовідводиться з ПСВ при тиску Р=0,12 МПа, кДж/кг;
Своди– теплоємність води, Своди– 4,19кДж/кг·°С.
З (2.11) />
2.3.4 Розрахунок охолоджувача випару деаератора
Суміш корозійно-активних газів і пари – це випар, який безперервновідводиться з верхньої частини (головки) деаератора.
Для утилізації теплоти випару використовують пароводянітеплообмінники – охолоджувачі. Випар надходить з деаератора при тиску 0,12 МПадо охолоджувача, де і конденсується, а гази виходять в атмосферу. Конденсатвипару у великих котельнях повертається в цикл, а у дрібних скидається вдренаж.
/>
Рисунок 2.7 Схема охолоджувача випару деаератора
Розрахунок охолоджувача випару деаератора підживлюючої водиТепловий баланс охолоджувача випару деаератора підживлюючої води
/> (2.12)
де Мпв– кількість хімічно-очищеної води щонадходить до деаератора підживлюючої води, кг/с.
/> (2.13)
/> – втрати води в мережі, />=0,675 (кг/с);
/> – кількість випарудеаератора підживлюючої води, кг/с;
/> – температурапідживлюючої води після охолоджувача випару, °С;
/> – температурахімічно-очищеної води після ОПВ, °С;
/> – ентальпія води, щоскидається в дренаж з ОВДпв при тиску Р=0,12 МПа, />=438,1кДж/кг;
/> – ентальпія випару притиску Р=0,12 МПа, />=2684 кДж/кг;
Своди– теплоємність води, Своди=4,19кДж/кг·°С;
/> (2.14)
/>
Мпв = 0,675 + 0,003 = 0,678 (кг/с);
3 (2.12) />
Розрахунок охолоджувача випару деаератора живильної води
Тепловий баланс охолоджувача випару деаератора підживлюючої води
/> (2.15)
де Мхов – кількість хімічно очищеної води щонадходить до деаератора живильної води, кг/с,
/> (2.16)
/> – кількість випарудеаератора живильної води, кг/с,
/>
Своди– теплоємність води, Своди=4,19кДж/кг·°С;
/> – ентальпія води, щоскидається в дренаж з ОВДжв при тиску Р=0,12 МПа, />=438,1кДж/кг;
/> – ентальпія випару притиску Р=0,12 МПа, />=2684кДж/кг;
/> – температурахімічно-очищеної води після ОПВ, °С;
/> – температурахімічно-очищеної води після ОВДжв, °С;
2.3.5 Розрахунок конденсатного бака
Конденсатні баки потрібні для збирання конденсату, якийповертається від технологічних споживачів, з пароводяних підігрівників сироїводи.
f/>
Рисунок 2.8 Схема конденсатного бака
Кількість конденсату МКБ визначається, як сумавідповідних кількостей конденсату, що повертається з виробництва.
МКБ=ДПСВ+ΔДТ (2.17)
Якщо у конденсатний бак надходить конденсат з охолоджувача випару Дов,тоді сумарна кількість конденсату визначається за формулою:
МКБ=Дпсв+ΔДт+Дов (2.18)
Тепловий баланс конденсатного бака:
/> (2.19)
де МКБ – кількість конденсату що надходить вконденсатний бак, кг/с;
Дмп – кількість конденсату що повертається зпідігрівача мереженої води, кг/с;
Дпсв – кількість конденсату що повертається зпідігрівача сирої води, кг/с;
ΔДТ – кількість конденсату щоповертається з виробництва, кг/с,
ΔДт = Дт – ΔМТ = 1,11 – 0,056 = 1,054 (кг/с) (2.20)
ісум – ентальпія суміші конденсатів, кДж/кг;
/> – ентальпія конденсатувід технологічних потреб, /> =209кДж/кг;
/> – ентальпія конденсатупри тиску Р=0,12 МПа, />=293, ЗкДж/кг;
МкБ=0,023 + 1,054 + 0,047 = 1,124 (кг/с);
2.3.6 Розрахунок деаератора
Деаератори потрібні для видалення розчинених у живильній водікорозійно-активного кисню та вуглекислого газу. Крім корозії поверхні нагрівукотла, трубопроводів, арматури, присутність цих газів значно погіршує процестеплопередачі, що призводить до збільшення витрати палива. Тому деаераціяживильної та додаткової води є обов’язковим процесом водопідготовки.
Одним з поширених способів деаерації живильної води є термічний. Зпідвищенням температури розчинність газів у воді різко зменшується, а притемпературі кипіння практично дорівнює нулю і вони повністю видаляються з води.У теплових схемах котелень, які розглядаються, застосовуються деаератори, щопрацюють при тиску, близькому до атмосферного (Р=0,12 МПа) і температури 104 °С,для чого в деаератор подається пара після редукційно-охолоджуючої установки зтаким же тиском і температурою.
Термічний деаератор являє собою змішувальний підігрівникатмосферного тиску, що складається з вертикальної циліндричної колони, якавстановлюється на горизонтальному барабані для збирання деаерованої води.
Суміш газів і пари (випар) безперервно відводяться від головкидеаератора в охолоджувач випару, де пара конденсується, а гази виходять ватмосферу. Теплота випару утилізується і використовується для підігріванняхімічно очищеної води, конденсат випару скидається в дренаж.
Деаерована вода живильним насосом спрямовується у водяний економайзерпарового котла, (економайзер водогрійного котла) і охолоджувач РОУ.
Розрахунок деаератора підживлюючої води (Дпв)
Деаератор підживлюючої води призначений для деаерації води ппідживлює систему теплопостачання.
/>
Рисунок 2.9. Схема деаератора
Тепловий баланс деаератора підживлюючої води
/> (2.21)
де Мпв – кількість хімічно очищеної води щонадходить до деаератора, кг/с;
ДДпв – кількість пари що надходить до деаератора,кг/с;
/> – кількість випарудеаератора підживлюючої води, кг/с;
/> – втрати води вмережі, /> =0,675 (кг/с);
Своди – теплоємність води, Своди=4,19кДж/кг·°С;
/> – температурапідживлюючої води після охолоджувача випару, °С
tпв – температура деаерованої води, гш=104 °С;
/> – ентальпія випару притиску Р=0,12 МПа, />=2684 кДж/кг;
3 (2.21) />
Розрахунок деаератора живильної води
Деаератор живильної води призначений для деаерації води що живісистему котлоагрегатів.
Тепловий баланс деаератора живильної води
/> (2.22)
де Джв – кількість живильної води що подаєтьсядо системи живлення котлів, кг/с;
/> – кількістьвипару деаератора живильної води, кг/с;
МКБ — кількість конденсату що надходить вконденсатний бак, кг/с;
Мхов – кількість хімічно очищеної води що надходитьдо деаератора живильної води, кг/с;
Двп – кількість вторинної пари, яка виділяєтьсяз продувальної води, кг/с;
Дджв – кількість пари що надходить до деаератора,кг/с;
/> (2.23)
З (2.23) /> Дджв
tЖВ – температура деаерованої води, °С;
txoв – температура хімічно-очищеної води після ОВДжв,°С;
/> – ентальпія випару(пари) при тиску Р=0,12 МПа, />=2684 кДж/кг;
ісум – ентальпія суміші конденсатів, кДж/кг;
Своди – теплоємність води, Своди=4,19кДж/кг·°С;
З (2.22) />,(кг/с)
/>, (кґ/с).
З розрахунку теплової схеми можна зробити висновок, що кількістьводи, яка підводиться з деаератора живильної води до котлів більша загальноїкількості пари отриманої з котлів, отже резерв забезпечений.
3. Технологічні рішення
3.1 Тепломеханічні рішення
Проект розроблений виходячи з принципу комплексної поставки набудівельний майданчик обладнання серійного заводського виготовлення у виглядіблоків, які підлягають зборці на заводах монтажних організацій.
Установка блоків виконується на підсилену підлогу без фундаментів,з кріпленням опорних конструкцій блоків до підлоги самоанкерующимося болтами.Основні показники по теплопродуктивності котельної приведені в таблиці 1.
Таблиця 3.1. Теплопродуктивність котельні у різних режимахРозрахунковий режим Відпуск тепла, МВт На опалення і вентиляцію На гаряче водопостачання На технологічні потреби Загальний Максимально зимовий 4,3 6,1 2,7 13,1 Найбільш холодного місяця 2,62 6,1 2,7 11,42 Літній 5,6 2,7 8,3
Утворення пари в котлах передбачено при надлишковому тиску 1,4МПа. При цьому запобіжні клапани налаштовуються на наступний надлишковий тиск:
– контрольний 1,42 МПа;
– робочий 1,43 Мпа.
Зовнішнім споживачам передбачений відпуск пари з надлишковимтиском 1,4 Мпа.
Виготовлення мереженої води передбачено у блоці підігрівачів напротязі опалювального періоду. Регулювання відпуску пари в мережі якісне.Температура прямої мереженої води на виході з блоку прийнята постійною І рівна150°С на протязі всього періоду.
Підтримання температури прямої мереженої води в залежності відтемператури зовнішнього повітря передбачено перепуском частини мереженої води впряму.
Підживлення тепломережі виконують насосом за допомогою регуляторатиску «після себе».
Нагрів води системи централізованого гарячого водопостачанняорганізований в пароводяних підігрівачах, деаерація у вакуумному деаераторі.
Для запобігання аерації атмосферним повітрям гарячої води, яказнаходиться в баках-акумуляторах, приміняється герметизуючи рідина АГ-4. Бакзберігання герметика передбачений для використання в період ремонтубака-акумулятора. Дегазація живильної і підживлюючої води організована ватмосферному деаераторі.
Омагнічена вода після станції водопідготовки паралельними потокамипроходить поверхневі теплообмінники-охолоджувачі, де утилізують теплонизькопотенційних і низько витратних середовищ. Потім об’єднаний потікомагніченої води направляють в підігрівачі гарячого водопостачання.
При цьому, в період роботи котельні на паливі – газ, омагніченуводу попередньо направляють в теплоутилізатори котлоагрегатів, девикористовують для утилізації тепла димових газів.
Потік омагніченої води на пом’якшення в станцію водопідготовкиформує регулятор зміщення при температурі 40°С. Консервація непрацюючих котлівпередбачена конденсатом під тиск деаератора.
3.2 Станція водопідготовки
Норма якості води для систем споживання води котельної приведена втаблиці 3.2.
Таблиця 3.2 Норми якості води
Категорія
споживача Вміст РН Загальна жорсткість, ммоль/л Карбонатний індекс, ммоль/л Вміст Кисню, мг/л Сухий залишок, мг/л
Масла,
мг/л
Заліза,
мг/л Живлення парових котлів 0,03 5 8,5–10,5 0,015 – 3,0 0,3 Підживлення тепломережі 0,05 5 8,3–9,5 – 2,0 1,0 1
В якості вихідної прийнято воду з господарчо-питного водопроводу,яка відповідає нормам ГОСТ 2874–82 «Питна вода» хімічного складу:
– карбонатна жорсткість – не більше 7,0 ммоль/л;
– загальна жорсткість – не більше 7,0 ммоль/л;
– сухий залишок – до 1000 мг/л;
– мутність – не більше 1,5 мг/л;
– окислюваність – не більше 6,0 мг/л;
– вміст заліза: варіант 1 – від 0,3 до 1,0 мг/л;
– варіант 2 – до 0,3 мг/л.
Тиск вихідної води в водопроводі прийнято рівним 0,25 Мпа. Дляприведення якості води до відповідності з нормами передбачено два варіантастанції водопідготовки.
Варіант 1 призначений для вхідної води з вмістом заліза від 0,3 до1,0 мг/л і включає в себе:
– знезалізнення загального потоку води;
– магнітну обробку загального потоку води;
– пом’якшення потоку добав очної живильної води способомнатрій-катіонування.
Пом’якшення організовано в блочних установках ВПУ – 5,0виробництва Мопастирищенського машинобудівного заводу.
Знезалізнення передбачено аерацією води повітрям від компресора знаступним фільтруванням через фільтри з сульфовугіллям.
Розрахункові дані приведені в таблиці 3.
Таблиця 3.3 Розрахункові дані по установкам пом’якшення№ п/п Найменування Один. виміру Варіант 1 Варіант 2 1 ступінь 2 ступінь 1 Умовна середньогодинна продуктивність т/год 4,35 4,35 4,35 2 Фактичне число годин роботи установки за добу год 16,0 16,0 16,0 3 Фактична продуктивність т/год 6,53 6,53 6,53 4 Жорсткість води після пом’якшення ммоль/л 0,015 0,10 0,015 5 Характеристика фільтрів – тип Протитоковий ФІПа 1–0,7–0,6№а – діаметр м 1,0 0,7 0,7 – марка катіоніту – КУ-2–8 КУ-2–8 Сульфовугілля – загальна кількість шт 2 2 2 – кількість одночаснопрацюючих шт 2 2 1 6 Швидкість фільтрування м/год 8,30 8,37 16,73 7 Робоча обмінна здатність катіоніту ммоль/л 1025 945 300
Варіант 2 призначений для вхідної води з вмістом заліза не менше0,3 мг/кг і включає в себе:
– магнітну обробку загального потоку води;
– пом’якшення потоку додаткової живильної води способомдвухступінчатого натрій-катіонування.
Пом’якшення організоване у фільтрах Бійського котельного заводу розрахунковідані приведені в табл. 3.3
В проекті технологія проведення регенерації фільтрів шляхомповторного використання солі, що дозволяє знизити витрату солі і зменшити об’ємстічних вод.
Передбачено два баки розчину солі: один для приготування свіжого 8%розчину солі, другий для збору відпрацьованого розчину солі.
Відмивка фільтра організована у дві стадії.
Послідовність проведення регенерації наступна:
– взрихлення водою із бака взрихлюючої промивки з відводомстоків у каналізацію;
– подача відпрацьованого розчину солі (збереженого відрегенерації попереднього фільтру) із баку потоком зверху з відводом стоків у каналізацію;
– подача свіжого розчину солі зверху з відводом середовища,яке виходить у каналізацію;
– перша стадія промивки – подача води зверху з витісненням зфільтру використаного розчину солі в бак відпрацьованого розчину, концентраціясолі складає 2–4%, стоки відсутні;
– друга стадія промивки – продовження подачі зверху звідводом середовища, що виходить в бак взрихлюючої промивки, стоки відсутні.
В обох варіантах передбачена робота пом’якшувальної установки напротязі першої і другої зміни. Вказане дозволяє без збільшення типорозмірівфільтрів зменшити штатну одиницю апаратника у третю зміну. Зберігання запасупом’якшеної води для цілодобової роботи котельні передбачено в баці.
В обох варіантах передбачена доставка солі автотранспортом,зберігання у «мокрому вигляді» в бункері.
При прив’язці проекту до умов місцевості можливе приміненняваріанту 1 (для води з вмістом заліза менше 0,3 мг/кг), анулювавши установкузнезалізнення. Визначальним фактором при цьому являється можливістькомплектації котельної установками ВПУ-5.
3.3 Мазутопостачання
Установка мазутопостачання призначена для прийому, зберігання іприготування мазуту до необхідних для згорання параметрів.
Прийнято, що мазут поступає з нафтобази на якій централізованоорганізований ввід рідкої присадки.
Доставка мазуту передбачена автотранспортом.
Фільтри грубої очистки мазуту загальні, фільтри тонкої – індивідуальніу кожного котла.
Схема трубопроводів подачі мазуту – циркуляційна. Схема дозволяєпідтримувати температуру в резервуарах 60°С, температуру мазуту що поступає наспалювання – 110–120°С.
Передбачений перепуск частини мазуту з нагнітальної лінії (післянасосів подачі) у всмоктуючи лінію в режимі малих навантажень котельної. Цепроводиться в цілях запобігання перегріву мазуту, який знаходиться врезервуарах.
Номінальна витрата мазуту на котел 273 кг/год.
Кожен котел оснащений пальником ГМ –2,5 паро-механічноюфорсункою. Тиск мазуту перед форсункою – 2,0 МПа. Тиск пари, яка подається нафорсунки котлів для розпилювання – 0,2 МПа.
Повернення конденсату з установок мазутопостачання передбачений всепаратор безперервної продувки.
Мазутонасосна оснащена паропроводом пожежегасіння. Засувка подачіпари в паропровід установлена в котельному залі. Робота установкимазутопостачання організована без постійного обслуговуючого персоналу.
3.4 Газопостачання
Проект газопостачання розроблений з урахування роботи котлів нагазу середнього тиску з установлення на всіх котлах автоматики безпеки ірегулювання.
Постачання котельної газом організовано від газопроводу високоготиску Р
Організований загальний і поагрегатний підрахунок витрати газу.
На газопроводі котла і загальних газопроводах котельноїпередбачені збірні продув очні газопроводи, які виводяться за межі котельної.
3.5 Рекомендації по виконанню монтажних і ремонтних робіт
Монтаж тепломеханічного обладнання і трубопроводів котельноїпроводять в закритому приміщенні з відкритими монтажними отворами. Розміщення ізначення монтажних отворів наступне:
1. Отвір шириною 5,65 м у стіни по осі «6» ряди «В-Г», дляподачі котлів;
2. Отвір шириною 5,55 м у стіни по осі «6» ряди «Г-Д», дляподачі економайзерів;
3. Отвір шириною 5,53 м у стіни по осі «1» ряди «Б-В», дляподачі крупно блочних установок гарячого водопостачання, живлення і підживлення;
Висота кожного отвору 6 м.
Збирання крупно блочних установок із транспортабельних блоківпроводять на монтажному майданчику до подачі в монтажний отвір.
Заміна котлів при проходженні їх строку служби передбачена черезотвори в стіні по осі «Д». Конструкція кріплення стінових панелей дозволяєдемонтувати їх на період заміни.
4. Вибір і розрахунок основного обладнання
4.1 Характеристика котлів марки ДЕ-4–14ГМ
У зв’язку з розширенням котельні виникає потреба вибору котельногоагрегату. Зважаючи на те, що котли ДЕ-4–14ГМ мають високий ККД та добрезарекомендували себе в роботі, а також підходять для розширення своєюпотужністю, обираємо саме цей котел.
Газомазутні парові вертикальні водотрубні котли типу ДЕ призначенідля вироблення насиченої і перегрітої пари до температури 225 °С, якийвикористовується на технологічні потреби, опалення, вентиляцію і гарячеводопостачання. Котел ДЕ-4–14ГМ випускається на номінальну паропродуктивність 4т/год при робочому тиску 1,4 МПа.
Технічна характеристика котла ДЕ-4–14ГМ приведена в таблиці 4.1.
Таблиця 4.1 Технічна характеристика котлів марки ДЕ-4–14ГМНайменування Марка котла Е-4–14ГМ Паропродуктивність, т/год 4,14
Температура насиченої пари, °С:
насиченої
перегрітої
194
225
Поверхня нагріву, м2:
радіаційна
конвективна
22,0
48,0
Коефіцієнт корисної дії, %:
при спалюванні мазуту
при спалюванні газу
88,7
97,0
Конструктивною особливістю даних котлів являється розміщення топочноїкамери з боку конвективного пучка, утвореного вертикальними трубамирозвальцьованими у верхньому і нижньому барабанах. При цьому в максимальнійстепені використана уніфікація деталей і робочих одиниць, які приміняються вкотлах типу ДКВР і КЕ.
Для котла паропродуктивністю 4 т/год діаметр верхнього і нижньогобарабанів становить 700 мм, а відстань між барабанами 2750 мм, дляекранів і конвективного пучка приміняться труби діаметром 51Х2,5 мм.Довжина циліндричної частини барабана становить 2250 мм. В передньому ізадньому днищах кожного з барабанів присутні лазові затвори для внутрішньогоогляду і очистки внутрішніх поверхонь. Для всіх типорозмірів даних котлівширина топкової камери прийнята однаковою і становить 1790 мм. Глибинакамери залежить від паропродуктивності і для ДЕ-4–14ГМ становить 1980 мм.Середня висота топкової камери становить 2400 мм.
Топкова камера відділяється від конвективного пучка газостійкоюперегородкою, утвореною з труб діаметром 51Х2,5 мм, установлених щільно зкроком 55 мм і зварених між собою. Кінці труб обсаджені між собою до діаметра38 мм. В задній частині перегородки виконане вікно для проходу топковихгазів в конвективний пучок. Ущільнення в місці входу обсаджених кінців труб вбарабан забезпечується гребінками, які примикають до труб і барабанів. Стеля,права бокова поверхня і під топ очної камери екрановані фасонними трубамидіаметром 51 Х2,5 мм, які утворюють єдиний екран, виконаний з кроком труб,рівним 55 мм. Кінці труб екрану завальцьовані у верхньому і нижньомубарабанах. Труби заднього екрану не мають обсадних кінців і з’єднуються сваркоюдо верхнього і нижнього колектору діаметром 159X3,5 мм. Колектори з’єднаніз верхнім І нижнім барабаном і об’єднані необігріваємою рециркуляційною трубоюдіаметром 76X3,5 мм.
В котлах паропродуктивністю 4–10 т/год фронтовий екран виконанийаналогічно задньому екрану. Відмінність у тому, що для забезпечення розміщенняпальника у фронтовому екрані зменшена кількість труб. У всіх котлах під топкизакритий вогнетривкою цеглою.
Конвективний пучок утворений коридорне розміщеними вертикальнимитрубами діаметром 51X2,5 мм, розвальцьованими у верхньому і нижньомубарабанах.
Для забезпечення необхідних швидкостей газів в конвективних пучкахкотлів розміщені поздовжні перегородки.
Циркуляційна схема всіх газомазутних парових котлів типу Е(ДЕ)однакова і включає в себе чотири екрана (фронтовий, задній і два бокових) іконвективний пучок. Бокові екрани і конвективний пучок приєднані безпосередньодо верхнього і нижнього барабану. Задні і фронтові екрани об’єднуються нижніми(горизонтальними) роздаючи ми і верхніми (наклонними) збираючими колекторами,приєднаними до барабанів. Інші кінці колекторів об’єднані необігріваємоюциркуляційною трубою. В котлах паропродуктивністю 4–10 т/год одноступінчатасхема випаровування. У всіх котлах загальними опускними трубами випаровувальноїсистеми являються останні по ходу газів ряди труб конвективного пучка.
У поданому просторі верхнього барабану розміщені живильна труба ітруба для вводу фосфатів, в паровому просторі розміщений сепараційний пристрій.В нижніх барабанах котлів розміщена перфорована труба для безперервної продувкикотла, яка суміщена з періодичною продувкою. Нижні барабани оснащені пристроямидля парового прогріву котла при розтопці і штуцерами для спуску води.
Первинними сепараційними пристроями першої ступені випаровуванняявляються розміщені у верхньому барабані направляючі щити, які забезпечуютьподачу пароводяної суміші на рівень води. Вторинні сепараційні пристроївиконані у вигляді дірчастих листів.
Очистка поверхонь нагріву від зовнішніх забруднень виконуєтьсястаціонарними обдувочними пристроями, розміщеними з лівої сторони котла.Обдувочний пристрій складається з вузла кріплення і труби з соплами, якаобертається при обдувці конвективної частини котла. Обертання труби виконуєтьсявручну. При обдув ці використовується насичений пар з тиском не менше 0,7 МПа.
Котли мають опорну раму, яка передає всі навантаження нафундамент. Свобода температурних переміщень елементів котлів забезпечуєтьсянерухомим закріпленням передньої опори нижнього барабана і рухомим кріпленнямза рахунок овальних отворів для болтів, якими кріпиться задня опора до рамикотла.
Номінальні теплові переміщення для котла по реперам становлять6,05 мм. Для контролю за тепловими переміщеннями в котлах встановлюєтьсярепер в районі задньої сторони нижнього барабану. Крім того, передбачаєтьсяконтроль переміщень нижніх колекторів фронтового і заднього екранів.
Газощільне екранування бокових стінок, стелі і піду топковоїкамери дозволило підмовитися від важкої обмурівки і легку натрубну ізоляціютовщиною 100 мм, яка укладається на шар шлакобетону по сітці товщиною 25 мм.Для зменшення присосів повітря в газовий тракт котла натрубна ізоляціяпокривається зовні листовою металічною обшивкою, яка приварюється до каркасу котла.Примінення натрубної теплової ізоляції дозволило покращити динамічні характеристикикотлів, зменшити втрати у навколишнє середовище І втрати теплоти при пусках ізупинках котлів, зв’язані з перегрівом великих масс обмуровочних матеріалів.
Всі котли постачаються у зібраному вигляді без натрубної ізоляції.Подружені на залізничну платформу разом з кріпленнями котли входять в габарит 1-В,призначений для залізничних вагонів.
Схему котла марки ДЕ-4–14Гм зображено на рисунку 4.1.
4.2 Характеристики палива
Елементарний склад заданого палива табл. 1, [2] для газу табл. с.[2].
Марка палива: Г; Родовище (басейн): Дашавскій басейн:
Метан СН4, %; 97,6
Етан С2Н6, %; 0,5
Пропан С3Н8, %; 0,2
Бутан С4Н10, %; 0,2
Пентан С5Н12, %; –
Вуглекислий газ СН4, %; 0,1
Азот N2, %. 1,2
Всього: 100%.
4.3 Теоретичні значення об’ємів повітря та продуктів згорання
При спалюванні газового палива (4–03, [2]).
1) Теоретичний об’єм повітря необхідний для згоряння палива:
/>
2) Теоретичний об’єм трьохатомних газів:
/>
3) Теоретичний об’єм двохатомних газів:
/>
4) Теоретичний об’єм водної пари:
/>
5) Теоретичний об’єм димових газів:
/>.
4.4 Об’єм повітря і продуктів згорання при αі>1
Таблиця 4.2 Таблиця дійсних значень об’ємів продуктів згорянняВеличина та розрахункова формула Розмірність Найменування газоходу Топка кпн BE
Коефіцієнт надлишку повітря за поверхнею нагріву, αі – 1,1 1,14 1,14
Середній коефіцієнт надлишку повітря в поверхні нагріву,
αсер = 0.5 (αі-1 + αі) – 1,1 1,14 1,14
4.5 Ентальпія продуктів згорання
Таблиця 4.3 Ентальпія продуктів згорання палива
/>
/>, кДж/кг
/>, кДж/кг
/>
/>
/>
/>
ІГ
ΔІГ
/>
ІГ
ΔІГ 100 1470 1260 1700 1720 200 2960 2530 3420 1820 300 4550 3820 5230 1760 400 6070 5130 7050 1820 500 7650 6480 8800 1950 600 9500 7830 10700 1970 700 11000 9340 12000 1865 12700 1970 800 12700 10700 13840 1950 15200 2060 900 14600 12200 15800 1910 16700 2030 1000 16200 13600 17710 2000 18300 2120 1100 18200 15100 19700 2010 20900 1200 20100 16700 21690 2010 1300 21900 18200 23700 2100 1400 23900 19700 25800 2140 1500 25800 21800 27900 2000 1600 27700 22900 30050 2120 1700 29700 24500 32000 2100 1800 31600 25900 34100 2240 – 1900 33700 27600 36400 2030 2000 35500 29100 38400 2120
4.6 Тепловий баланс і витрата палива
Таблиця 4.4Величина Позначення Розмірність Формула або спосіб визначення Примітка 1 2 3 4 5 Розподільне тепло палива
/>
/>
/> 35700 Температура відхідних газів
/> °С Приймаємо з наступним уточненням 156 Ентальпія відхідних газів
Івг
/> 3 табл. 3 2600 Температура холодного повітря
/> °С – 20 Ентальпія холодного повітря
/>
/>
/> 251,4 Втрати тепла із газами, що відходять з котла
q2 %
/> 0,6 Втрати тепла з хімічним недопалом
q3 %
F(DПП, паливо, вид шлаковидалення) Табл.ХVІІІ, [2] Втрати тепла від зовнішні. охолодження
q5 %
f(DПП),
мал. 5–1, [2] 2,4 Коефіцієнт збереження тепла φ –
/> 0,972 ККД котла брутто
ηк %
100-q2-q3-q4-q5-q6 97,0 Температура холодної води
tхв °С Завдання 103 Ентальпія холодної води
Іхв
/>
f(Pжв, tжв)
табл. ХХІV, [2] 432 Температура гарячої води
tгв °С Завдання 195 Ентальпія гарячої води
IГВ
/>
F(Рб),
табл. ХХІП, [2] 2788 Тепло корисно використане в котлі
Qка кВт
/> 2,62 /> /> /> /> /> /> /> /> />
4.7. Розрахунок топки
Таблиця 4.5Величина Позначення Розмірність Формула або спосіб визначення Примітка 1 2 3 4 5 Об’єм топки
VT
м3
F6 · b 8 Повна поверхня топки F
м2 – 25 Променесприймаюча поверхня топки
Нпрт
м2 – 17,5 Ступінь екранування топки χ –
/> 0,7 Середня товщина випромінюючого шару s м
/> 1,15 Температура на виході з топки
/> °С
Задаємося />
950 – 1100 1100 Ентальпія газів на виході з топки
/>
/>
/>
по табл. 3. 19700 Корисне тепловиділення
QТ
/>
/> 36000
4.8 Розрахунок конвективної поверхні нагріву
Таблиця 4.6Величина Позначення Розмірність Формула або спосіб визначення Примітка Діаметр труб
/> мм Конструктивна характеристика 38×3 Діаметр стояків
/> мм Конструктивна характеристика 57×3
Підносні кроки труб:
– поперечних
– повздовжніх
σ1
σ2 мм
S1 / d1
S2 / d2
2,28
2,28 Переріз газоходу F
м2 Конструктивна характеристика 0,6
4.9 Розрахунок водяного економайзера
Таблиця 4.7Величина Позначення Розмірність Формула або спосіб визначення Примітка 1 2 3 4 5 ‘ Діаметр труб d мм – 28 Відносний крок
/> мм Приймаємо 2,2 Поверхня нагріву водяного економайзера
/>
м2 Приймаємо з наступним уточненням 50 Площа для проходу газу F м2 – 1 Температура газів перед входом в економайзер
/> °С 3 розрахунку конвективних пучків 325 Ентальпія газів на вході в економайзер
IІ
/> 3 розрахунку конвективних пучків 5400 Температура відхідних газів
/> °С – 156 Ентальпія відхідних газів
Івідх
/> По табл. 3 2600 Теплосприйня-ття по балансу Q
/>
/> 2800 Температура води на вході в економайзер
tжв °С – 103 Температура води на виході
t1 °С – 163 Ентальпія води на виході
І1
/> – 683 Коеф. тепловередачі для водяного економайзера К
/> Приймаємо по нормах, [2] 0,047 Температурний напір Δt °С
/> 97,6 Різниця температур: – найбільша: – найменша:
Δtб
Δtм °С
/>
/>
162
53 Поверхня нагріву водяного економайзера
/>
м2
/> 50 Нев’язка теплового балансу ΔQ
/>
/> /> /> /> /> /> />
5. Допоміжне обладнання
5.1 Вибір допоміжного обладнання
5.1.1 Вибір деаераторів
Деаерація живильної та підживлюючої води являється одною ізобов’язкових стадій процесу водопідготовки. Деаератори потрібні для видаленнярозчинених у живильній воді корозійно-активних кисню та вуглекислого газу. Крімкорозії поверхні нагріву котла, трубопроводів, арматури, присутність цих газівзначно погіршує процес теплопередачі, що призводить до збільшення витратипалива. Для видалення газів з живильної води використовуємо деаератор ДА-15/4.Деаерація води в такому деаераторі відбувається внаслідок створення різних парціальнихтисків газу у воді, що видаляється в навколишнє середовище. Зв’язанавуглекислота видаляється за рахунок встановлення барботажних пристроїв. Холоднавода подається у водорозподільний лоток, звідки послідовно стікає на ряддирчастих тарілок, розподілених одна під одною; гріюча пара поступає знизу іпіднімаючись вгору, омиває струмінь води. Пара, конденсуючись, підігріває водудо температури насичення і з верхньої частини деаераторної головки виходить ватмосферу з великим парціальним тиском повітря. Вода при русі вниз деаерується.
Для підживлення води, яка поступає на гаряче водопостачаннявикористовуємо вакуумний деаератор. Вакуум (0,03 МПа) в деаераторіпідтримується завдяки відсмоктуванню пароповітряної суміші з колонки вакуумногодеаератора за допомогою водоструменевого ежектора, в контур якого ввімкнено бакз робочою водою і насос для її подавання. Вода поступає до ежектора іпідсмоктує з де аераційної головки паро газову суміш, створюючи в ній вакуум.
Вода змішана з газами змивається по спускним трубам у відкритийприймальний бак-газовідділювач з якого підсмоктані гази виділяються ватмосферу. З деаераторного бака-акумулятора вода подається у всмоктуючимагістраль циркуляційних мережевих насосів.
5.1.2 Вибір редукційно-охолоджуючої установки
Редукційно-охолоджувальна установка застосовується для зниженнятиску та температури пари після котла до величини, що відповідають параметрам,які забезпечують надійну роботу котельної установки.
Зниження параметрів пари відбувається дроселюванням та охолодженнямїї водою.
По паропроводу з котла пара підводиться до регулюючого клапану вякому знижується тиск за рахунок зменшення прохідного перерізу клапана.
Охолодження пари відбувається вприскуванням чистої води унайменший переріз змішувальної труби. Вприскувана вода крізь форсункурозпилюється і, випаровуючись, охолоджує пару.
Холодна вода в РОУ подається з трубопроводу живильної води післядеаератора.
5.1.3 Вибір конденсаційного баку
Конденсаційні баки потрібні для збирання конденсату, якийповертається від технологічних споживачів, з пароводяних підігрівників сироїводи.
В парових котельнях низького тиску живильні пристрої, як правило,складаються з конденсаційних баків і живильних пристроїв.Конденсаційно-живильних баків встановлюється два або ж один розділений навпіл.В ці баки відбувається злив пари, яка повертається від споживачів, конденсату ідодавання води, яка компенсує його втрати. Таким чином ці баки являються нетільки збірниками конденсату, але й основними джерелами живильної води, яка вподальшому направляється в котли.
Якщо котельні розміщені в окремих будівлях і повернення конденсатудоцільно здійснювати самопливом, то конденсаційно-живильні баки зазвичайрозміщують у заглиблених (до відмітки -1,200 м) приміщення. При поверненніконденсату від споживачів під тиском потреба у заглиблених приміщеннях, звичайно,відпадає.
Ємкість конденсаційно-живильних баків повинна забезпечувати збірконденсату, а також живлення котлів протягом деякого часу, навіть по випадкуприпинення подачі конденсату або свіжої води. Баки розраховуються на зберіганнязапасу води, достатньої для живлення протягом одної-двох годин усіх працюючихкотлів, але неменше 40-хвилинного запасу по максимальній витраті живильноїводи. В якості живильних пристроїв встановлюються осьові та ручні насоси, а вокремих випадках використовують тиск водопроводу. Вибір живильних пристроївзалежить від теплопродуктивності (паропродуктивності) котельні. Загальнимрішенням являється встановлення в якості живильних пристроїв двох осьовихнасосів, один з яких використовується як робочий, а другий в якості резервного.Продуктивність кожного з насосів повинна бути не менша 120% максимальноїпаропродуктивності всієї котельні.
5.1.4 Вибір пальників
Пальники, які приймаються до встановлення в топці, повиннізабезпечувати спалювання заданої кількості палива для отримання теплоносія зпотрібною температурою, тиском і хімічною активністю. Кількість спалюваногопалива, яке повинно бути підготовлене в пальнику (форсунці), визначаєтьсяпотрібною кількістю теплоносія. Тиск палива і окислювача перед пальником(форсункою) визначається потрібним тиском (розрідженням) теплоносія післятопки.
Отримання потрібної форми полум’я (довжина та діаметр)забезпечується типом та числом пальників (форсунок), які створюють певний відноснийрух палива та окислювача.
5.1.5 Вибір теплообмінного обладнання
У теплових схемах котелень широко використовують теплообміннеобладнання (підігрівники) поверхневого типу для підігріву живильної, мережевоїта охолодження продувальної води.
Підігрівники поділяються на пароводяні та водоводяні.
Основним теплообмінним обладнанням котельні, що проектується є:
– мережевий підігрівай (бойлер);
– охолоджувачі випару;
– підігрівай сирої води;
– охолоджувач продувочної води.
5.2 Розрахунок пальника
5.2.1 Характеристика пальника марки ГМ – 2,5
Газо-мазутні пальники призначені для окремого спалювання рідкого ігазоподібного палива і приміняється для котлів марки Е(ДЕ). Для котлів марки ДЕ-4–14ГМприміняють пальник марки ГМ – 2,5.
Технічні характеристики пальника ГМ – 2,5 приведені в таблиці5.1
Таблиця 5.1Найменування показника Марка пальника ГМ – 2,5 Номінальна теплова потужність, МВт 2,9 Номінальний тиск мазуту перед форсункою, МПа 1,8 Номінальний тиск газу перед пальником, кПа 25 Тиск пари на розпилювання, МПа 0,1–0,2 Питома витрата на розпилювання, кг/кг 0,05 Номінальна витрата мазуту, кг/год 259 Номінальна витрата газу, м3/год 294
Розміри пальника, мм:
довжина
ширина
висота
953
685
685 Маса пальника, кг 105
Пальники марки ГМ – 2,5 являються вихровими – практично всеповітря проходить через завихрювач. Основними вузлами пальника марки ГМявляються форсуночний вузол, газова частина і повітренаправляючий пристрій. Уфорсуночний пристрій пальника входять паромеханічна форсунка і пристрій зза-хлопками для встановлення змінної форсунки без зупинки котла. Основнафорсунка встановлена по осі пальника, змінна – під деяким кутом до осі.
Газова частина пальника периферійного типу складається з пальникаскладається з кільцевого колектора в однорядній однокаліброваній системігазовидаючих отворів і газопідводячої труби. В середині колектора розміщенакільцева діафрагма, яка служить для рівномірного розподілу газу по отворам.
Повітренаправляючий пристрій пальників марки ГМ складається зповітряного короба, осьового завихрювала повітря і конусного стабілізатора.Лопатки осьового завихрювала – профільні, установлені під кутом 45° до осіпальника. Невелика частина повітря проходить через дифузор (дирчастий лист) дляохолодження форсунки.
Розрахунок швидкості витікання газоповітряної суміші з пальникаВитрату газу визначаємо по формулі:
/> (5.1)
де Vнг – витрата газу за нормальних умов, Vнг=307 м3/год;
Рг – тиск газу, приймаємо Рг=1,05бар = 800 мм-Нд;
Тг – температура газу, становить Тг= 288 °К.
Визначається по формулі:
/> (5.2)
де D – паропродуктивність котла, D – 1,11 кг/с;
і» – ентальпія насиченої пари, />
іжв – ентальпія живильної води, />;
ηка – коефіцієнт корисної діїкотельного агрегату, ηка= 0,97.
/>
/>
Приведення густини газу, повітря до фактичних фізичних умов.Густини газу і повітря визначаємо із співвідношення:
/> (5.3)
де РГ, ТГі ρГ – відповіднотиск, температура і густина газу за норм. умов.
Параметри повітря:
Температура повітря, tn = 25 °С;
Тиск повітря, Рп=1кПа = 0,01 бар;
Відносна вологість, φ = 70%;
Із співвідношення (5.3) визначаємо фактичну густину газу:
/> (5.4)
де ρгн – густина газу за нормальних умов, ρгн= 0,712 кг/м.
Густина сухого повітря:
/> (5.5)
де ρгн – густина повітря за нормальнихумов, ρгн = 1,293 кг/м.
Густина вологого повітря:
/> (5.6)
Випарна здатність палива.
Випарну здатність палива визначаємо із співвідношення:
/> (5.7)
де D М – паропродуктивність котла, т/год;
VГ – витрата газу, м /год.
Витрата повітря:
/> (5.8)
де ат – коефіцієнт надлишку повітря у топці;
V0– теоретичний об’єм димових газів, />
Дійсна кількість повітря при дійсних фізичних умовах визначаєтьсяза формулою:
/> (5.9)
де Р, Т – тиск і температура повітря при дійснихумовах:
Р = 770 мм-Hg; 7=295 °К. Теплова напруга:
/> (5.10)
де Vг – витрата газу, />;
VT – об’єм топкової камери, VT = 9,2 м3(див. п. 4);
Витрата суміші:
/> (5.11)
Для попередження «проскоку» і «відриву» факелу допустима швидкістьвитікання суміші з амбразури Wc = 30–35 м/с. Площаперерізу:
– амбразури:
/> (5.12)
де />dAMB– діаметр амбразури, м;
– проходу суміші у пальнику:
/> (5.13)
де dK – діаметр колектора, м;
dH – внутрішній діаметр труби, м.
Швидкість суміші на виході:
/> (5.14)
– з пальнику
/> (5.15)
– швидкість повітря у змішувачі
/> (5.17)
5.3 Розрахунок мережевого підігрівана
На рисунку 5.2 зображено схему горизонтального мереженогопідігрівача.
/>
Рисунок 5.2 Схема горизонтального мережевого підігрівача
5.3.1 Характеристика мережевого підігрівача
Горизонтальний мережевий підігрівай являється рекуперативним(поверхневим теплообмінним апаратом.
Мережевий підігрівач – двоходовий. Поверхня І/\ обертається з 20%запасом.
Продуктивність 56 кг/с;
Поверхня нагріву 30 м;
Кількість труб 312;
К-ть труб в одному ході 156;
Довжина труб 2000 мм;
Площа для переходу води в одному ході 0,024 м;
Латунні трубки діаметром 16X14 мм.
5.3.2 Розрахунок необхідної поверхні трубок мережевогопідігрівача
З теплового розрахунку теплової схеми:
Витрати мережевої води М2=Мв=30кг/с;
температура води на вході в підігрівач />
Температура води на виході з підігрівача />
Тиск пари на вході в підігрівач Р=1,4МПа;
Ентальпія пари на вході в підігрівач />
Ентальпія конденсату />
/>
Визначаємо ентальпії води на вході і на виході підігрівача:
Ентальпія води на вхС
/> (5.18)
ентальпія води на виході визначається за формулою
/> (5.19)
Рівняння теплового балансу:
/> (5.20)
Де Q1 – кількість тепла, яке віддає гарячийтеплоносій, кВт;
Q2 – кількість тепла, що сприймає холоднийтеплоносій, кВт.
ηта– коефіцієнт корисної діїтеплообмінного апарату, ηта = 0,98;
Кількість тепла, яке віддає гарячий теплоносій визначаємо заформулою:
/> (5.21)
де М1 – витрата пари, кг/с.
Кількість тепла, що сприймає холодний теплоносій визначаємо заформулою:
/> (5.22)
Кількість тепла відданого гарячим теплоносієм можна визначити зформули:
/> (5.23)
Витрату пари визначаємо по формулі:
/>/> (5.24)
Рівняння теплопередачі:
Q = F·K·Δt, кВт (5.25)
Температурний напір:
/> (5.26)
де /> – температурнийнапір протитокового теплообмінного апарату;
ψ – поправочний коефіцієнт, визначається подіаграмі.
Температурний напір протитокового та визначається за формулою:
/> (5.27)
Де /> – більша різницятемператур, °С;
/> – менша різницятемператур, °С;
Більша різниця температур визначається за формулою:
/> (5.28)
Визначається за формулою:
/> (5.29)
Визначаємо відношення температур:
/> (5.30)
/> (5.31)
При R=0, ψ = 0.
Перевіряємо режим руху теплоносіїв (рух води в трубах). Площа проходудля води
/> (5.32)
Швидкість води в трубах:
/> (5.33)
де Мв – витрата води, Мв = 30кг/с;
ρв – густина води, ρв=951 кг/м.
Критерій Рейнольдса:
/> (5.34)
де dвн — внутрішній діаметр трубок, м;
vв– в’язкість води, м /с.
Режим руху води турбулентний і коефіцієнт тепловіддачі від стінки доводи визначається по формулі:
/> (5.35)
де В2 – числовий коефіцієнт;
Коефіцієнт тепловіддачі від сухої насиченої пари до стінки трубдля горизонтального ТА:
/> (5.36)
де А1 – числовий коефіцієнт;
r – питома теплота пароутворення;
/>
Виходячи з того, що:
/>
то приймаємо розрахунок, як для тонкої стінки. Коефіцієнттеплопередачі
/> (5.37)
Товщина стінки
/> (5.38)
Коефіцієнт теплопровідності латуні:
/> (5.39)
За формулою (5.37) визначаємо коефіцієнт теплопередачі:
/>
Потрібна площа поверхні труб:
/> (5.40)
Запас становить 3,5%.
6. Генеральний план
6.1 Генеральний план котельної
Генеральний план виконується з метою розміщення і взаємної ув’язкиголовних споруд, які входять до комплексу котельної, інженерних комунікацій,автомобільних та залізничних шляхів. Головними спорудами і будівлями комплексукотельної є головний корпус, паливне господарство, водопідготовка, димоватруба, та інші споруди.
Генеральний план котельної зображений на рисунку 6.1.
/>
Рисунок 6.1 Генеральний план котельної
Основні рішення по горизонтальному плануванню, показані на листі 5 «Схемагенерального плану котельної», обумовлені технологічними взаємозв’язками міжзапроектованими будівлями і спорудами.
При компоновці генерального плану враховувалась можливістьраціонального використання території дотриманням усіх вимог, а такожвраховувались відповідні розриви від резервуарів мазута до будівлі котельні. Наділянці котельні передбачені проїзди з асфальтним покриттям шириною 5,5 м.
Ділянка умовно прийнята горизонтальною, проект реалізації рельефавирішується в залежності від місцевих умов.
7. Компоновка головного корпусу котельної
7.1 Загальні відомості
Розміщення котельної на генплані, котлоагрегатів і обладнання всередині самої котельні виконується відповідно до правил Держтехнагляду і Сніп11–35–78.
Парові котельні при роботі на робочому тиску пари більш як 0,07МПа споруджуються у вигляді окремо стоячих будівель. Від найближчих житлових ігромадських будівель вони мають бути відокремлені озелененими санітарно-технічнимизонами, які вибирають згідно із Сніп П-89–80. розриви між будівлями і спорудамикотелень визначають санітарними і протипожежними нормами.
Будівля котельні виконана каркасною, одноповерховою з прольотамиодного напрямку довжиною 6,000 м. Довжина балок ферм становить 6,000 м.Вибір визначається розмірами та компоновкою обладнання, яке встановлюється.Несучими елементами будівлі є колони, крок яких рівний 6,000 м.
Вихідні двері котельного приміщення повинні відчинятись назовні.На всіх поверхах будівлі котельні передбачається по два виходи назовні,розташованих у протилежних боках будівлі.
Компоновка і конструкції будівлі котельні передбачують можливістьїї розширення. Компоновка основного і допоміжного обладнання повинна забезпечуватизручність в роботі і безпеку при експлуатації, мінімальну протяжністьтрубопроводів, газоходів і повітреходів, мінімальні витрати на спорудженнякотельної, скорочення чисельності обслуговуючого персоналу, автоматизаціютехнологічних процесів. Вона має відповідати вимогам будівельних норм і правил,а також правил техніки безпеки, санітарних і Протипожежних норм.
Котлоагрегати в котельні повинні бути розташовані в один ряд зфронтом обслуговування, спрямованим у бік віконних прорізів, а хвостовіповерхні нагрівання та допоміжне обладнання – перед кожним котлоагрегатом, абоза ним. Загальне обладнання, призначене для підготовки води, насоси ітеплообмінники розміщені з боку основного торця будівлі котельні. Проходи міжкотлами, економайзерами і стінками котельної не менш як 1,000 м, а міжокремими частинами чи виступами – не менш як 0,800 м. при встановленнікотлоагрегатів, які потребують обслуговування з боку (обдування, очищеннягазоходів, догляд за пальниковим пристроєм та ін.), ширина бічного проходуповинна бути достатньою для їх обслуговування і ремонту, але не менш як 2,000 мдля котлів паропродуктивністю 4 т/год. Відстань від фронту котла, або відвиступаючих частин його топок до протилежної стінки котельної при спалюваннірідкого чи газоподібного палива повинна становити 1,000 м.
Відстань від верхньої позначки (площадки) обслуговування котлів іекономайзерів до нижньої частини котелень має бути не менш як 2,000 м. длязручності обслуговування і безпеки роботи проходи між агрегатами допоміжногообладнання котельної мають бути не менш як 0,700 м. Для обслуговуваннякотів і економайзерів повинні бути встановлені постійні площадки і сходи зпоручнями не менш як 1,000 м. Вільна висота над прохідними площадками ісходами повинна бути не менш як 2,000 м.
Одним з важливих принципів сучасної компоновки обладнаннякотельної полягає у використанні окремих блоків підвищеної заводськоїготовності при проектуванні, встановленні та монтажі обладнання.
7.2План розміщення обладнання котельної
Розміщення обладнання котельної зображено на листах 6, 7. Будівлякотельної одноповерхова, з влаштованими допоміжними приміщеннями, двохпролітне –два прольоти по 12,000 м, довжиною 30,000 м, крок колон 6,000 м,з висото до низу балок покриття – 6,000 м, з двома кран-Гшикамивантажопідйомністю 1 т.
На відмітці 0,000 в осях 3 – 7, А – Б розташовані побутовіприміщення; в осях 1 – 3, А – Б знаходяться мазутонасосна, механічна майстерня,водомірний пункт, лабораторія ВПУ.
На площадці (відм. 3,300) розміщуються венткамера, ГРУ, приміщеннящитів керування і приміщення щитів станції керування.
В котельному цеху, який знаходиться в осях 1 – 7, Б – Д, розміщенікотли, водяні економайзери, димососи, газоходи котла та контрольно-вимірювальніприлади системи автоматики, блок підігрівачів сирої води та блок мережевихнасосів.
На відмітці 2,860 розміщені блочна установка живлення іпідживлення, а також укрупнено-блочна установка гарячого водопостачання.Конденсаційний бак розміщений на відмітці (– 1,200).
На зовні приміщення котельні розміщені атмосферний і вакуумнийдеаератори, баки-акумулятори, бак-газовідділювач, продувочний колодязь, бункервологого зберігання солі та димова труба.
Для виконання ремонтних робіт в котельні передбачені крани і ручніталі.
8. Техніко-економічна частина
8.1 Розрахунок витрат на котельню
З теплового розрахунку котельні (див. п. 1.3.1) беремонаступні дані:
– встановлена потужність котельні /> МВт;
– річний відпуск теплоти на опалення, />ГДж/рік;
– річний відпуск теплоти на гаряче водопостачання /> ГДж/рік;
– річний відпуск теплоти на вентиляцію /> ГДж/рік;
– річна витрата теплоти на технологічні потреби /> ГДж/рік;
– річний відпуск тепла котельнею /> ГДж/рік;
Річне вироблення тепла котельнею:
/> (8.1)
де, ηТП – Коефіцієнт теплового потоку, %;
/> (8.2)
Число годин використання встановленої потужності котельні:
/> (8.3)
Питома витрата палива на 1 Гдж відпущеної теплоти
Умовного /> (8.4)
Натурального/> (8.5)
де ηбр – ККД котельного агрегату, %
/>— нижча теплотазгорання палива,
/>
/>
Річна витрата палива котельні
Умовного /> (8.6)
Натурального /> (8.7)
Річна витрата електроенергії на власні потреби котельні
/> (8.8)
де, Nycm – встановлена потужність приймачівелектричної енергії, КВт;
hкom – число годин роботи котельні в рік,год/рік; hкom=8400 год/рік;
Кэл – коефіцієнт використання встановленоїелектричної потужності; Кэл = 0,5.
/>
Річна витрата води на котельні:
/> (8.9)
де, /> – витрата сироїводи, що поступає на хім-водоочистку при максимально зимовому та літньомурежимах, т/год:
/>;
/> (8.10)
Питома витрата води на 1 ГДж відпущеного тепла
/> (8.11)
8.2 Розрахунок собівартості відпускної теплоти від котельні
Річні витрати на паливо
/> (8.12)
/> – Ціна палива таціна на його транспортування, грн/тис. м3
/>
Річні витрати на електроенергію
/> (8.13)
де Цэ — Ціна електроенергії, грн/КВтгод;
/>
Витрати на воду:
/> (8.14)
Капітальні витрати на спорудження котельні:
/> (8.15)
де, К1, Кп – питомікапіталовкладення для вводу в експлуатацію першого та наступних котлоагрегатів,грн/МВт
К1=86000 грн/МВт;
Кп=87000 грн/МВт;
/> – номінальна потужністьпершого та наступних котлоагрегатів, МВт
/>
Річні амортизаційні відрахування
/> (8.16)
де, /> – середнянорма амортизації загально-будівельних робіт, та будівель, %;
/>=5%
/> – середня норма амортизаціїобладнання з монтажем
/>=15%
Кстр – вартість загально-будівельних робіт, грн
Коб – вартість обладнання з монтажем, грн.
/> (8.17)
/> (8.18)
де, αcmp, αoб –долявартості загально-будівельних робіт і обладнання;
αстр=30%, αоб=10% табл.13.7,
Кстр=1399080 · 0,3 = 419724 грн
Коб = 0,7 · 1399080 = 979356 грн
/>
Витрати на поточний ремонт:
/> грн (8.19)
Заробітна плата з нарахуваннями тільки експлуатаційного персоналу
/> (8.20)
Де Зср.рік – середня заробітна плата знарахуваннями в фонд соціального страхування;
Ч – чисельність експлуатаційного персоналу котельні(за проектними даними становить 25 чол.);
/>
Інші сумарні витрати
/>(8.21)
Річні експлуатаційні витрати по котельні визначаються як сумарозглянутих вище статей:
/> (8.22)
SKOT= 2552532 + 304920 + 85701 + 167889 + 33578 +121800 +
+ 96980 =3363400 грн
/> (8.23)
Паливна складова собівартості
/> (8.24)
Вираховуємо загальну вартість випущеної продукції
/> (8.25)
де, Цк– ціна тепла, яке відпускаєтьсяспоживачам 1 ГДж тепла, грн./ГДж;
Річний прибуток котельні
/> (8.26)
Рентабельність котельні, %
/> (8.27)
за формулою (2.27) визначаємо рентабельність:
/>
Аналогічним чином поводимо техніко-економічні розрахунки для данихдо розширення котельної. Результати розрахунків зводимо у таблиці 8.1.
Таблиця 8.1 Техніко-економічні показники котельні
№
з/п Найменування Познач. Розмірність Показники До розширення Після розширення
1
Загальні капіталовкладення
Ккап
10 3 грн
1171,1
1399,1
2
Питомі капіталовкладення
К
10 3 грн/МВт
447
534
3
Вартість випущеної продукції
Sn
10 3 гри
3612,0
3981,5
4
Річний відпуск тепла
/>
10 3 ГДж/рік
227,4
245,2
5
Річна витрата води
/>
10 3 m/pік
45,233
55,291
$
Чисельність експлуатаційного персоналу
Ч
чоловік
25
25
7
Річні експлуатаційні витрати
Sкот
10 3грн/рік
3010,9
33634
8
Собівартість виробленої теплоти
Sq
грн/ГДж
13,8
13,7
9
Прибуток котельні
П
10 3 грн
601,1
621,1
10
Рентабельність капіталовкладень
Рк
%
41
46
9. Автоматизація котельної
9.1 Опис технологічного процесу
Паровим котлом називається комплекс агрегатів, призначених дляодержання водяної пари. Цей комплекс складається з ряду теплообміннихпристроїв, зв’язаних між собою й пристроїв для передачі тепла від продуктівзгоряння палива до води й пари. Вихідним носієм енергії, наявність якогонеобхідно для утворення пари з води, служить паливо.
Основними елементами робочого процесу, здійснюваного в котельнійустановці, є:
1) процес горіння палива;
2) процес теплообміну між продуктами згоряння або самим палаючимпаливом з водою;
3) процес пароутворення, що складається з нагрівання води, їївипару й перегріву отриманої пари.
Під час роботи в котлоагрегатах утворяться два взаємодіючих один зодним потоки: потік робочого тіла й потік теплоносія, що утвориться в топці.
У результаті цієї взаємодії на виході об’єкта виходить паразаданого тиску й температури.
Однією з основних задач, що виникає при експлуатації котловогоагрегату, є забезпечення рівності між виробленою й споживаною енергією. У своючергу процеси пароутворення й передачі енергії в котлоагрегаті однозначнопов’язані з кількістю речовини в потоках робочого тіла й теплоносія.
Горіння палива є суцільним фізико-хімічним процесом. Хімічнасторона горіння являє собою процес окислювання його горючих елементів киснем минаючийпри певній температурі і який супроводжується виділенні тепла. Інтенсивністьгоріння, а так само економічність і стійкість процесу горіння палива залежатьвід способу підведення й розподілу повітря між частками палива. Умовно прийнятопроцес спалювання палива ділити на три стадії: запалювання, горіння йдопалювання. Ці стадії в основному протікають послідовно в часі, частковонакладаються одна на іншу.
Розрахунок процесу горіння звичайно зводиться до визначеннякількості повітря в м3, необхідного для згоряння одиниці маси, абообсягу палива, кількості й складу теплового балансу, визначенню температуригоріння.
Значення тепловіддачі полягає в теплопередачі теплової енергії, щовиділяється при спалюванні палива, воді, з якої необхідно одержати пару, абопари, якщо необхідно підвищити його температуру вище температури насичення.Процес теплообміну в котлі йде через водогазонепроникні теплопровідні стінки,що називаються поверхнею нагрівання. Поверхні нагрівання виконуються у виглядітруб. Усередині труб відбувається безперервна циркуляція води, а зовні вониобмиваються гарячими топковими газами або сприймають теплову енергіювипромінюванням. У такий спосіб у котлоагрегаті мають місце всі видитеплопередачі: теплопровідність, конвекція й випромінювання. Відповідноповерхня нагрівання підрозділяється на конвективні й радіаційні. Кількістьтепла, передана через одиницю площі нагрівання в одиницю часу називаєтьсятепловою напругою поверхні нагріву. Величина напруги обмежена, по-перше,властивостями матеріалу поверхні нагріву, по-друге, максимально можливоюінтенсивністю теплопередачі від гарячого теплоносія до поверхні, від поверхнінагрівання до холодного теплоносія. Інтенсивність коефіцієнта теплопередачі тимвище, чим вище різниці температур теплоносіїв, швидкість їхнього переміщеннящодо поверхні нагрівання й чим вище чистота поверхні.
Утворення пари в котлоагрегатах протікає з певною послідовністю.Уже в екранних трубах починається утворення пари. Цей процес протікає привеликих температурі й тиску. Явище випару полягає в тім, що окремі молекулирідини, що перебувають у її поверхні й володіють високими швидкостями, а отже,і більшою в порівнянні з іншими молекулами кінетичною енергією, переборюючисилові впливи сусідніх молекул, що створює поверхневий натяг, вилітають унавколишній простір. Зі збільшенням температури інтенсивність випару зростає.Процес зворотний паротворенню називають конденсацією. Рідина, що утвориться приконденсації називають конденсатом. Вона використається для охолодженняповерхонь металу в пароперегрівниках.
Пара, утворена в котлоагрегаті, підрозділяється на насичену іперегріту. Насичена пара у свою чергу ділиться на суху і вологу.
9.2 Опис конструкції об’єкта автоматизації
Парові котли типу ДЕ паропродуктивністю ч т/год, з абсолютнимтиском 1,4 МПа призначені для виробітку насиченої або перегрітої пари,використовуваного для технологічних потреб промислових підприємств, натеплопостачання систем опалення й гарячого водопостачання.
9.3 Обґрунтування необхідності контролю, регулювання йсигналізаціїтехнологічних параметрів
Регулювання живлення котлових агрегатів і регулювання тиску вбарабані котла головним чином зводиться до підтримки матеріального балансу міжвідводом пари й подачею води. Параметром, що характеризує баланс, є рівень водив барабані котла. Надійність роботи котлового агрегату багато в чомувизначається якістю регулювання рівня. При підвищенні тиску, зниження рівнянижче припустимих меж може привести до порушення циркуляції в екранних трубах,в результаті чого відбудеться підвищення температури стінок труб, щообігріваються, і їх перепал. Підвищення рівня також веде до аварійнихнаслідків, тому що можливий закид води в пароперегрівник, що викличе вихід йогоз ладу. У зв’язку із цим, до точності підтримки заданого рівня пред’являютьсядуже високі вимоги. Якість регулювання живлення також визначається рівністюподачі живильної води. Необхідно забезпечити рівномірне живлення котла водою,тому що часті й глибокі зміни витрати живильної води можуть викликати значнітемпературні напруги в металі економайзера.
Барабанам котла із природною циркуляцією властива значназдатність, що проявляється в перехідних режимах. Якщо в стаціонарному режиміположення рівня води в барабані котла визначається станом матеріальногобалансу, то в перехідних режимах на положення рівня впливає велика кількістьзбурювань. Основними з них є: зміна витрати живильної води, змінапаропродуктивності при зміні навантаження топлення, зміна температури живильноїводи.
Регулювання співвідношення газ-повітря необхідно як чисто фізично,так й економічно. Відомо, що одним з найважливіших процесів, що відбуваються вкотельній установці, є процес горіння палива. Хімічна сторона горіння паливаявляє собою реакцію окислювання горючих елементів молекулами кисню. Для горіннявикористовується кисень, що перебуває в атмосфері. Повітря в топку подається впевнім співвідношенні з газом за допомогою дуттєвого вентилятора.Співвідношення газ-повітря приблизно становить 1.10. При недостатку повітря втопковій камері відбувається неповне згоряння палива. Газ, який не допалився,буде викидатися в атмосферу, що економічно й екологічно не припустимо. Принадлишку повітря в топковій камері буде відбуватися охолодження топки, хоча газбуде згоряти повністю, але в цьому випадку залишки повітря будуть утворюватидвоокис азоту, що екологічно неприпустимо, тому що це з’єднання шкідливе длялюдини й навколишнього середовища.
Система автоматичного регулювання розрідження в топці котлазроблена для підтримки горіння під наддувом, тобто щоб підтримувати сталістьрозрідження (приблизно 4 мм. вод. ст.). При відсутності розрідженняполум’я факелу буде притискатися, що приведе до обгорання пальників і нижньоїчастини топки. Димові гази при цьому підуть у приміщення цеху, що унеможливлюєроботу обслуговуючого персоналу. У живильній воді розчинені солі, припустимекількість яких визначається нормами. У процесі паротворення ці солі залишаютьсяв котловій воді й поступово накопичуються. Деякі солі утворять шлам – твердаречовина, що кристалізується в котловій воді. Більш важка частина шламунакопичується в нижніх частинах барабана й колекторах.
Підвищення концентрації солей у котловій воді вище припустимихвеличин може привести до віднесення їх у пароперегрівник. Тому солі, щоскопилися в котловій воді, видаляються безперервною продувкою, що у цьомувипадку автоматично не регулюється. Розрахункове значення продувкипарогенераторів при сталому режимі визначається з рівнянь балансу домішок доводи в парогенераторі. Таким чином, частка продувки залежить від відношенняконцентрації домішок у воді продувної й живильної. Чим краще якість живильноїводи й вище припустима концентрація домішок у воді, тим частка продувки менша.А концентрація домішок у свою чергу залежить від частки додаткової води, у якувходить, зокрема, частка продувної води, що втрачається.
Сигналізація параметрів і захисту, що діють на зупинку котла,фізично необхідні, тому що оператор або машиніст котла не в силах устежити завсіма параметрами функціонуючого котла. Внаслідок цього може виникнути аварійнаситуація. Наприклад при спуску води з барабана, рівень води в ньому знижується,внаслідок цього може бути порушені циркуляція й викликаний перепал труб доннихекранів. Захист, що спрацював без зволікання, запобіжить виходу з ладупарогенератора. При зменшенні навантаження парогенератора, інтенсивністьгоріння в топці знижується. Горіння стає нестійким і може припинитися. Узв’язку із цим передбачається захист по погашенню факела.
Надійність захисту значною мірою визначається кількістю, схемоювключення й надійністю використовуваних у ній приладів. По своїй дії захиступідрозділяються ми; діючі на зупинку котла; зниження навантаження котла;виконуючі локальні операції.
Таблиця 9.1. Технологічні параметри контролю і сигналізаціїПараметр од. ним. min норма max. Продуктивність т/год 3,8 4,0 4,14 Температура насиченої пари °С 190 195 200 Тиск у барабані котла МПа 1,33 1,40 1,47 Температура живильної води після °С 153 163 173 економайзера Витрата природного газу
м3/с 257,5 274,0 282,5 Тиск газу перед пальниками МПа 0,0475 0,0500 0,0525 Розрідження в топці мм. вод. ст. 4,75 5,00 5,25 Рівень у барабані мм -100 +100
9.4 Вибір засобів автоматизації
Комплекс приладів і пристроїв типу «Контур Г» призначений дляпобудови локальних систем автоматичного регулювання теплотехнічних процесів венергетиці, промисловому комплексі, системах теплопостачання й опалення.Комплекс містить у собі чотирнадцять виконань багатофункціональних регулюючихприладів з імпульсним виходом типу PC 29 і два виконання трипозиційногопідсилювача типу В29.
Комплекс «Контур 2» побудований по модельному принципі на сучасніймікроелектронній елементній базі. Характеризується розширеними функціональнимиможливостями, більш широким використанням сигналів постійного струму,підвищеною точністю й надійністю, істотно меншими габаритами й масою впорівнянні з комплексом приладів «Контур».
Регулюючі прилади типу РС29 забезпечують посилення, демпфіруванняй індикацію сигналу неузгодженості. Разом з виконавчим механізмом постійноїшвидкості регулятори дозволяють здійснювати ручне керування виконавчиммеханізмом. У них передбачена індуктивними положення виконавчого механізму,оснащеного реостатними або індуктивними датчиками положення, а також аналого-релейнеперетворення по двох каналах з індексацією спрацьовування.
Залежно від модифікації прилади можуть виконувати додатковіфункції: диференціювання сигналів за аперіодичним законом, нелінійнеперетворення сигналів, цифрову індикацію одного із чотирьох сигналів повиклику. Конструкція регулюючих приладів відрізняється уніфікацією.Функціональна структура більшості виконань приладів може легко змінюватисяшляхом перестановки перемичок на спеціальному комутаційному полі, доступномуспоживачеві, що дає можливість здійснювати аналого-релейне перетворення здемпфіруванням, здійснювати динамічний зв’язок між регуляторами.
9.5 Опис схеми автоматизації
Функціональна схема систем автоматизації технологічних процесів єосновним технічним документом, що визначає структуру й характер системавтоматизації технологічних процесів, а також оснащення їхніми приладами йзасобами автоматизації. На функціональній схемі дане спрощене зображенняагрегатів, що підлягають автоматизації, а також приладів, засобів автоматизаціїй керування, зображуваних умовними позначками за діючими стандартами, а такожлінії зв’язку між ними.
Схема автоматизації регулювання й контролю парового котлоагрегатупередбачають наступні системи:
– система автоматичного регулювання й контролю тепловогонавантаження котла;
– система автоматичного регулювання и контролю живленнякотла;
– система автоматичного регулювання й контролю співвідношеннягаз-повітря;
– система автоматичного регулювання й контролю розрідження втопці котла;
– система автоматичного контролю тиску;
– система автоматичного контролю температури;
– система автоматичного відсічення газу.
9.6 Опис компоновки і комутації щита КІПіА
Опис компоновки панелі щита. Компоновкою називається загальний видщита й розміщені на ньому прилади й засоби автоматизації.
Компоновка апаратури повинна забезпечити зручність користуваннянею. На аркуші 9 «Автоматизація котла» наведений загальний вид щитів,розроблений на основі функціональної схеми.
Щити виконані відповідно до типових проектів котелень і призначенідля автоматизації котлів серії ДЕ, що спалюють природний газ або мазут,продуктивністю 4 тонн пари в годину. Щит і комплект апаратури, призначеної дляроботи з ним, забезпечують:
1) автоматичне регулювання тиску пари й рівня води вбарабані котла, витрати повітря до пальників, розрідження в топленні;
2) оперативний контроль розрідження в топці, напоруповітря за дуттєвим вентилятором, температури димових газів по тракті й силиструму електродвигуна димососа, установленими на щиті приладами;
3) світлозвукову сигналізацію при відхиленні тискупалива, тиску повітря, тиску пари, розрідження в димоході, відхиленні рівня вбарабані котла, загасанні факела й аварійній зупинці котла.
Щити встановлюються у виробничому й спеціальному щитовомуприміщеннях з температурою навколишнього повітря від -35 до +50 С. Прикомпоновці необхідно звертати увагу на естетику зовнішнього виглядупроектованого щита. Засоби автоматизації й апаратура керування компонуютьсяфункціональними групами в порядку ходу технологічного процесу.
Апаратуру на панелях розташовують так щоб черговому персоналу булозручно спостерігати за показниками приладів за технологічним процесом.
Під кожним приладом поміщені рамки з написами про призначенняприладу, або вимірюваний параметр.
Схема комутації щита являє собою зворотну сторону передньої стінкищита з точним розташуванням на ній апаратури зі спрощеним зображенням проводки.У щити й пульти дозволяється введення електричного струму напругою, що неперевищує 400 В. При уведенні в щити із засобами автоматизаціїспрямованими понад 250 В постійний і змінний токи рекомендується струмупровідної частини закривати контуром.
Живильні проведення, кабелі й імпульсні трубки рекомендуєтьсяпідводити безпосередньо до вступного вимикача щита.
Індивідуальні ланцюги живлення засобів автоматизації схемкерування, сигналізації й т.д. рекомендується підводити від вступного вимикачадо відповідних вимикачів і запобіжників.
Розведення індивідуальних ланцюгів живлення повинна виконуватисявідповідно до прийнятих рішень у принциповій схемі.
Для пневматичної проводки в щитах і пультах повинні застосовуватиімпульсні трубки, виготовлені із пластмаси, поліетилену або сплавів.Пневматичні лінії зв’язку повинні бути загерметизовані, не мати витоків повітряв атмосферу.
Компенсаційні проведення або кабелі, поставлені комплексно зокремими видами приладів і засобів автоматизації, приєднуються безпосередньо доїхніх затискачів.
Кінці проводів, підключені до приладів, апаратам і зборкамзатискачів, повинні мати маркування, що відповідає монтажним схемам щита.
Висновки
В даному дипломному проекті розглянуте питання розширенняцентральної котельної мікрорайону у зв’язку з розширенням кількості йогомешканців і збільшенню витрат на технологічні потреби.
Для забезпечення даної задачі в дипломному проекті було виконанонаступні операції: розраховане нове теплове навантаження мікрорайону, складенаі розрахована теплова схема, підібране основне і допоміжне (обладнання,здійснено розрахунки котла, пальника, мережевого підігрівання; розглянутіпитання водопідготовки.
В результаті можна зробити наступні висновки.
1. Розраховане нове теплове навантаження мікрорайону збільшилося увідповідності з попереднім на 2,62 МВт і становить 13,1 МВт.
2. Складена і розрахована нова теплова схема з урахуваннямзбільшення потужностей. При розрахунку теплового балансу було підрахованокількість води, яка поступає на живлення котлоагрегатів і вона є більшою закількість витрати пари котла.
3. В дипломному проекті прийняті тепломеханічні рішення, рішенняпо запровадженню станції водопідготовки, мазутопостачання, газопостачання.
4. Вибрано і розраховано основне і допоміжне обладнання. Прийнятийкотел для розширення котельної марки ДЕ-4–14ГМ. Його потужність і технічніхарактеристики задовільняють потреби проектування.
5. Проведено розрахунки пальника і мережевого підігрівача.Прийнято пальник марки ГМ – 2,5 і підігрівач MBH-600.
6. Розроблено новий генеральний план котельної з урахуванням розширення.
7. Розраховано техніко-економічні показники котельної, з якоговипливає що за допомогою розширення котельної зменшується собівартістьвиробленої теплоти і збільшується прибуток котельної.
Література
1. АлександровВиктор Григорович. Паровые котлы малой и средней мощности, Изд. 2-е, пеераб. идоп. Л., «Энергия», 1972. – 248 с.
2. Тепловойрасчет котельных агрегатов (нормативный метод)/Под ред. Н.В. Кузнецовой, В.В. Митора,И.Е. Дубовского, И.С. Карасиной. Изд. трете, перераб. и доп. – Санкт-Петербург:НПО ЦКТИ-ВТИ, СПб, 1998. – 256 с.
3. Наладкии эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник / В.И. Манюк, Я.И. Каплинский,Э.Б. Хит и др. – 3-е изд., перераб. и доп. М Стройиздат, 1988. – 142 с.
4. Тепловойрасчет промышленных парогенераторов /под ред. Частухина В.И., Киев 1982.
5. Ю.М. Гусев.Основы проектирования котельных установок Изд. 2-е, перераб. и доп., М.,Стройиздат, 1973.
6. ЛифшицО.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. Изд. 2-е, перераб.и доп., М., «Энергия», 1976.
7. СосковВ.И. Технология монтажа и заготовительные работы. Учеб для вузов поспециальности «Теплогазоснабжение и вентиляция». М.: Высшая школа, 1989. – 344 с.
8. ОрловГ.Г. Охрана труда в строительстве. Учебник для строит. Вузов. – М.: Высшаяшкола, 1984. – 343 с.
9. ЗолотницкийИ.Д., Пчелинцев В.А. Охрана труда в строительстве. Под ред. ЗолотницкогоИ.Д. Учеб. для вузов. М.: Высшая школа, 1978.
10. Производственные иотопительные котельные. /Е.Ф. Бузников, К.Ф. Роддатис. – 2-е изд.,перераб. – М.: Энергатомиздат, 1984. — с. 248.,ил.