Перевод на природный газ котла ДКВР 20/13 котельной Речицкого пивзавода

Учреждение образования

Гомельский государственный технический университет им. П. О. Сухого



Факультет Энергетический Кафедра 

”Промышленная теплоэнергетика

 и экология ”

УТВЕРЖДАЮ 

Зав. кафедрой 

 подпись

« » 2004г.



ЗАДАНИЕ

ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ



	Студенту Соловьеву Виталию Николаевичу 

1. Тема проекта Перевод на природный газ котла ДКВР 20/13 котельной 

 Речицкого пивзавода 

(Утверждена приказом по ВУЗу от 11.02.04г № 228 – с )

2. Сроки сдачи студентом законченного проекта 24.06.04 г 

3. Исходные данные к проекту 1.Место нахождения котельной - город Речица;

 2. Минимальная нагрузка потребления пара Dmin =4,85 т/ч ; 

	 3. Максимальная выработка пара Dmax =28 т/ч; 

 4. Установленная мощность котельной Dуст =56 т/ч; 

 5. Расчетная температура наружного воздуха для отопления tно = - 25оС; 

 6. Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции tнв = -11 оС;

 7. Средняя температура наружного воздуха за отопительный период 

	 tср=-1,3 оС.

4. Содержание расчётно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов) 

Аннотация; 

	 Введение;

			1. Описание котельной; 

	2. Описание тепловой схемы котельной; 

3. Расчет тепловой схемы котельной; 

4. Тепловой расчет котельного агрегата; 

5. Аэродинамический расчет котельного агрегата; 

6. Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования; 

7. Водоподготовка; 

8. Охрана труда и экология; 

		9. Автоматизация тепломеханических процессов;

	 10. Технико-экономические показатели; 

 Заключение; 

 Литература. 

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей и графика) 1. План котельной ДП.Т.01.02.03.04.52.01. – 1 лист; 

 2. Разрез котельнойДП.Т.01.02.03.04.52.02. – 1 лист;

	 3. Тепловая схема котельной ДП.Т.01.02.03.04.52.03. – 1 лист; 

 4. Разрез котла ДКВР 20/13 ДП.Т.01.02.03.04.52.04. – 2 листа; 

 5. Автоматизация котла. Регулирование ДП.Т.01.02.03.04.52.05.- 

 1 лист; 6. Автоматизация котла. Контроль ДП.Т.01.02.03.04.52.06.- 1 лист; 

 7. Водоподготовка ДП.Т.01.02.03.04.52.07. - 1 лист; 

 8. Технико-экономические показатели ДП.Т.01.02.03.04.52.08.-

 1 лист. 

 6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта) 

 1. Руководитель и консультант дипломного проекта Иванова Е.М.

 Разделы 1-7, 9 

 2. Консультант по разделу охраны труда и экологии Овсяник Г.А. Раздел 8

 3.Консультант по экономической части Прокопчик Г.А. Раздел 10 

7. Дата выдачи задания « 11 » февраля 2004г.

8. Календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоёмкости отдельных этапов) __________

 Пункты 1-3 -5.04.-12.04.

 Пункты 4-7 -13.04.-26.04 

 Пункт 8-9 - 27.04-10.05.

 Оформление графической части- 11.05.- 31.05.

 Оформление пояснительной записки -1.06.-7.06.

 Сбор подписей -8.06.-19.06. 

______________________________________________________________Руководитель _________________________________________

 подпись

 Задание принял к исполнению (дата) « 11 » февраля 2004г.



 (Подпись студента) ________________________________


СОДЕРЖАНИЕ



Вариант 18

Введение

1. Основы проектирования котельных

1.1 Выбор производительности и типа котельной

1.2 Выбор числа и типов котлов

1.3 Компоновка котельной

1.4 Тепловая схема котельной

2. Тепловой расчет котельного агрегата

2.1 Общие положения

2.2 Сводка конструктивных характеристик

2.3 Определение количества воздуха, необходимого для горения, 

 состава и количества дымовых газов и их энтальпии

2.4 Составление теплового баланса

2.5 Тепловой расчет топки

2.6 Тепловой расчет конвективного пучка

3. Расчет хвостовых поверхностей нагрева

3.1 Конструктивный расчет экономайзера

3.2 Проверка теплового баланса

Заключение

Литература




Введение



Котельной установкой называют совокупность устройств и механизмов предназначенных для производства водяного пара или приготовления горячей воды. Водяной пар используют для привода в движение паровых двигателей, для нужд промышленности и сельского хозяйства и отопления помещения. Горячую воду предназначают для отопления производственных, общественных и жилых зданий, для коммунально-бытовых нужд населения.

По роду производимого теплоносителя различают установки с паровыми и водогрейными котлами. По назначению паровые котельные агрегаты делят на промышленные, устанавливаемые в производственных и отопительных котельные, которые устанавливают в котельных тепловых электрических станций. По типу паровые котлы можно разделить на вертикально-цилиндрические, вертикально-водотрубные с развитой испарительной поверхностью нагрева и экранные. Современная паровая котельная установка представляет собой сложное сооружение. Основной частью её является собственно паровой котел, в котором осуществляется превращение воды в насыщенный пар. Однако в настоящее время собственно паровой котел с целью повышения экономичности котельной установки дополняется пароперегревателем, водяным экономайзером и воздухоподогревателем. Пароперегреватель предназначается для повышения температуры и энтальпии пара, полученного в котле. В водяном экономайзере используют тепло дымовых газов уходящих из котла, для подогрева воды, подаваемой в котел, а в воздухоподогревателе - для подогрева воздуха, поступающего в его топку. Устанавливают водяной экономайзер или воздухоподогреватель либо тот и другой в совокупности. Собственно котел, пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель, а также топка, связанные в единое органическое целое, совместно с примыкающими к ним паро- и водопроводами, газо- и воздухопроводами, арматурой образуют в целом котельный агрегат. Котельный агрегат имеет каркас с лестницами и помостами для обслуживания и заключается в обмуровку. Металлические поверхности элементов котельного агрегата, соприкасающиеся с дымовыми газами и водой, паром или воздухом служат для передачи тепла от дымовых газов к воде, пару и воздуху и называются поверхностями нагрева. Современный котельный агрегат обслуживается рядом вспомогательных механизмов и устройств, которые могут быть индивидуальными и групповыми. К вспомогательным механизмам и устройствам относят дымососы и дутьевые вентиляторы, питательные и водоподготовительные установки, пылеприготовительные установки, топливоподачу, системы золоулавливания и золоудаления - при сжигании твердого топлива, мазутное хозяйство - при сжигании жидкого топлива, газорегуляторную станцию - при сжигании газообразного топлива. Дымососы предназначаются для удаления дымовых газов из котельной установки. Дутьевые вентиляторы устанавливают для того, чтобы при подаче воздуха в топку преодолеть сопротивление горелок или слоя топлива на решетке, а также сопротивления воздухоподогревателя. Тепловые, гидродинамические и аэродинамические процессы, протекающие в котельной установке, необходимо регулировать и контролировать. Поэтому ее оснащают регулирующими устройствами, такими, как регулятор температуры перегретого пара, запорными регулирующими и предохранительными органами, контрольно-измерительными приборами. Наряду с этим в котельных установках осуществляют комплексную автоматизацию регулирования всех основных происходящих в них процессов. Котельные установки, расположенные в одном здании или на общей площадке в совокупности со всем комплексом вспомогательных механизмов и устройств называют котельной. В соответствии с назначением и родом производимого теплоносителя различают энергетические, производственные, отопительные и производственно-отопительные котельные, а также котельные с паровыми и водогрейными котлами.



1. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЕЛЬНЫХ



1.1 Выбор производительности и типа котельной



 Проектирование котельной начинают с выявления характера потребителей и определения количества потребного для них тепла или пара, а также вида и параметров теплоносителя. 

При этом производственные котельные обычно вырабатывают пар для технологических нужд, отопления и вентиляции производственных цехов; отопительные котельные приготавливают горячую воду для отопления жилых и общественных зданий, а также для хозяйственных нужд; производственно-отопительные котельные вырабатывают пар и приготавливают горячую воду для всех перечисленных выше видов потребления. 

Потребность в тепле на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых общественных и промышленных зданий определяют по проектам местных систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. При отсутствии таких проектов потребность в тепле может быть подсчитана по укрупненным показателям. 

Отпуск пара на технологические нужды промышленных предприятий и горячей воды определяю по технологическим проектам этих предприятий. Когда вид и параметры теплоносителя, а также полный отпуск тепла или пара выявлены, можно установить профиль и производительность проектируемой котельной. 

Если все тепло отпускается в виде горячей воды, проектируют котельную с водогрейными котлами, если в виде пара и в виде горячей воды, то в зависимости от количественного соотношения отпусков пара и горячей воды можно спроектировать паровую котельную с установкой для подогрева сетевой воды либо комбинированную котельную с водогрейными и паровыми котлами.


1.2 Выбор числа и типа котлов



Число и тип котлов при проектировании котельной выбирают, исходя из годового графика отпуска тепла или пара для отопления и подогрева вентилируемого воздуха, для горячего водоснабжения, и технологических нужд. Для котельных с паровыми котлами целесообразно строить годовые графики отпуска пара, производя перерасчет отпуска тепла на отопление, вентиляцию и отпуск пара по формуле: 



  , т/ч



где: hс п – энтальпия пара, поступающего в сетевой подогреватель воды, кДж/кг;

 hк – энтальпия конденсата, выходящего из охладителя конденсата сете- вого подогревателя, кДж/кг;

с п – КПД сетевого подогревателя воды, составляющий 0,95-0,98.

Над суммирующей кривой отпуска тепла или пара надстраивают кривую собственного расхода тепла или пара котельной и потери тепла или пара в ней. Расход пара на деаэрацию определяют по формуле, приведенной в таблице 1, а расход пара на другие нужды принимают в процентах к ее выработке: на обдувку поверхностей нагрева 1% , на распыление мазута в паровых форсунках 2-3%, на разогрев мазута в мазутохранилище – до 5%, на паровые питательные насосы 1%. Потери тепла и пара в котельной принимают равными 1-2% отпущенного тепла или пара.

Приходя к определению числа и производительности котлов, подлежащих установке в котельной, исходят из того, что котлы должны быть однотипными и одинаковой производительности. Предпочтительнее выбирать меньшее число более крупных котлов; желательно чтобы в котельной было 2-3 работающих котла. Резервного котла, как правило, не предусматривают, за исключением тех случаев, когда по условиям производства недопустимо даже кратковременное сокращение отпуска тепла или пара.

 Производительность котлов выбирают из такого расчета, чтобы они полностью обеспечивали требуемую выработку пара в зимний максимум, и чтобы в летний период можно было выводить по очереди все котлы в капитальный ремонт. Расчет сводим в таблицу 1 [определение номинальной производительности котельной, выбор числа и производительности котельного агрегата].











Наименование расчетной величины

Обозна-чение

Ед изм.

Расчетная формула или источник



Расчет

 Результат











Промежуто- чный

Оконча-тельный

1

 2

3

 4

 5

 6

 7

1. Максимальное потребление пара на технические нужды производства

Dпотт.н



т/ч





Задание

 



 



6,5

2. Потеря пара в сетях

qсетт.н

%

Опытные данные



2,0



3. Отпуск пара из котельной на технологические нужды производства



Dотпт,н



т/ч



Dпотт.н 100

___________________

(100-qсетов)

6,5∙100

100-2





6,63

4. Потери тепла в сетях



%

Опытные данные

4 ÷ 5

4



5. Тепло на отопление и вентиляцию



КВт

Задание



5000



6. Отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию



кВт



(5000 ∙100) /

(100 - 4)



5208,3



7. Температура прямой сетевой воды



0С

Задание



150



8. Температура обратной сетевой воды



0С

Задание



70



9. Энтальпия прямой сетевой воды



КДж кг

Таблица воды и водяного пара

[1],стр.47

632,2



10. Энтальпия обратной сетевой воды



КДж

кг

Таблица воды и водяного пара

[1],стр.47

292,9



11. Энтальпия насыщенного пара



КДж

кг

Таблица воды и водяного пара

[1],стр.49

2789



12. Потери тепла сетевым подогревателем в окружающую среду





%



Опытные данные



3 ÷ 4



4,0



13. Температура конденсата греющего пара на выходе из системы подогревателей сетевой воды











0С



Опытные данные при x=1 Т-S диаграмма





85



14. Отпуск пара на подогреватели сетевой воды



т/ч



(5208,3 ∙3,6) / (2789- 4,19∙85) (100 / (100-4))







8

15. Полный отпуск пара из котельной



т/ч



25,5 + 8



33,5

16. Собственный расход пара с учетом потерь



%

Опытные данные



5,0



17. Выработка пара котельной без учета расхода на деаэрацию





т/ч





33,5 100

100 - 5





35

18. Количество возвращающегося конденсата



т/ч



0,6 6,63 + 8

12



19. Потребность в добавочной 

 воде



т/ч

Dвырк – Qк

35 - 12



23

20. Температура возвращающегося конденсата перед деаэратором







0С



Опытные данные

70 ÷ 85 

85



21. Температура химически очищенной воды перед деаэратором







0С



Опытные данные





70



22. Средняя температура воды перед деаэратором



0С



12 85 + 23∙ 70

12 + 23





75

23. Средняя энтальпия воды перед деаэратором



кДж

кг

Таблица воды и водяного пара

[1],стр.47



313,97

24. Потери тепла деаэратором в окружающую среду





%



Опытные данные

2 ÷ 2,5

2



25. Давление в деаэраторе



МПа

Опытные данные

0,105 ÷ 0,15

0,12



26. Температура воды в деаэраторе



0С

Таблица воды и водяного пара

[1],стр.47

104,2



27. Расход пара в деаэраторе











т/ч

 

 (436,6 – 313,9) ∙

 (2433 – 436,6) ∙

∙100  35

∙ (100 - 2)

hq= 4,19 ∙104,2 =

= 436,598 кДж/кг

h= 2789- 4,19 85 =

= 2433кДж/кг





2,2

28. Максимальная нагрузка котлов



т/ч



2,2 + 35



37,2

29. Номинальная производительность котла

Dk

т/ч

[1],cтр.248

ДЕ-6,5-14ГМ

6,5



30. Количество котлов установленных в котельной



Шт.



37,2 / 6,5

5,7

6









1.3 Компоновка котельных



При компоновке котельной преследуют цель наиболее рационально разместить основное и вспомогательное оборудование, чтобы его удобно было эксплуатировать и вместе с тем, чтобы котельная получалась компактной, с минимальным объемом здания, несложным для сооружения.

Котельные располагают в отдельных помещениях, удовлетворяющих требованиям Правил Госгортехнадзора, «Строительных Норм и Правил», «Противопожарных норм строительного проектирования промышленных предприятий и населенных мест» и «Санитарных норм проектирования промышленных предприятий». Котельные помещения не должны примыкать к живым зданиям. Нежелательно также примыкание котельных к производственным помещениям. 

Различают три типа котельных: закрытые, полуоткрытые, открытые. В закрытых котельных все основное и вспомогательное оборудование (обычно за исключением золоулавливателей) размещают в закрытых помещениях. В котельных полуоткрытого типа котельные агрегаты и некоторое наиболее ответственное вспомогательное оборудование размещают в закрытом помещении, а дымососы, дутьевые вентиляторы, золоулавливатели и деаэраторы, баки и прочее – на открытом воздухе. В открытых котельных почти все оборудование размещают на открытом воздухе, сооружая только очень небольшое помещение для укрытия персонала, обслуживающего фронт котлов, а также насосов и щитов управления. Рекомендации по выбору типа котельной даны в СНиП II-92-76.

Котельные установки проектируют только с индивидуальными дымососами, дутьевыми вентиляторами и золоулавливателями. Топливоподачу, питательные насосы, водоумягчительную установку, деаэраторы и другое оборудование, а также дымовую трубу, как правило, проектируют общие для всей котельной. Каждую котельную установку размещают в отдельной строительной ячейке; вспомогательное оборудование водопарового тракта размещают в строительной ячейке в одном из торцов котельной, причем помещение вспомогательного оборудования можно не отделять стеной от помещения котельных установок. Наряду с этим вспомогательное оборудование размещают и перед фронтом котлов. Здесь устанавливают тепловой щит, а при котельных агрегатах без воздухоподогревателей часто и дутьевые вентиляторы; в некоторых случаях перед фронтом котлов размещают питательные и сетевые насосы, водоподготовительную установку, деаэраторы.

Оборудование котельной размещают с учетом того, чтобы ее здание можно было выполнить из сборных железобетонных конструкций той номенклатуры и типоразмеров, которые применяют в промышленном строительстве.

Пролет здания котельной можно принимать равным: 6, 9, 12, 18 ,24 и 30 метров, шаг колонн 6 и 12 метров. Высоту помещения от отметки чистого пола до низа несущих конструкций на опоре следует принимать при пролете 12 м от 3,6 до 6 м включительно кратной 0,6 м, от 6 до 10,8 включительно – кратной 1,2 м, при больших высотах – кратной 1,8 м.

При пролете 18 и 24 м от 6 до 10,8 - кратной 1,2 м . 

При пролете 30 м от 12,6 - кратной 1,8 м .

Кроме того при пролете 18 м. допускаются высоты, равные 4,8 и 5,4 м., а для пролета 24 м – 5,4 м. Для возможности расширения котельной одну из стен ее оставляют свободной от застройки.

 Помещения, в которых установлены котлы, предусматриваю на каждом этаже два выхода наружу, расположенные с противоположных сторон котельной. Выходные двери должны открываться наружу от нажатия руки. Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до противоположной стены котельной принимают не менее 3 м, причем в случае установки вспомогательного оборудования ширину свободных проходов перед фронтом котлов оставляют на менее 1,5 м. Однако это оборудование не должно мешать обслуживанию котла. Ширина остальных проходов между котлами и стенами должна быть не менее 1,3 м. Расстояние от верхней отметки котла или от отметки верхней площади обслуживания котла до нижних частей конструкций покрытия котельной должно быть не мене 2 м. Для обслуживания котлов устанавливают лестницы и площадки из несгораемых материалов. К площадкам более 5 м устанавливают не менее 2 лестниц шириной не менее 600 мм с углом наклона к горизонту не более 500.

Площадки, предназначенные для обслуживания арматуры, контрольно-измерительных приборов и т.п., выполняют шириной не менее 800 мм, остальные площадки шириной не менее 600 мм.

Котельную оборудуют надлежащей вентиляцией и обеспечивают естественным и искусственным освещением, создающим освещенность в пределах 5-50 лк. Аварийное освещение предусматривают от самостоятельного источника энергии. В котельной располагают средства огнетушения в соответствии действующими правилами пожарной безопасности.



1.4 Тепловая схема котельной с паровыми котлами



Для покрытия чисто паровых нагрузок или для отпуска незначительного количества тепловой энергии в виде горячей воды от тепловых источников, предназначенных для снабжения потребителей паром, устанавливаются паровые котлы низкого давления. Развернутая тепловая схема с четырьмя паровыми котлами показана на чертеже 2.

 Пар из котлов поступает на редукционно-охладительные установки РОУ, где снижаются его давление и температура. Температура снижается за счет испарения поданной в РОУ питательной воды, которая распыляется за счет снижения давления с 14 -16 кгс/см2 до 6 кгс/см2.

 Основная часть пара отпускается на производственные нужды из паропроводов котельной, часть редуцированного и охлажденного пара используется в пароводяных подогревателях сетевой воды, откуда направляется в закрытую систему тепловых сетей. Конденсат от внешних потребителей собирается в конденсатные баки и перекачивается конденсатными насосами в деаэраторы питательной воды. Конденсат от пароводяных подогревателей, установленных в котельной, подается прямо в деаэраторы. Кроме того, имеется трубопровод для возможности слива его в конденсатные баки. 

Каждый паровой котел укомплектован питательным центробежным электронасосом. Для всех трёх установленных котлов установлен один такой же резервный насос. Вода в паровые котлы может также подаваться двумя паровыми поршневыми насосами.

 Фактические напоры теплоносителей определяются исходя из рабочего давления пара в котлах и расчетах гидравлического сопротивления системы трубопроводов, арматуры и теплообменников.




2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА



2.1 Общие положения



Тепловой расчет котельного агрегата может иметь двоякое назначение:

а) при проектировании нового котельного агрегата по заданным параметрам его работы (паропроизводительность, температуры перегретого пара, питательной воды, подогрева воздуха и др.) определяют величины всех его поверхностей нагрева.

б) при наличии готового котельного агрегата проверяют соответствие всех величин поверхностей нагрева заданным параметрам его работы.

Первый вид расчета называется конструкторским, второй – поверочным. В курсовом проекте выполняется поверочный расчет. Тепловой расчет котельного агрегата производят по методике, разработанной Всесоюзным теплотехническим институтом им. Ф.А. Дзержинского и центральным котлотурбинным институтом им. И.И. Ползунова ВТИ и ЦКТИ. Величины котельного агрегата рассчитывают последовательно, начиная с топки, с последующим переходом к конвективным поверхностям нагрева. Предварительно выполняют ряд вспомогательных расчетов: составляют сводку конструктивных характеристик элементов котельного агрегата, определяют количество воздуха, необходимого для горения, количество дымовых газов по газоходам котельного агрегата и их энтальпию; составляют тепловой баланс котельного агрегата. Тепловой расчет котельного агрегата выполняют по следующим разделам:



2.2 Сводка конструктивных характеристик котельного агрегата



При поверочном расчете, пользуясь чертежами котельного агрегата, составляют сводку конструктивных характеристик топки, конвективных поверхностей нагрева, пароперегревателя, водяного экономайзера и воздухоподогревателя. Для облегчения составления сводки конструктивных характеристик следует пользоваться эскизами элементов котельного агрегата.



	Характеристика котла ДЕ - 6,5 - 14ГМ

Паропроизводительность, т/ч 6,5 Давление пара на выходе из котла, МПа 1,4

Температура, 0С

	 насыщенного пара 194

 питательной воды 100

Объем топочной камеры, м3 11,21

Площадь поверхностей нагрева, м2

 радиационная 27,97

 конвективная 63,3

 пароперегревателя -

 водяного экономайзера 141,6

Температура газов, 0С

на выходе из топки 1079

за перегревателем -

Температура уходящих газов, 0С 162

Расчетный КПД брутто, % 91,15

Газовое сопротивление котла, кПа 1,10 

Диаметр и толщина стенки труб, мм

 экрана 512,5

Масса котлоагрегата, т 9,545

Площадь живого сечения для прохода 

продуктов сгорания, м2 0,348




2.3 Определение количества воздуха, необходимого для горения, состава и количества дымовых газов и их энтальпии



Определить количество воздуха, необходимого для горения и количество дымовых газов по газоходам котла требуется для подсчета скорости газов и воздуха в рассчитанных поверхностях нагрева с целью определения величины коэффициента теплопередачи в них. Определение энтальпии дымовых газов необходимо для составления уравнения теплового баланса рассчитываемых элементов котельного агрегата:

 а) определяют теоретическое количество воздуха, необходимое для горения, и теоретическое количество продуктов сгорания топлива по формулам таблицы 2;

 б) выбирают значение коэффициента избытка воздуха в конце топки по данным таблицы 1 приложения 1, а затем, определив по данным таблицы 3 присос воздуха в элементах котельного агрегата, подсчитывают среднее значение коэффициента избытка воздуха по газоходам котла;

 в) подсчитывают действительное количество воздуха, необходимое на горение, а также среднее действительное количество продуктов сгорания и парциальное давление трехатомных газов в газоходах котла по формулам 3;

 г) подсчитывают энтальпию теоретического количества воздуха, необходимого для горения при различных температурах и коэффициенте избытка воздуха по формуле таблицы 4 с последующим составлением h-t таблицы. 

Характеристики топлива: газ Брянск - Москва [1],cтр.35 



 СН4 = 92,8 % С2 Н6 = 3,9 % С3Н8= 1,1 % 

 С4Н10 = 0,4 % С5Н12 = 0,1 % N2 = 1,6 % 


Теплота сгорания топлива:



QСн = 37310 кДж/кг СО2 = 0,1 %



Проверка:



СН4 + С2 Н6 + С3Н8 + С4Н10 + С5Н12 + N2 + СО2 = 100 %

92,8 + 3,9 +1,1 + 0,4 + 0,1 + 1,6 + 0,1=100 %



Теоретическое количество воздуха, необходимое для горения. Теоретический состав дымовых газов

№

пп

Наименование величины

Обозна-

чение

Ед. 

Изм

Расчетная формула или источник определения

Расчет

Результаты расчета













Проме-жуточ-ные

Окончатель-

ные

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Теоретическое количество воздуха, необходимое для горения

V0B



м3

м3

[6], таблица 2,9 











9,91

2

Теоретический объем азота в дымовых газах

V0N2

м3

м3

[6], таблица 2,9





7,84

3

Объем сухих трехатомных газов

V0RO2

м3

м3

[6], таблица 2,9







1,06

4

Теоретический объем водяных паров в дымовых газах

V0H2O

м3

м3

[6], таблица 2,9







2,20

5

Полный объем теоретического количества дымовых газов 

V0Г

м3

м3

[6], таблица 2,9







11,11







 Таблица 3

Состав продуктов сгорания и объемная доля углекислоты и водяных паров по газоходам котельного агрегата





Наименование рассчитываемой величины



Обозна-чение

Ед.

Изм

Наименование элементов газового тракта







Топка

Конвек-тивный пучок 1

Конвек-тивный пучок 2

Экономай-зер



1

2

3

4

5

6

8

1. Коэффициент избытка воздуха в конце топки 



-

1,1

-

-



2. Присос по элементам тракта



-

-

0,05

0,05

0,05

3. Коэффициент избытка воздуха за элементом тракта



-

1,1

1,15

1,2

1,25

4. Коэффициент избытка воздуха, средний



-

1,175

5. Избыточный объем воздуха

V0изб 

м3

м3

V0B∙ (αСР -1) 

1,734

6. Избыточный объем водяных паров



м3

м3

V0H2O + 0,0161∙ V0изб

2,23

7. Действительный объем продуктов сгорания



м3

м3

V0RO2+ V0N2+ V0H2O+2,23+1,734

15,062

8. Объемная доля сухих трехатомных газов в продуктах сгорания



-



VO RO2 / VГ

0,070

9. Объемная доля водяных паров в продуктах сгорания

 rH2O

-

V0H2O / VГ

0,146

10. Объемная доля трехатомных газов в продуктах сгорания



-

rRO2 + rH20

0,216



Энтальпия продуктов сгорания для различных значений температуры и коэффициента избытка воздуха

Построение H – t диаграммы:

Диаграмма H – t имеет важнейшее значение для теплового расчета котла. Поэтому к расчету и построению ее нужно отнестись более тщательно. Масштаб диаграммы должен быть таким, чтобы отсчет температуры можно было производить с точностью до 5 0С, а энтальпия – 50 кДж/кг. При использовании для этой цели миллиметровой бумаги масштаб принимаем следующий: по оси температур 1 мм – 50; по оси энтальпий 1 мм – 50 кДж/кг.



2.4 Составление теплового баланса



 Составление теплового баланса котельного агрегата служит для определения часового расхода топлива на котельный агрегат.

 В настоящем разделе, пользуясь формулами таблицы 5, а также данными таблицы 1;

а) определяют тепловые потери котельного агрегата 



, , , ,  и ;



б) составляют тепловой баланс и определяют КПД котлоагрегата;

в) подсчитывают действительный часовой расход топлива;

кроме того, в данном разделе определяют две вспомогательные величины а именно:

г) расчетный расход топлива (действительно сгоревшее топливо);

д) коэффициент сохранения тепла.



2.5 Тепловой расчет топки



 Тепловой расчет топки сводится к определению ее размеров при конструктивном расчете или проверке их при поверочном расчете, а также определение коэффициента теплоотдачи в ней от факела к лучевоспринимающим поверхностям нагрева (экрану, фестону или первому ряду кипятильных труб).

 В случае конструктивного расчета ставится цель по выбранной температуре дымовых газов в конце топки определить требуемую лучевоспринимающую поверхность нагрева топки, а в случае поверочного расчета по заданной величине лучевоспринимающей поверхности нагрева топки определить температуру дымовых газов в конце топки. При тепловом расчете котельного агрегата, связанном с проектированием котельных, обычно выполняют поверочный расчет топки, так как на заводах топки и экранные поверхности нагрева выполняют единообразно для всех котельных агрегатов данного типоразмера.

 Достаточность объема топки определяют исходя из характеристик выбранной топки с последующей поверкой ее размеров. При расчете слоевых топок для твердого топлива, кроме того, проверяют достаточность зеркала горения.

 Температуру дымовых газов в конце топки при поверочном расчете определяют согласно табл. 4, предварительно подсчитав значения входящих в нее величин. При этом сначала определяют величину полезного тепловыделения в топке и теоретическую температуру горения по H-t таблице.

 Если в котельном агрегате предусмотрен воздухоподогреватель, то для определения названых величин необходимо знать температуру горячего воздуха, которая пока неизвестна и окончательно определяется только в самом конце теплового расчета котельного агрегата, при расчете воздухоподогревателя. Поэтому, определяя величину полезного тепловыделения в топке при расчете котельного агрегата, в котором предусмотрен подогрев воздуха, предварительно задаются температурой горячего воздуха.

 После того, как температура дымовых газов в конце топки подсчитана, необходимо проверить, насколько правильно было выбрано предварительное значение дымовых газов в конце топки при определении степени черноты топки. Если разница в значениях температуры дымовых газов, определенной по формуле и предварительно выбранной, не превышает 1000С, расчет считается законченным, и в качестве окончательного значения температуры дымовых газов в конце топки принимают то значение, которое получено по расчету. В противном случае расчет проверяют при другом значении предварительно выбранной температуры дымовых газов в конце топки.

 После того, как температура дымовых газов в конце топки подсчитана, необходимо также проверить, насколько она соответствует рекомендуемым значениям. Если полученная расчетная температура лежит вне рекомендуемых пределов, это значит, что величина лучевоспринимающей поверхности нагрева топки не соответствует требуемой. Если она велика, то следует закрыть часть экранов кирпичной кладкой, если она недостаточна, то следует решить вопрос об увеличении ее. Результаты расчетов сводим в таблицу 5. 







Тепловой баланс котельного агрегата

Наименование рассчитываемой величины

Обоз-

начение

Ед.

изм.

Расчетная формула или источник определения

 

Расчет

Результаты расчета











Промежуточные

Окончательные

1

2

3

4

5

6

7

1. Располагаемое тепло топлива

Qрр

кДж

м3

QСн = QPH





37310

2. Температура уходящих газов



0С

Технические соображения

[1], стр.251

170 ÷ 220

200

3. Энтальпия уходящих газов



кДж

м3

h-T таблица 4

hУХ = H0г300 - H0г100

3165



4. Температура холодного воздуха, поступающего в котельный агрегат







0С

Рекомендации нормативного метода теплового расчета котлоагрегатов

[2], стр.45



30





5. Энтальпия теоретически необходимого холодного воздуха







кДж

м3







9,91 1,32 30



392,44





6. Потеря тепла от механической неполноты сгорания







%



[2], стр.45











0

7.Потеря тепла от химической неполноты сгорания







%



[2], стр.45



1,0



1,0

8. Потеря тепла с отходящими газами





%



(3165-1,25 392,44) 100

37310



7,17

9 . Потеря тепла на наружное охлаждение котельного агрегата







%



[2], стр.50





1,5





1,5

10. Потеря с физическим теплом шлаков



%

Имеет место только при сжигании твердого топлива

0



0

11. Сумма тепловых потерь



%



7,17 + 1,0 + 0 +1,5 + 0



9,67

12. Коэффициент полезного действия котельного агрегата







%









100 – 9,67

100





0,903

13. Процент продувки котла





%

 [3], стр.89

3 ÷ 7

3



14. Температура дымовых газов на выходе из топки



0С

Принимается предварительно 



[2], стр.60



1079



15. Суммарная погло-щающая способность трехатомных газов



Ћ

м, ат

rn Sт , где

Sт=3,6 Vт / Fт



0,216 1,347

Sт = 3,6 11,21 / 29,97



0,29





16. Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами







-



[2], стр.63





Номограмма



2,5





17. Суммарная сила поглощения газового потока

Σ

м, ат



2,5 0,216∙ 1,347

0,73



18. Степень черноты несветящейся части пламени





-



[2], стр.65



1 – е – Кг PS =

= 1 – 2,718 - 2,5∙ 0,1∙ 1,347



0,29



19. Коэффициент ослабления лучей светящейся части пламени







-

0,3 (2-α т) СР / НР ∙

1,6 (θ111+273) - 0,5

1000

0,3 (2-1,1) 3,0137 ∙

1,6 (1079 +273) - 0,5

1000



1,35



20. Суммарная сила поглощения светящейся части пламени













1,35 1,347



1,82



21. Степень черноты светящейся части пламени



-



[2], стр.65



1 – е – (Ксв+ Кг r ) PS =

1 – 2,718 – (2,5∙ 0,216+1,35) 0,1∙1,347

0,22



22. Степень черноты факела



-



(1-0,5) 0,29 +0,5 0,22

0,255



23. Условный коэффициент загрязнения лучевоспринимающих поверхностей







-

Рекомендации нормативного метода теплового расчета

котлоагрегатов



[2], стр.62



0,1





24. Коэффициент тепловой эффективности топки

ψ

-

, X=0,85 ([2], рис.5,3)

 = ξ ψ = 0,1∙0,85

0,09



25. Тепловыделение в топке на 1м2 стен топки

-

кВт

м2

 / 3600

459.62 37368.6

29.97 3600

159.2





26. Расчетный коэффициент



-



[2], стр.66

A = 0,54 ; X = 0,85

0,54 – 0,2 0.85

0,37



27. Действительная температура дымовых газов на выходе из топки







0С

[2], стр.68

Номограмма 





 1250

28. Энтальпия дымовых газов на выходе

из топки



кДж

м3



h-T таблица





23500

29. Тепловосприятие теплоносителя на 1 кг произведенного перегретого пара







кДж

кг





hпв= tпв 4,19

h нп= 2789 кДж/кг при

P = 1,4 МПа

hпв= 100 4,19 =

= 419 кДж/кг

(2789 -419)+(3/100) ∙

∙ (829 - 419)







2382.3

30. Действительный часовой расход топлива







кг/ч

D Qка_

Qpp∙ ка



6500 2382.3

37310 0,903





459.62



31. Расчетный часо-вой расход топлива



кг/ч





459.62 (1 – 0 / 100)





459.62

32. Коэффициент сохранения тепла



-

(100-q5) / 100

(100 – 1,5) / 100





0,985

33. Расчетное тепловое напряжение топочного пространства



q v



кДж

м3∙ч



B Qpp_

VT



459,62 37310

11,21





1529743.3

34. Полезное тепло-выделение в топке



кДж

кг

QPP∙ (100-q3-q4-qшл)+

100

+т∙hхв

37310 (100-1,0) / 100 +

+1,1 392,44





37368.6

35. Тепло, переданное излучением в топке



кДж

кг



0,985 (37368,6 - 23500)





13660,6



2.6 Тепловой расчет конвективного пучка



1. По конструктивным данным выбираем:

 Н - площадь поверхности нагрева; 



 H = 63,3м2 ; 



 F - площадь живого сечения (м2) для прохода продуктов сгорания;



 F = 0,348 м2.



 d-наружный диаметр труб;



 d = 51мм



 S1 ,S2 - поперечный и продольный шаг труб, 



S1 = S2 = 110 мм, [2], стр.33



Подсчитываем относительный поперечный шаг G1 = S1 / d и относительный продольный шаг G2 = S2 / d



 G1 =110 / 51 = 2,15; G2 =110 / 51 = 2,15



2. Предварительно принимаем два значения температуры продуктов сгорания после рассчитанного газохода. В дальнейшем весь расчет ведется для двух предварительно принятых температур.



min = 300 °C; max = 500 °С.


3. Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания (кДж/кг):



Q = ∙(h - h + ∙h0прc)



где:  — коэффициент сохранения теплоты (табл.5); h—энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева, определяется по рис.1(приложение) при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева, предшествующей рассчитываемой поверхности; h— энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева, определяется по рис.1(приложение) при двух предварительно принятых температурах после конвективной поверхности нагрева;  — присос воздуха в конвективную поверхность нагрева, определяется как разность коэффициентов избытка воздуха на входе и выходе из нее (табл.3); h0прc — энтальпия присосанного в конвективную поверхность нагрева воздуха, при температуре воздуха tв = 30°С определяется по формуле: h0прс= V0В CВ tв



	h0прc=9,91∙ 1,32 30 = 392,436 кДж/кг

	

	h=  = 23500 кДж/кг;

	

	По h-t диаграмме: hmin = 5297,1 кДж/кг;

	

	 hmax = 9053,51 кДж/кг;

	

	Коэффициент сохранения тепла: = 0,985

	

	Qб min= 0,985 (23500 – 5297,1 + 0,05 392,436) = 17949,2 кДж/кг;

	Qб max= 0,985 (23500 – 9053,51+ 0,05 392,436) = 14249,1 кДж/кг;


4. Вычисляем, расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе (°С)



 = ( + ) / 2

min = (1000 + 300) / 2 = 650 °С;

max = (1000 + 500) / 2 = 750 °С;



 где  и — температура продуктов сгорания на входе в поверхность и на выходе из нее.

5. Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева (м/с)



Wг = Bр∙ Vг∙ ( +273) / (F 273 3600)



где Вр — расчетный расход топлива, кг/с (табл.5); F— площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания (см. п. 1), м2; VГ —объем продуктов сгорания на 1 кг твердого и жидкого топлива (из расчетной табл. 3 при соответствующем коэффициенте избытка воздуха); — средняя расчетная температура продуктов сгорания, °С (см. п. 4).



 Wг min=459,62 11,11 (650 + 273) / (0,348 273 3600) =13,78 м/с;

 Wг max=459,62 11,11 (750 + 273) / (0,348 273 3600) = 15,27 м/с.



6. Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева:

при поперечном смывании коридорных и шахматных пучков и ширм



ф



где:  - коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме:

при поперечном омывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; - поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, определяется при поперечном омывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2];  - поправка на компоновку пучка, определяется: при поперечном смывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; Сф - коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока, определяется: при поперечном омывании коридорных пучков труб - по рис. 6.1 [2].



  = 1;  = 1; 

 СФ min = 1,08; СФ max = 1,04;

 mi n= 84Вт/К∙м2 ; max = 89 Вт/К∙м2.

 k min = 1 1,08 84 1= 90,72 Вт/К∙м2

 k max=1 1,04 89 1 = 92,56 Вт/К∙м2



7. Вычисляем степень черноты газового потока по номограмме рис. 5.6. [2]. При этом необходимо вычислить суммарную оптическую толщину 



kps = (kг rn + kзл∙ μ) p s



 где: kг — коэффициент ослабления лучей трехатомными газами;

 kзл − коэффициент ослабления лучей золовыми частицами, [2], стр.75

 μ − концентрация золовых частиц.

 Толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков (м)



S = 0,9 d (4/∙ (S1 S2 / d2 ) -1)

 S = 0,9 51 10-3 (4 / 3,14 (1102 / 512) -1) = 0,213 м

Pn= rn p

 Pn = 0,216 0,1 = 0,0216 МПа,


где: p — давление продуктов сгорания в газоходе принимается 0,1 МПа [2], стр.62.



kг= 

kг min = (м∙МПа)-1 

kг max = (м∙МПа)-1 

kpsmin = 36,48 0,0216 0,213 = 0,167

kps2 = 33,05∙ 0,0216 0,213 = 0,152



По рис.5.6 [2] определяем степень черноты газового потока



 amin= 0,16; amax= 0,14.



8. Определяем коэффициент теплоотдачи , учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева, Вт/(м2 ∙К):

для незапыленного потока (при сжигании жидкого и газообразного топлива)



 = ∙ a cг,



где:  — коэффициент теплоотдачи, определяется по номограмме на рис. 6.4,[2]; а — степень черноты; cг — коэффициент, определяется по рис. 6.4,[2].

 Для определения  и коэффициента cг вычисляется температура загрязненной стенки (°С)



 tз = t +t,


где: t — средняя температура окружающей среды, для паровых котлов принимается равной температуре насыщения при давлении в котле, а для водогрейных — полусумме температур воды на входе в поверхность нагрева и на выходе из нее, °С; t — при сжигании газа принимается равной 25°С ,[2] стр.78.



t = 195,04 °C

 t3= 195,04 + 25= 220,4 C

 cг min= 0,93 cг max= 0,97.

 min= 38 Вт/(м2∙K); max= 58 Вт/(м2∙K);

 min = 38 0,93 0,16 = 5,65 Вт/(м2∙K);

 max = 58 0,97 0,14= 7,87 Вт/(м2∙K). 



 9. Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/(м2∙K): 



∙(+),



где:  - коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимается 



= 1.[2], стр.79.



 1min = 1 (90,72 +5,65) = 96,37 Вт/(м2∙K);

 1max = 1 (92,56 + 7,87) = 100,43 Вт/(м2∙K).


10. Вычисляем коэффициент теплопередачи Вт/(м2∙K),

К= ∙



где: —коэффициент тепловой эффективности, определяемый из табл. 6.1 и 6.2 в зависимости от вида сжигаемого, топлива [2]:

 

= 0,85

 Kmin = 0,85 96,37 = 81,915 Вт/(м2∙K);

 Kmax = 0,85 100,43 = 85,366 Вт/(м2∙K).



11. Определяем количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева, на 1кг сжигаемого твердого и жидкого топлива (кДж/кг), 



 Qт = [(K H T) / (Bр 1000 )] ∙3600



Для испарительной конвективной поверхности нагрева °С :







tk - температура насыщения при давлении в паровом котле, определяется из таблиц для насыщенных водяных паров, °С 



tk = 195,04 °С, [1]стр.47:

 Tmin = (1000 - 300) / [ln (1000 – 195,04) / (300 – 195,04)] = 344 °С

 Tmax = (1000 - 500) / [ln (1000 – 195,04) / (500 – 195,04)] = 515 °С

Qт min = (81,915 63,3 344 ∙3,6) / 459,62 = 13971,05 кДж/кг;

 Qт max = (85,366 63,3 515 3,6) / 459,62 = 21792,14 кДж/кг.


12. По принятым двум значениям температуры 1” и 2” и полученным двум значениям Qт и Qб производится графическая интерполяция для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Для этого строится зависимость Q =f("), показанная на рис.2[приложение]. Точка пересечения прямых укажет температуру продуктов сгораниякп1 , которую следовало бы принять при расчете.

13. Определив температуру кп1 = 370 °С, находим по рис.1 [приложение] hкп = 7000 кДж/кг.

14. Количество тепла переданное в первом конвективном пучке 



Qкп = ∙ (hкп - hкп +  h0прс )

Qкп = 0,985 (23500 – 7000 + 0,05 392,44) = 16271,89 кДж/кг.




3. РАСЧЕТ ХВОСТОВЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА



3.1 Конструктивный расчет водяного экономайзера



 В промышленных паровых котлах, работающих при давлении пара до 2,5 МПа, чаще всего применяются чугунные водяные экономайзеры, а при большем давлении — стальные. При этом в котельных агрегатах горизонтальной ориентации производительностью до 25 т/ч, имеющих развитые конвективные поверхности, часто ограничиваются установкой только водяного экономайзера. В котельных агрегатах паропроизводительностью более 25 т/ч вертикальной ориентации с пылеугольными топками после водяного экономайзера всегда устанавливается воздухоподогреватель. При сжигании высоковлажных топлив в пылеугольных топках применяется двухступенчатая установка водяного экономайзера и воздухоподогревателя. 

 При установке только водяного экономайзера рекомендуется такая последовательность его расчета:

1. По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты (кДж/кг), которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов:



Qэк=∙ (hэк-hэк+эк∙ h0прc)



 где  — коэффициент сохранения теплоты (табл.5) при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева, предшествующей рассчитываемой поверхности; hэк— энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, определяется из рис.1[приложение ] по температуре продуктов сгорания, известной из расчета предыдущей поверхности нагрева, кДж/кг; hэк — энтальпия уходящих газов, определяется из табл.5 по принятой в начале расчета температуре уходящих газов, кДж/кг; эк— присос воздуха в экономайзер, принимается по табл.3; h0прc — энтальпия теоретического количества воздуха, при температуре воздуха Tв = 30(°С) определяется по формуле: 



h0прc=V0В CВ Tв

	h0прc=9,91∙ 1,32 30 = 392,436 кДж/кг

	hэк=hкп=7000 кДж/кг 

	hэк=hух=3165 кДж/кг 

	=0,985

	Qэк = 0,985 (7000-3165+0,05∙392,436 )=3796,8 кДж/к



2. Приравнивая теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте, воспринятой водой в водяном экономайзере, определяем энтальпию воды после водяного экономайзера (кДж/кг):



hв= Bр∙ Qэк / (D 1000) + hп.в

hв= 459,6 2∙3796,8 / (6,5∙ 1000) + 4,19 30 = 394,17 кДж/кг



где: hп.в — энтальпия питательной воды на входе в экономайзер, кДж/кг; D - паропроизводительность котла, кг/ч.

3. По энтальпии воды после экономайзера и давлению ее из таблиц для воды и водяного пара определяем температуру воды после экономайзера tв. 



tв= hв / Cв = 394,17 / 4,1989 = 93,9 °С



 Т.к полученная температура воды оказалась более чем на 20 °С ниже температуры при давлении в барабане котла, то для котлов давлением до 2,4 МПа к установке принимают чугунный водяной экономайзер. При несоблюдении указанных условий к установке следует принять стальной змеевиковый водяной экономайзер.

4. Выбираем конструктивные характеристики принятого к установке экономайзера. Для чугунного и стального экономайзера выбирается число труб в ряду с таким расчетом, чтобы скорость продуктов сгорания была в пределах от 6 до 9 м/с при номинальной паропроизводительности котла. Конструктивные характеристики труб чугунных экономайзеров ВТИ приведены в табл. 6.3.[2] Число труб в ряду для чугунных экономайзеров должно быть не менее 3 и не более 10.



 Fтр= 0,120м2;

 Hтр= 2,95 м2.



5. Определяем площадь экономайзера и среднеарифметическую температуру продуктов сгорания по формулам: 



Fэк= Bр∙Vг(+273) / (Wг 273 3600),



где: Wг -предварительно принятая скорость продуктов сгорания , Wг=6 м/с ; Vг –объём дымовых газов за экономайзером (табл.3).



 = (+) / 2 ,



где: = кп2 –до экономайзера;



 = ух =200С- на выходе из экономайзера.

= (370+200) / 2=285 °С.

Fэк= 459,62 11,11 (285 + 273) / (6 3600 273) = 0,48 м2 



5. Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания :



Fэк= Z1 Fтр

Отсюда Z1= Fэк / Fтр, 

Z1=0,48 / 0,120 = 4. 



Действительная площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания



Fфэк = Z1 Fтр

Fфэк= 4 0,12 = 0,48 м2.



6. Определяем действительную скорость продуктов сгорания в экономайзере (м/с)



Wутг=Bр∙ Vг∙ (+273) / (Fфэк∙ 273∙3600),

Wутг=459,62 ∙11,11 (285+273) / (0,48 273 ∙3 600) = 6,04 м/с.



7. Определяем коэффициент теплопередачи. Для чугунных экономайзеров: 



K=KH CV, определяется с помощью номограммы рис.6.9[2]



Kэк= 18 Вт/(м2∙К).



8. По известным значениям температур воды и дымовых газов определяем температурный напор:





T1= tэк-tВ = 370 – 93,9 = 276,1 °С.

T2= tэк-tпв = 200 -30 = 170 °С.

T= (276,1 -170) / [ln (276,1 / 170)] = 218,78 °С

9. Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера (м2)



Hэк=103 Qэк Bр / (K ∙T∙ 3600),

Hэк= 103 3796,8 459,62 / (18 218,78 3600) = 123,09 м2. 



10. По полученной поверхности нагрева экономайзера окончательно устанавливаем его конструктивные характеристики. Для чугунного экономайзера определяем общее число труб и число рядов по формулам:



n = hэк / hтр

m = n / Z1



где: hтр - площадь поверхности нагрева одной трубы, м2 [2, табл.6.3]; Z1 — принятое число труб в ряду.



n= 123,09 / 2,95 = 42

 m= 42 / 4 = 11



3.2 Проверка теплового баланса



Проверка теплового баланса котлоагрегата заключается в определении невязки баланса по уравнению:



Q = Qр ка - (Qл + Qкп + Qэк)



где: Qл, Qкп , Qэк — количества теплоты, воспринятые луче-воспринимающими поверхностями топки, конвективным пучком и экономайзером; в формулу подставляют значения, определенные из уравнения баланса.

 При правильном расчете невязка не должна превышать 0,5 % 

 

Q = 37310 0,903 - (13660,6 + 16271,89 + 3796,8) = - 38,36

Q 100 / Qрн ка = -38,36 100 / 37310 0,903 = 0,11 % < 0,5 %

 Расчет можно считать оконченным.




ЗАКЛЮЧЕНИЕ



В результате выполненного проекта в отопительно-производственной котельной предусматривается установка шести котлов ДЕ 6,5-14- ГМ работающих на газе. Паропроизводительность и тепловая мощность котельной полностью обеспечивают потребности производства и собственных нужд.

При выполнении данного курсового проекта были рассчитаны тепловые нагрузки, определены параметры котельной, произведены расчёты процессов горения, теплового баланса котельных агрегатов, рассчитан расход газа на котёл, было выбрано вспомогательное оборудование.

Так же был произведены тепловые расчёты топок, газоходов котла, выполнен конструктивный расчёт экономайзера (расчёт хвостовых поверхностей котельного агрегата) и проверка теплового баланса.




Литература



1. Тепловые и атомные электростанции. М.: Энергоатомиздат. 1989 г. Под ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина.

2. Р. И. Эстеркин. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. Л.: Энергоатомиздат, 1989 г.

3. Гусев К. Л. Основы проектирования котельных установок. М.: Стройиздат, 1973 г.

4. Сидельский Л. Н., Юренев В. Н. Котельные установки промышленных предприятий. М.: Энергоиздат, 1986 г.

5. Зах Р. Г. Котельные установки. М.: Энергия, 1968 г.

6. К. Ф. Роддатис, А. Н. Полтарецкий. Справочник по котельным установкам малой производительности. М.: Энергоатомиздат, 1991 г.

7. Г. Н. Делягин, В. И. Лебедев и др. теплогенерирующие установки. М.: Стройиздат, 1986 г.

8. Теплотехнический справочник. Том 2. М.: Энергоатомиздат, 1976 г.




ОПИСАНИЕ КОТЕЛЬНОЙ



Паровая котельная оборудована двумя котлами ДКВР 20/13 и котлом ДЕ-16-14-225ГМ с соответствующим вспомогательным оборудованием, водоподготовкой, деаэрационно-питательной, сетевой, подпиточной установками установкой сбора и перекачки конденсата. При котельной имеется мазутное хозяйство емкостью 2х1000м3. 

Котельная снабжает теплом и паром собственное производство пивзавода.

Котлы ДКВР 20/13в 1998г. выработали свой ресурс и после капремонта один котел газифицируется, а второй консервируется.




РЕЦЕНЗИЯ



на дипломный проект студента энергетического факультета

Гомельского государственного технического

университета им. П.О. Сухого

Соловьева Виталия Николаевича



на тему: "Перевод на природный газ котла ДКВР 20/13 Речицкого пивзавода."



В данном дипломном проекте произведен расчет по переводу котла ДКВР 20/13 с мазута на природный газ и определены: необходимый расход газа для покрытия заданной нагрузки, параметры тепловой схемы, необходимая поверхность теплообмена экономайзера, т.е. выполнен его конструктивный расчет. Кроме того, выполнен поверочный расчет котлоагрегата, рассчитана схема водоподготовки, а также сделан выбор основного и вспомогательного оборудования. Для надежной и безопасной эксплуатации котлоагрегата разработаны схемы автоматического контроля и регулирования процессов. В проекте отражены вопросы техники безопасности и охраны окружающей среды, а также на основе сметно-финансовой документации произведен расчет основных технико-экономических показателей, сделан сравнительный анализ работы котла на мазуте и газе, на основе которого определен экономический эффект.

Следует отметить достаточно хороший уровень технической подготовки дипломника и умение использовать свои знания при решении поставленных практических задач, а также хорошее качество графических разработок и оформление расчетно-пояснительной записки на ПЭВМ.

Соловьев В.Н. освоил технику инженерного конструирования и расчетов, подготовлен для работы по специальности на производстве, в проектных и научно-исследовательских организациях.

Оценка проекта: дипломный проект заслуживает оценки "хорошо".



Начальник ПТО ГТС Ефименко Виктор Александрович







ОТЗЫВ



на студента энергетического факультета

Гомельского государственного технического

университета им. П.О. Сухого

Соловьева Виталия Николаевича



Во время работы над дипломным проектом зарекомендовал себя как старательный студент, проявил активность и инициативу в сборе материала.

 Показал хорошие знания и навыки по всем разделам проекта. Проявил творческий подход к выполнению дипломного проекта. Благодаря полученным знаниям может считаться готовым к серьезной инженерной работе. 

Полученное задание по дипломному проекту выполнил качественно и в срок. 

Заслуживает оценки «хорошо».

Дипломник Соловьев В.Н. заслуживает присвоения квалификации инженер-теплоэнергетик.



	Руководитель проекта ассистент кафедры Иванова Е.М.

"Промышленная теплоэнергетика и экология"


Экология.



Общие положения

 Газ не содержит твердых примесей, связанного азота и практически не содержит серы, за исключением поставок газа, не прошедшего стадий очистки на газоперерабатывающем предприятии, или когда сжижаются попутные газы, технологические сбросные газы нефтехимического или металлургического производства. 

 Отсюда следует, что борьба с выбросами оксидов азота часто является единственным средством, позволяющим обеспечить чистоту атмосферы в районе расположенного теплоэнергетического объекта, работающего на газу.

 Концентрация оксидов азота в дымовых газах при сжигании природного газа в крупных котлах (производительностью по пару 210-420 т/ч) составляет обычно 0,4-0,8 г/м3 (в пересчете на диоксид NO2) , а в мощных энергетических котлах может достигать 1,5 г/м3 . В дымовых газах небольших отопительных и промышленных котлов содержится меньше оксида азота ( 0,1-0,5г/м3), но дымовые трубы, которыми оснащают такие котельные, имеют обычно столь малую высоту, что приземная концентрация Nox часто превышают санитарные нормы. В отличие от молекулярного азота N2, который составляет почти 79% атмосферного воздуха, оксиды азота содержатся в атмосфере в значительно меньших количествах, но, несмотря на это, роль их в жизни человека весьма существенна.

 Оксиды азота обычно классифицируются в зависимости от степени окисления азота. При соединении азота с кислородом по мере увеличения его валентности образуются гелиооксид N2О, оксид NO, азотистый ангидрид N2O3,

диоксид NO2, тетраоксид диазота N2O4 и азотный ангидрид N2O5.В проблеме охраны атмосферного воздуха наибольшее практическое значение имеют оксид и диоксид азота, сумму которых часто обозначают как NOX . Другие оксиды азота не считаются важным с биологической точки зрения или их присутствие в земной атмосфере ничтожно мало вследствие неустойчивости этих соединений. 

 Оксид азота NO – малоактивный в химическом отношении бесцветный газ, лишенный запаха и плохо растворимый в воде. При комнатной температуре и атмосферном давлении растворимость NO составляет лишь 0.047 г/см3, с повышением температуры растворимость падает. Диоксид азота NO2,более активен, он красно-бурого цвета и отличается резким запахом.

 Главной проблемой, возникающей в результате присутствия в воздухе оксидов азота, является их токсическое воздействие на здоровье людей. Установлено , что даже кратковременное (до 1 ч) воздействие диоксида азота в концентрации 47-140 мг/м3 может вызвать воспаление легких и бронхит, а при концентрации 560-940 мг/м3 велика вероятность летального исхода в результате отека легких.

 Повышенные концентрации оксидов азота в воздухе воздействуют не только на людей, но и на растительный мир ; по данным американских исследователей, при концентрациях от 280 до 560 мкг/м3 наблюдались повреждения томатов и бобовых.

 Основным источником выброса оксидов азота в атмосферу является сжигание ископаемого топлива стационарными установками при производстве теплоты и электроэнергии. Большую роль, особенно в городах , играют также выбросы автотранспорта и некоторых промышленных предприятий ( заводов по производству азотной кислоты, взрывчатых веществ и т.д. ).

 Важнейшей сферой борьбы с загрязнением атмосферы оксидами азота является энергетика.

 Для оценки перспектив загрязнения атмосферы токсичными продуктами сгорания органического топлива важно правильно оценить ожидаемый прирост потребления первичной энергии, а также рост потребления тех энергоносителей. Таковыми являются нефть и нефтепродукты , используемые для сжигания , природный газ , а так же твердые топлива .

 На выходе из дымовой трубы состав окислов азота почти не изменяется по сравнению с топочной камерой, т.е состоит из NO,и только в атмосфере может происходить процесс его постепенного доокисления .

 Наибольший выход окислов азота характерен для высококалорийных сортов топлива ( мазут, каменный уголь, природный газ ).

 Из анализа влияния основных факторов на образование окислов азота выступают методы их подавления в топочной камере.

 При внедрении мероприятий, рассчитанных на снижение образования оксидов азота, приходится учитывать, что некоторые из них могут увеличить содержание других, не менее опасных загрязнителей. В частности при некоторых режимах сжигания газа образуются канцерогенные продукты: бензаперен и другие полициклические ароматические углеводороды. Концентрация бензаперена в дымовых газах при полной нагрузке газовых котлов составляет 1-10 мкг/100м3, причем нижнее значение соответствует крупным энергетическим котлам, а верхнее- отопительным котлам. Если учесть, что среднесуточная предельно-допустимая концентрация бензаперена в воздухе равна 0,001 мкг/м3, то становится ясным, что при нормальных условиях работы котла токсичность дымовых газов определяется в основном содержанием в них оксидов азота, и только при частичных нагрузках, главным образом, на отопительных блоках, или при нарушении нормальных режимов горения суммарная относительная токсичность продуктов неполного сгорания может оказаться сопоставимой с токсичностью оксидов азота.

 Простейшим мероприятием, снижающим максимальный уровень температуры в топке, является уменьшение нагрузки котла. Многочисленные измерения, проведенные на котлах различной мощности с горелками разных конструкций, показали, что зависимость концентрации Nox от нагрузки котла близка к степенной. Снижение нагрузки котла сопровождается снижением температур в топке за счет уменьшения объёмного тепловыделения и температуры подогрева воздуха. Снижение выходных скоростей в горелках также оказывает определенное влияние на образование Nox.

 Понятно, что снижение нагрузки котла нельзя рассматривать в качестве мероприятия по снижению выбросов оксидов азота (за исключением, может быть, случаев особо не благоприятных метеорологических условий, продолжительность которых довольно ограничена), однако влияния теплового напряжения зоны активного горения на образование оксидов азота может быть использовано конструкторами при создании новых котлов на природном газе.

 Еще одним простейшим средством снижения температурного уровня, а следовательно, и концентрации оксидов азота в дымовых газах является осуществление рециркуляции дымовых газов. При сжигании газа, когда отсутствуют слабозависящие от температуры топливные NOx ,эффективность рециркуляции газов весьма велика.

 При рециркуляции дымовых газов через горелки уменьшается также концентрация кислорода, что приводит к дополнительному снижению образования NOx . Если же подавать газы рециркуляции через шлицы в под топки, как это иногда делается для регулирования температуры промежуточного перегрева при снижении нагрузки, то их влияние на выбросы оксидов азота будет незначительно.

 Дальнейшее увеличение рециркуляции уже менее эффективно. Ограниченность применения этого метода снижения выбросов оксидов азота объясняется тем, что рециркуляция дымовых газов снижает экономические показатели (возрастают потери с уходящими газами и расход электроэнергии на собственные нужды). В тех случаях, когда рециркуляцию газов необходимо производить на уже действующих котлах, появляются дополнительные трудности, связанные с установкой дымососа рециркуляции и коробов для подачи дымовых газов к горелкам.

 Еще одним недостатком этого метода являются опасное возрастание концентрации бензапирена по мере увеличения рециркуляции дымовых газов.

 Снижение максимальной температуры в топочной камере, а следовательно, и концентрации оксидов азота, можно обеспечить увеличением теплоотвода, например за счет установки двусветного экрана или других тепловоспринимающих поверхностей нагрева в зоне интенсивного горения. 

 Снижение температурного уровня за счет ввода влаги в зону горения является одним из возможных путей сокращения выбросов оксидов азота при сжигании природного газа. При этом эффективности метода зависит не только от количества вводимой в топку влаги, но и от способа ввода, а также от коэффициента избытка воздуха в топочной камере.

 Как и в случае сжигания угля или мазута, простейшим методом уменьшения концентрации оксидов азота в продуктах сгорания газа является снижение избытка воздуха, подаваемого через горелки . Сказанное относится только к тому диапазону избытков воздуха, который применяется обычно в энергетических котлах (1,1-1,2) . В случае более высоких  снижение температуры в топочной камере оказывает большее влияние на образование оксидов азота и в результате увеличение избытка воздуха сверх =1,2 снижает концентрацию NOx в дымовых газах.

 Снижение избытка воздуха возможно лишь до тех пор, пока это не приводит к интенсивному росту продуктов неполного сгорания, когда не только уменьшается экономичность топочного процесса, но и создается опасность загрязнения атмосферы другими веществами, не менее вредными, чем оксиды азота. 

 При многоярусном размещении горелок эффективным средством снижения выбросов оксида азота может оказаться нестехиометрическое сжигание. 

 Другим методом нестехиометрического сжигания является ступенчатое сжигание. При этом на котлах для подачи воздуха, необходимого для полного сгорания, как правило, устанавливают отдельные горелки (обычно-верхнего яруса), если через остальные горелки удается подать количество топлива, необходимое для работы котла с номинальной нагрузкой. 

Расчет выбросов оксидов азота

В условиях высокотемпературного горения топлива азот воздуха становится реакционноспособным и, соединяясь с кислородом, образует оксиды. Кроме того, образование оксидов азота в процессах горения может происходить за счет разложения и окисления азотосодержащих соединений, входящих в состав топлива. Всего азот с кислородом может образовывать шесть соединений: 



N2O,NO,N2O3,NO2,N2O4,N2O5. 



Наиболее устойчивым оксидом является NO2 ,в который могут переходить и другие оксиды азота, поэтому установленные нормы ПДК даются для суммы всех оксидов в пересчете на NO2 . В дымовых газах котлоагрегатов оксиды азота обычно состоят на 95-99% из оксида азота, 1-5% составляет диоксид азота, доля других оксидов азота пренебрежимо мала.

 Массовый выброс оксидов азота в пересчете на NO2 (т/г, г/с) в атмосферу с дымовыми газами котла вычисляется по формуле :



MNO2=0,3410-7kBQрн(1-q/100)12



где1- коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива (содержание Nг ), принимается равным 0,8;

k- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота ,кг/т условного топлива;

2- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок 2=1);



 Коэффициент k для котлов паропроизводительностью менее 70 т/ч при сжигании мазута и газа определяется по формуле:



k=3,5Dф/70,



 где Dф -фактическая паропроизводительность котла; 

Принимается Dф=0,95D ,

 где D -номинальная паропроизводительность котла

 

 Тогда [2]:



k=3,5,9520/70=0,95



MДКВР-20/13NO2=0,3410-793867346372 г/с



Расчет выбросов оксидов углерода.

В недостаточно совершенных топочных устройствах или при неналаженном режиме сжигания топлива часть его горючих не окисляется до конечных продуктов, а образуются продукты неполного сгорания. Наиболее вероятным продуктом неполного сгорания всех видов топлива является окись углерода CO.

Массовый выброс оксидов углерода (г/с) в атмосферу с дымовыми газами котла вычисляется по формуле 



MCO=0,001CCOB(1-q4/100)



Где CCO- выход оксида углерода при сжигании топлива (кг/тыс.м3)

CCO=q3RQрн/1013



гдеq3- потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, 0,5 %;

R- коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную содержанием в продуктах неполного сгорания оксида углерода. Для газа R=0,5;

Qрн- теплота сгорания натурального топлива ,кдж/м3 ;

q4- потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, %

Значения q3,q4 принимаем по данным укрупнённого расчета котлоагрегата.



CCO=0,50,537346/1013=9,21 кг/тысм3

MДКВР-20/13CO=0,00121386=0,003 г/с;



Определение высоты трубы производится по формуле 



 



Где pп - поправочный коэффициент для расчета многоствольных труб, зависящий от числа стволов в трубе , отношения расстояния между ближайшими стволами на выходе к диаметру ствола (на выходе) и от угла наклона выходного участка выходного участка ствола к вертикальной оси . Для одноствольных труб pп =1,0.

m - коэффициент, учитывающий условия выхода из устья трубы, значения которого принимаются в зависимости от скорости W0 .

A- коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы град1/3, (для Республики Беларусь A =160)

M- суммарный выброс NO2 из всех труб котельной, г/с

F- безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примеси в атмосфере: для газообразных веществ и мелкодисперсных аэрозолей, скорость упорядоченного оседания которых практически равно нулю , F =1;

ПДК - предельно допустимая концентрация в атмосфере NO2, SO2 или золы .( По СНиП для NO2 (ПДК) равна 0,085 мг/м3)

Сф- фоновая концентрация района, устанавливаемая органами санинспекции района;

z- число дымовых труб ;

V- суммарный объём дымовых газов;

t- разность температур выбрасываемых газов и воздуха (последняя принимается по средней температуре самого жаркого месяца в полдень).

Т.к рассчитываемый котел работает на газе, то выбросов SO2 нет, расчет ведется по NO2.

Фоновую концентрацию принимаем в размере 20% от ПДК NO2. Таким образом 



Сф=0,20,085=0,017 мг/м3.

 

Объем дымовых газов принимается по данным расчета котлоагрегата ДКВР-20/13. При сжигании объём дымовых газов выходящих за 1с из котла составит V=5,46 м3/с;

Приводя полученную цифру к нормальным условиям получим:



VДКВР-10/13 = Vк(tух+273)/273=5,46  (140+273)/273=6,26 м3/с.



Среднюю температуру самого жаркого месяца в полдень принимаем 25 ОС.

Высота трубы составит:


 

 



Принимается ближайшая большая труба стандартной высоты 30 м .

Диаметр устья дымовой трубы:



 ,



где :

VТР – объёмный расход продуктов сгорания через трубу при расчётной температуре их в выходном сечении, 



м3/с; VТР = VД =5,46 м3/с;



wВЫХ – скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы, принимается равной 25 м/с [1]. 



 



По СНиП II-35-76 выбирается кирпичная дымовая труба диаметром выходного сечения 1, 2 м. 




Охрана труда и экология



 Паровые и водогрейные котлы должны удовлетворять нормам и требованиям по обеспечению безопасной их эксплуатации., которые изложены в соответствующих Правилах устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.

 Конструкция котла и его основных элементов должна обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течение назначенного срока службы, а также возможность технического освидетельствования, очистки, промывки, ремонта и эксплуатационного контроля металла, фасонных и литых деталей, сварных соединений.

 Конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева и свободного теплового расширения его элементов при растопке и нормальном режиме работы.

 Каждый котел с камерным сжиганием топлива должен быть снабжен взрывными предохранительными устройствами, которые должны быть размещены и устроены так, чтобы при их срабатывании исключалось травмирование людей. Газоходы, через которые подаются отходящие газы, должны иметь взрывные клапаны такой конструкции, которая обеспечит безопасность обслуживающего персонала при их срабатывании. Горелочные устройства должны быть безопасны и экономичны. Должны обеспечивать надежное воспламенение и устойчивое горение топлива без отрыва и проскока пламени за пределы топки в заданном диапазоне режимов работы, не допускать выпадения капель жидкого топлива на под и стенки.

 Изготовление, монтаж, ремонт, а также реконструкция, модернизация котлов и их элементов должны выполнятся специализированными предприятиями и организациями, располагающими техническими требованиями, необходимыми для качественного выполнения работ. При изготовлении, монтаже и ремонте должна применяться система контроля качества, которая гарантировала бы выявление недопустимых дефектов, ее высокое качество и надежность в эксплуатации. Контроль качества сварки и сварных соединений включает:

проверку уровня квалификации и аттестации персонала;

проверку сборочно – сварочного, контрольного оборудования, аппаратуры, приборов и инструментов;

контроль качества основных материалов;

контроль качества сварочных материалов и материалов для дефектоскопии;

операционный контроль технологии сварки;

неразрушающий контроль качества сварных соединений;

разрушающий контроль;

контроль исправления дефектов.

 Основными методами неразрушающего контроля металла и сварных соединений котлов являются:

- визуальный и визуально – оптический;

- радиографический;

- ультразвуковой;

- капиллярный;

- прогонка металлического шара;

- гидравлическое испытание. 

 При разрушающем контроле должны проводиться испытания механических свойств.

 Для управления работой котлов и обеспечения режимов эксплуатации они должны быть оснащены:

		устройствами, предохраняющими от повышения давления (предохранительными устройствами);

		указателями уровня воды (для паровых котлов);

		манометрами;

		приборами для измерения температуры среды;

		запорной и регулирующей арматурой;

		приборами безопасности.

 Каждый элемент котла, внутренний объем которого ограничен запорной арматурой, должен быть защищен предохранительными устройствами, автоматически предотвращающими повышение давления сверх допустимого путем выпуска рабочей среды в атмосферу.

 В качестве предохранительных устройств допускается применять:

	рычажно – грузовые предохранительные клапаны прямого действия исключая их использование в транспортабельных котельных;

	пружинные предохранительные клапаны прямого действия;

	выкидные предохранительные устройства (гидрозатворы).

 Манометры, устанавливаемые на котлах и трубопроводах в пределах котельной, должны иметь класс точности не ниже 2,5.

 У водогрейных котлов для измерения температуры воды устанавливают термометры при входе воды в котел и на выходе из него. При наличии в котельной двух и более котлов термометры, кроме того размещают на общих подающем и обратном трубопроводах.

 Арматура, установленная на котлах и трубопроводах, должна иметь маркировку с указанием: 

условного прохода;

условного или рабочего давления и температуры среды ;

направления потока среды.

 Каждый котел оборудуют следующими трубопроводами :

для продувки котла и спуска воды при остановке котла ;

для удаления воздуха из котла при растопке ;

для удаления конденсата из паропроводов ;

для отбора проб воды и пара ;

для ввода корректирующих (моющих) реагентов при эксплуатации (химической очистке) котла.

 Гидравлическому испытанию подлежат все котлы и их элементы после изготовления. Котлы, изготовление которых заканчивается на месте установки, транспортируемые на место монтажа отдельными деталями, элементами или блоками, подвергаются гидравлическому испытанию на месте монтажа.

 Гидравлическому испытанию с целью проверки плотности и прочности всех элементов котла, а также всех сварных и других соединений подлежат :

все трубные, сварные, литые, фасонные и другие элементы и детали, а также арматура, если они не прошли гидравлическое испытание на местах их изготовления; гидравлическое испытание не является обязательным для перечисленных элементов и деталей, если они подвергаются стопроцентному контролю ультразвуком или иными равноценными неразрушающими методами дефектоскопии ;

элементы котлов в собранном виде ;

котлы, пароперегреватели и экономайзеры после окончания их изготовления или монтажа.

 Пробное давление при гидравлическом испытании должно составлять 1,5 рабочего давления, но быть не менее 0,2 МПа (2 кг*с/см2) . Котлы, на которые имеются ГОСТы, должны испытываться давлением, указанным в этих ГОСТах.

 Для гидравлических испытаний должна применяться вода с температурой не ниже 278 К (5 0С) и не выше 313 К (40 0С).

 Котел считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено:

признаков разрыва ;

течи, слезок и потения на основном металле и в сварных соединениях;

остаточных деформаций.

 Время выдержки котла под пробным давлением должно быть не менее 10 мин. Падение давления во время испытания не допускается.

 Устройство помещений и чердачных перекрытий над котлами не допускается. Место установки котлов внутри производственных помещений должно быть отделено от остальной части помещения несгораемыми перегородками по всей высоте котла, но не менее 2 м, с устройством дверей. Для обслуживающего персонала в зданиях котельной должны быть оборудованы бытовые и служебные помещения в соответствии с санитарными нормами. Выходные двери из помещения котельной должны открываться наружу.

 Помещения котельной должны быть обеспечены достаточным естественным светом, а в ночное время – электрическим освещением. Помимо рабочего освещения в котельной должно быть аварийное электрическое освещение.

 Помещение котельной, котлы и все оборудование следует содержать в исправном состоянии и чистоте. Проходы в котельном помещении и выходы из него должны быть всегда свободными.

 Водно – химический режим должен обеспечивать работу котла и питательного тракта без повреждения их элементов в следствие отложений накипи и шлама, повышения относительной щелочности котловой воды до опасных пределов или в результате коррозии металла.

 Для жидкостных котлов должно быть установлено не менее двух циркуляционных насосов с электрическим приводом, из которых один должен быть резервным. Подача и напор циркуляционных насосов должны выбираться так, чтобы была обеспечена необходимая скорость циркуляции теплоносителя в котле.

 Жидкостные котлы должны быть оборудованы линией рециркуляции с автоматическим устройством, обеспечивающим поддержание постоянного расхода теплоносителя через котлы при частичном или полном отключении потребителя.

 Для восполнения потерь циркулирующего в системе теплоносителя должно быть предусмотрено устройство для обеспечения подпитки системы.


ОПИСАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ

 

 Для покрытия чисто паровых нагрузок или для отпуска незначительного количества тепловой энергии в виде горячей воды от тепловых источников, предназначенных для снабжения потребителей паром, устанавливаются паровые котлы низкого давления.

 Основная часть пара отпускается на производственные нужды из паропроводов котельной, часть редуцированного и охлажденного пара используется в пароводяных подогревателях сетевой воды, откуда направляется в закрытую систему тепловых сетей. Конденсат от внешних потребителей собирается в конденсатные баки и перекачивается конденсатными насосами в деаэраторы питательной воды. Конденсат от пароводяных подогревателей, установленных в котельной, подается прямо в деаэраторы. Кроме того, имеется трубопровод для возможности слива его в конденсатные баки. 

 Основной целью расчета любой тепловой схемы котельной является выбор основного и вспомогательного оборудования с определением исходных данных для последующих технико-экономических расчетов.

 Насос сырой воды подает воду в охладитель продувочной воды, где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до 20-30 оС в пароводяном подогревателе сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированой воды и подогревается до определенной температуры. Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогревателе паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть химически очищенной воды проходит через охладитель выпара деаэратора.

Подогрев сетевой воды производится паром в последовательно включенных двух сетевых подогревателях. Конденсат от всех подогревателей направляется в головку деаэратора, в которую также поступает конденсат, возвращаемый внешними потребителями пара.

 Подогрев воды в атмосферном деаэраторе производится паром от котлов и паром из расширителя непрерывной продувки. Непрерывная продувка от котлов используется в расширителе, где котловая вода вследствие снижения давления частично испаряется.

 В котельных с паровыми котлами независимо от тепловой схемы использование теплоты непрерывной продувки котлов является обязательным. Использованная в охладителе продувочная вода сбрасывается в продувочный колодец (барботер).

 Деаэрированная вода с температурой около 104 оС питательным насосом подается в паровые котлы. Подпиточная вода для системы теплоснабжения забирается из того же деаэратора, охлаждаясь в охладителе деаэрированной воды до 70 оС перед поступлением к подпиточному насосу. Использование общего деаэратора для приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них.

 Для технологических потребителей, использующих пар более низкого давления по сравнению с вырабатываемым котлоагрегатами, и для подогревателей собственных нужд в тепловых схемах котельных предусматривается редукционная установка для снижения давления пара (РУ) или редукционно-охладительная установка для снижения давления и температуры пара (РОУ) [1].

 Температура снижается за счет испарения поданной в РОУ питательной воды, которая распыляется за счет снижения давления с 13 - 14 кгс/см2 до 6 кгс/см2.

 Поскольку в паровой котельной Речицкого пивзавода постоянно в работе находится только один из трех установленных котлов, то для всех трёх агрегатов установлен один общий центробежный питательный электронасос, такой же насос находится в резерве. Вода в паровые котлы может также подаваться одним поршневым насосом с паровым приводом. 

 Фактические напоры теплоносителей определяются исходя из рабочего давления пара в котлах и расчетов гидравлического сопротивления системы трубопроводов, арматуры и теплообменников.

 Расчет тепловой схемы котельной с паровыми котлами выполняется для трех режимов: максимально-зимнего; наиболее холодного месяца и летнего.




РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ 



Расположение котельной: г. Речица



Таблица 3.1

Наименование

Обозна-

чение

Обосно-

вание

 

Режимы*







1

2

3

1

2

3

4

5

6

1. Расход пара на технологические 

 нужды, т/ч P=0,6 МПа, 

 h = 2957 кДж/кг

Dт

задано

16

16

17,9

3. Расчетная мощность отопления и

 вентиляции ПП, МВт

Qов

задано

6,3

4,249

0

4. Расчетная мощность горячего 

 водоснабжения ПП, МВт

Qгв

задано

1,000

1,000

0,8000

5. Расчетная температура наружного

 воздуха на отопление,С

tно

СниП

-25

-11

--

6. Температура воздуха внутри 

 помещения, °С

tвн

СниП

18

18

 

7. Температура сетевой воды в пря- 

 мом трубопроводе, °С

t1

задано

150

111

120

9. Температура горячей воды в месте

 водоразбора, °С

tгв

СниП

55

55

55

10. Доля возврата конденсата от

 внешних потребителей

β

задано

0,7

0,7

0,7

11. Энтальпия свежего пара, 

 кДж/кг(2,2Мпа)

h'роу

табл.

2934

2934

2934

12.Энтальпия редуцированного пара,

 кДж/кг(1,4Мпа)

h»роу

табл.

2830

2830

2830

1

2

3

4

5

6

13. Температура сырой воды, °С

tсв

принята

5

5

11

14. Температура питательной воды, 

 °С

tпв

принята

104

104

104

15. Энтальпия питательной воды,

 кДж/кг

hпв

табл.

437

437

437

16. Непрерывная продувка котлов,%

Рпр

принята

3

3

3

17. Энтальпия котловой воды,

 кДж/кг

hкв

табл.

810

810

810

18. Энтальпия пара, выходящего из

 расширителя непрерывной про

 дувки, кДж/кг

h"расш

табл.

2680

2680

2680

19.Температура ХОВ перед охлади-

 телем деаэрированной воды, °С

t'хов

принята

20

20

20

20. Температура подпиточной воды, 

 °С

tпод

принята

70

70

70

21. Энтальпия подпиточной воды,

 кДж/кг

hпод

табл.

293,3

293,3

293,3

22. Температура конденсата возвра-

 щаемого потребителями, °С

tк

задано

80

80

80

23. Энтальпия конденсата, кДж/кг

hк

табл.

336

336

336

24. Температура воды после охлади

 теля непрерывной продувки, °С

tпр

принята

50

50

50

25. Энтальпия конденсата редуциро-

ванного пара , кДж/кг



hкроу 

табл.

790

790

790

26. КПД подогревателей

 

принято

0,98

0,98

0,98

27. Потери пара в цикле котельной,%

kк

принято

3

3

3

28. Коэф-т покрытия потерь котель

 ной, %

kп

принято

1

1

3

29.Степень сухости пара, 

x

принято

0,98

0,98

0,98

30.К-т расхода пара на собственные 

 нужды ,%

kсн

принято

9,00

9,00

9,20

31.Потери воды в системе тепло

 снабжения,%

Kтс

принято

3

3

3

32.Коэффициент непрерывной 

 продувки,%

kпр

принято

3

3

3

33.Коэф-т расхода сырой воды на 

 нужды ХВО 

kхв

принято

1,25

1,25

1,25



* 1-- максимально зимний режим

 2-- режим наиболее холодного месяца 

 3-- летний режим

Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для 2 режима



, 



где  - расчетная температура наружного воздуха на отопление для 2 режима,(табл. 2.1)







Температура сетевой воды на нужды отопления и вентиляции в подающей линии для 2 режима



t1 = 18 + 64,5 kов0,8 +67,5 kов , оС

t1 = 18 + 64,5·0,70,8 + 67,5·0,7 = 111 °С



Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции



t2 = t1 – 90kов ,оС

t2 = 111 - 90·0,7 = 50 °С



Расход воды в подающей линии для нужд горячего водоснабжения



, т/ч

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч



Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию 



, т/ч

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч



Расход сетевой воды 



G = Gов + Gгв , т/ч

1. G = 67,7 + 10,7500 = 78,5 т/ч

2. G = 59,9 + 14,0984 = 74,0 т/ч

3. G = 0,0 + 9,8286 = 9,8 т/ч



Расход пара на подогреватель сетевой воды



, т/ч

1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч

Утечка воды в тепловых сетях



Gут = 0,01kтс Gов , т/ч



где kтс - потери воды в системе теплоснабжения, принимаются равными 



 1,5-3% [табл. 3.1]

1. Gут = 0,01367,7 = 2,0 т/ч

2. Gут = 0,013 59,9 = 1,8 т/ч

3. Gут = 0,013 0 = 0,0т/ч



Количество подпиточной воды 



Gподп = Gгв + Gут ,т/ч

1.Gподп = 10,75 + 2 = 12,78 т/ч

2.Gподп = 14,0984 + 1,8 = 15,90 т/ч

3.Gподп = 9,8286 + 0 = 9,83 т/ч



Расход редуцированного пара внешним потребителем



Dllроу = Dт + Dпсв ,т/ч

1.D"роу = 16 + 10,78 = 26,78 т/ч

2.D"роу = 16 + 7,76 = 23,76 т/ч

3. D"роу = 17,9 + 1,18 = 19,08 т/ч



Суммарный расход свежего пара внешним потребителем



, т/ч

1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч



Количество воды, впрыскиваемой в РОУ





1. , т/ч

2. , т/ч

3. , т/ч



Расход пара на собственные нужды котельной



Dlсн = 0,01kснDвн , т/ч



где kсн - коэффициент расхода пара на собственные нужды котельной ,%.

 Принимаем в интервале 5 – 10 %



1. D'сн = 0,01925,66 = 2,31 т/ч

2. D'сн = 0,01922,77 = 2,05 т/ч

3. D'сн = 0,019,218,29 = 1,68 т/ч



Расход пара на покрытие потерь котельной


Dп = 0,01kп (Dвн + Dlсн), т/ч

где kп - коэффициент покрытия потерь котельной, % . 

 Принимаем в интервале 1 – 3 % [табл. 3.1]



1. Dп = 0,011( 25,66 + 2,31) = 0,28 т/ч

2. Dп = 0,011( 22,77 + 2,05) = 0,25 т/ч

3. Dп = 0,013( 18,29 + 1,68) = 0,60 т/ч



Суммарный расход пара на собственные нужды и потери



Dсн = Dlсн + Dп , т/ч

1. Dсн = 2,31 + 0,28 = 2,59 т/ч

2. Dсн = 2,05 + 0,25 = 2,30 т/ч

3. Dсн = 1,68 + 0,6 = 2,28 т/ч



Суммарная паропроизводительность котельной



D = Dсн + Dвн , т/ч

1. D = 2,59 + 25,66 =28,25 т/ч

2. D = 2,3 + 22,77 = 25,07 т/ч

3. D = 2,28 + 18,29 = 20,57 т/ч



Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной



 Gпотк = (1 - )Dn + 0,01kкD , т/ч



где  - доля возврата конденсата [табл. 3.1] 

 kк - потери конденсата в цикле котельной


,% [табл.3.1]1.Gпотк = (1 – 0,7)ּ16 + 0,01ּ3ּ28,25 = 5,65 т/ч

2.Gпотк = (1 - 0,7)ּ16 + 0,01ּ3ּ25,07 = 5,55 т/ч

3.Gпотк = (1 - 0,7)ּ17,9 + 0,01ּ3ּ20,57 = 5,99т/ч



Расход химочищенной воды на подпитку теплосетей



Gхов = Gпотк + Gподп , т/ч



1.Gхов = 5,65 +12,78 = 18,43 т/ч

2.Gхов = 5,55 +15,9 = 21,45 т/ч

3.Gхов = 5,99 + 9,83 = 15,82 т/ч



 Расход сырой воды 



Gсв = kхвּGхов, т/ч



kхв - коэффициент , учитывающий расход сырой воды на нужды хим 

 водоочистки , принимаем в интервале 1,1 - 1,25 [табл.3.1]



1. Gсв = 1,25ּ18,43 = 23,04 т/ч

2. Gсв = 1,25ּ21,45 = 26,81 т/ч

3. Gсв = 1,25ּ15,82 = 19,78 т/ч



Количество котловой воды , поступающей с непрерывной продувкой в сепаратор



Gпр = 0,01ּPпрּD



где Рпр - коэффициент непрерывной продувки, %, принимаем в интервале от 2 до 5 % [табл. 3.1]


1. Gпр = 0,01ּ3ּ28,25 = 0,85 т/ч

2. Gпр = 0,01ּ3ּ25,07 = 0,75т/ч

3. Gпр = 0,01ּ3ּ20,57 = 0,62 т/ч



Количество пара, образовавшегося в расширителе непрерывной продувки



, т/ч



 Где χ - степень сухости пара. Принимаем χ = 0,98 

 h'расш - энтальпия отсепарированной поточной воды , кДж/кг.

Принимаем по табл. 3.1

 h"расш - энтальпия пара, выходящего из сепаратора непрерывной про 

дувки , кДж/кг [табл.3.1]



 1.  т/ч

 2.  т/ч

 3.  т/ч



 Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувкиGрасш = Gпр – Dрасш , т/ч



1. Gрасш = 0,85 - 0,14 = 0,71 т/ч

2. Gрасш = 0,75 - 0,13 = 0,62 т/ч

3. Gрасш = 0,62 - 0,11 = 0,51 т/ч


Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки



, т/ч



где h"пр - энтальпия продувочной воды с t = 50 оC



 h"пр =50ּ4,2 = 210 кДж/кг

1. °C

2. °C

3. °C



Расход пара на подогреватель сырой воды



, т/ч



 где h'св - энтальпия воды при температуре t'св



 1. h'св = 4,2ּ7 = 29,4 кДж/кг

2. h'св = 4,2ּ6 = 25,2 кДж/кг

3. h'св = 4,2ּ6 = 25,2 кДж/кг



 h'хов - энтальпия химически очищенной воды при t'хов = 20 оС



1. h'хов = 4,2ּ20 =84,0 кДж/кг

2. h'хов = 4,2ּ20 =84,0 кДж/кг

3. h'хов = 4,2ּ20 =84,0 кДж/кг

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч



 Температура химочищенной воды после охладителя подпиточной воды



, оС



1  °C

2  °C

3  °C

 

Расход пара на подогрев химочищенной воды в подогревателе перед деаэратором



, т/ч



 где h"хов - энтальпия химочищенной воды при t"хов, равной 



h"хов = 4,2ּt"хов , кДж/кг

1. h"хов = 4,2ּ 43,1 = 181 кДж/кг

 2. h"хов = 4,2ּ 59,2 = 248,6 кДж/кг

3. h"хов = 4,2ּ52,9= 222,2 кДж/кг

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч



Суммарное количество воды и пара , поступающих в деаэратор , без учёта греющего пара



Gд = Gхов + βּDт +Dхов + Dсв + Dпсв + Dрасш , т/ч

1. Gд = 18,43 + 0,7ּ16 + 1,43 + 0,62 + 10,78 + 0,14 = 42,60 т/ч

2. Gд = 21,45 + 0,7ּ16 + 0,31+0,77 + 7,76 + 0,13 = 41,62 т/ч

3. Gд = 15,82 + 0,7ּ16 + 0,29 + 0,57 + 1,18 + 0,11 = 29,17 т/ч



Средняя температура воды в деаэраторе без учёта греющего пара



, оС

1.  оС 

2.оС 

3.  оС 

Расход греющего пара на деаэратор



, т/ч

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч



Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной



Dснроу = Dд + Dхов + Dсв , т/ч 

1. Dснроу = 1,3 +1,43 + 0,62 = 3,35 т/ч

2. Dснроу = 1,46 + 0,31 + 0,77 = 2,54 т/ч

3. Dснроу = 0,79 + 0,29 + 0,57 = 1,65 т/ч



Расход свежего пара на собственные нужды котельной 



, т/ч

1.  т/ч

2.  т/ч

3.  т/ч



Действительная паропроизводительность котельной 



Dк = Dвн + Dсн +0,01ּ kп ּ(Dвн + Dсн) , т/ч

1. Dк = 25,66 + 3,21 + 0,01ּ 1ּ(25,66 + 3,21) = 28,93 т/ч

2. Dк = 22,77 + 2,43 + 0,01ּ 1 ּ(22,77 + 2,43) = 25,25 т/ч

3. Dк = 18,29 + 1,58 + 0,01ּ 3 ּ(18,29 + 1,58) = 19,99 т/ч

 


Невязка: 



, %

1.  %

2.  %

3.  %



Моделирование тепловой схемы котельной закончено, т.к. небаланс с предварительно принятой паропроизводительностью котельной меньше 3%.




АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА



Газовый тракт



Присос воздуха на участке газохода между котлом и дымососом:



Δαд = 0,05



Температура дымовых газов перед дымососом:



оС



Плотность дымовых газов за топкой:  = 1,1



 кг/м3



Плотность дымовых газов в конвективном пучке:



кг/м3



За установкой (перед дымосом):



 кг/м3



У дымовой трубы:


кг/м3



Действительный часовой объем дымовых газов:



,



где 11 и 11 – соответственно коэффициент избытка воздуха и температура в конце поверхности нагрева, предшествующей рассматриваемому соседнему газоходу;



 Вр = 1390,116 кг/ч



Voг = VoN2 + VRO2 +VoH2O = 7.84+1.06+2.22=11.12 м3/м3



В конвективном пучке:



м3/ч



За котлом:



м3/ч



За установкой:



 м3/ч


У дымовой трубы:



 м3/ч



Паровой котел:



Сопротивление топки hT = 30 Па

Сопротивление котла:



hк = hп+ hм



Сопротивление пучка труб:



hn = hдинк



Динамическое сопротивление при средней скорости и плотности:





м/с



Средняя плотность:



ср = 0,378

 Па



к – коэффициент сопротивления коридорного пучка:


к = оz2



где z2 – число труб по глубине пучка: z2 = 43

 о – коэффициент сопротивления данного ряда пучка:



о = грCsCRE



где гр – графический коэффициент, зависящий от скорости потока, диаметра труб и средней температуры потока; tср = 706 оС

При ср = 26,4 м/с и дтрубой 512,5 мм гр = 0,420



Сs = 0,37 СRE = 1,26

0 = 0,4200,371,26=0,193

к = 0,1934,3 =8,299

hn = 131,78,299 = 1092,9 Па



Значение сопротивления конвективного газохода (поворот на 90о)



о =0,5

hм = повhдин = 0,5131,7=65,85 Па



Полное сопротивление:



hк = 1092,9+65,85=1158,7 Па



 5.3 Газоходы между дымососом и дымовой трубой6



д = 146,8 оС г = 0,905 кг/м3


Диффузор за дымососом (10 оС) 



 вых =0,6  = 0,2;

 = 0,60,2 = 0,12

F=0,53 м2

м/с

Па



Колено 45оС



Па

м/с



Ввод в трубу:



 Па



Суммарное аэродинамическое сопротивление установки:



hу=hT+hдин+hк+hд+hк2+hтр = 

 =30+131,7+1158,7+1,9+0,84+1,88=1325,02 Па =135,09 мм.вод.ст.



Разрежение в верхней части топки:



h llT = 3 мм.вод.ст.


Итого перепад давлений по газовому тракту:



 hпT = 135,09 – 3 =132,09 мм.вод.ст.

	
АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ



Управление работой оборудования требует наличия в котельной аппаратуры контроля и управления. Основной и необходимой частью аппаратуры являются контрольно-измерительные приборы, по которым осуществляется оперативное управление технологическим процессом, обеспечивающее экономичную, надежную и безопасную работу оборудования. Кроме того, показания приборов используются для получения исходных данных при составлении учета и отчетности по работе установки в целом [3].

В котельных технологическому контролю подлежат следующие параметры:

– количество и параметры нагреваемой воды – давление и температура;

расход питательной воды и ее параметры

давление, температура;

температура уходящих газов и воздуха;

– анализ продуктов сгорания;

– количество и качество сжигаемого топлива;

– качество воды;

– расход электроэнергии на собственные нужды и др.

Текущий контроль и ведение режима осуществляется по показывающим приборам. Для измерения параметров, необходимых при подсчете технико-экономических показателей, а также последующем анализе причин нарушения режимов или аварий, устанавливаются регистрирующие приборы. Замеры количества воды и электроэнергии, необходимые только для отчетности, производятся расходомерами с суммирующими счетчиками [3].

Для удобства обслуживания персоналом оборудования в современных котельных приборы контроля и управления концентрируются на тепловых щитах. Управление работой котельного агрегата осуществляется путем воздействия на отдельные механизмы и устройства (вентиляторы, дымососы, запорная арматура и др.) дистанционно.

Расположение тепловых щитов может быть индивидуальным, групповым и централизованным.

При индивидуальном управлении тепловые щиты предусматриваются отдельно для каждого котельного агрегата. В этом случае они располагаются обычно вблизи агрегата (на основной площадке котельной), перед фронтом котлов, что делает удобным сочетание дистанционного управления с возможностью непосредственного наблюдения за работой оборудования. Кроме того, индивидуальное расположение щитов позволяет использовать более простые и надежные механические устройства и приборы управления (сниженные указатели уровня воды, штурвалы к запорной и регулирующей арматуре и др.).

Все необходимые операции по обслуживанию котельного агрегата при индивидуальной системе управления осуществляются дежурным персоналом из 2–3 человек. Один из них находится у теплового щита, остальные ведут наблюдения за работой вспомогательных механизмов по месту их установки (местное обслуживание). Такая организация управления весьма надежна, но требует большего количества персонала.

При групповом управлении дежурный и его помощник выполняют однотипные операции по обслуживанию группы котлов. Тепловые щиты отдельных котлов при этом объединяются в один. Это приводит к дополнительному снижению количества обслуживающего персонала [6, 3].

Централизованная система управления является наиболее совершенной; она позволяет совместить обслуживание всего оборудования котельной с одного центрального щита. Однако при этом некоторые функции местного управления сохраняются (система топливоподачи и др.).

Осуществление централизованной системы управления требует значительных затрат материалов, оборудования и др. Поэтому в котельных малой (и средней) производительности преимущественно применяются индивидуальная и групповая системы управления.

В связи с широким внедрением механизации в котельных создаются предпосылки для перехода к полной автоматизации управления технологическими процессами.

Автоматизация означает механизацию оперативного управления работой оборудования котельной с помощью различных устройств или средств. 

В автоматизированной котельной оснащенность котлоагрегатов аппаратурой автоматического контроля и управления увеличивается, что приводит к некоторому увеличению и штата персонала, необходимого для обслуживания средств автоматизации. Однако внедрение автоматизации и повышение при этом степени централизации управления способствуют повышению производительности труда и значительному сокращению количества персонала, обслуживающего оборудование.

Применение автоматических устройств защиты и блокировок технологически взаимосвязанных между собой механизмов позволяет повысить надежность работы оборудования и сократить количество аварий. Кроме того, при автоматизации работы котельной установки увеличивается экономичность ее работы вследствие более точного поддержания параметров пара и более экономичного ведения процесса горения топлива. КПД котлов за счет их автоматизации может быть увеличен на 0,5–1% и выше [3].

Развитие автоматизации котельных происходит в направлении перехода от автоматизации отдельных агрегатов и процессов к полной (комплексной) автоматизации котельной в целом. При этом основными объектами являются котельные агрегаты, в пределах которых автоматизируются процессы горения топлива, питания котла водой, непрерывной продувки котла. Некоторые из этих процессов автоматизируются путем установки самостоятельных, независимо действующих регуляторов (регулирование питания, температуры перегретого пара и др.). Для других процессов автоматические регуляторы могут объединяться в сложную систему регулирования, в которой действия отдельных регуляторов взаимно увязываются (регулирование процесса горения).

Основной задачей автоматизации процесса горения, в частности автоматического регулирования, является поддержание давления пара на заданном значении путем воздействия на подачу топлива в топку при изменениях нагрузки котла. Для обеспечения необходимой экономичности работы топочного устройства одновременно изменяется количество подаваемого воздуха. В соответствии с изменением подачи топлива и воздуха осуществляется воздействие на дымосос для поддержания нормальной величины разрежения в топке. Таким образом, в систему автоматического регулирования процесса горения входят регуляторы давления, соотношения «топливо – воздух» и разрежения.

Устройства для автоматизации питания котла водой обеспечивают поддержание величины изменения уровня воды в барабане котла в определенных заданных пределах. Для этого необходимо соответствие между количеством подаваемой воды в котел и количеством расходуемой из него воды. Изменение уровня, характеризующее нарушение указанного соответствия, используется в качестве основного импульса в регуляторах питания. В современных котлах, имеющих сравнительно малый водяной объем, надежное регулирование питания только по уровню воды не обеспечивается, так как при резких изменениях нагрузки возможны значительные колебания уровня, вызывающие опасность упуска воды. В связи с этим в настоящее время разработаны наиболее совершенные двухимпульсные авторегуляторы питания. В первом случае регулятор питания воспринимает импульсы по уровню воды в барабане котла и по расходу воды из него.

Система автоматического регулирования непрерывной продувки предназначена для поддержания постоянного солесодержания котловой воды. Основной импульс на регулятор передается от датчика солемера котловой воды, второй импульс поступает от дифманометра, воспринимающего изменение расхода пара на котле. Регулятор воздействует на клапан непрерывной продувки, изменяя величину непрерывной продувки при отклонении солесодержания котловой воды от установленной нормы.

Регулирование температуры воды, подаваемой в систему отопления, в зависимости от температуры наружного воздуха осуществляется общим для всех котлов регулятором соотношения температур (РСТ).Утечки из системы отопления компенсируются водопроводной водой с помощью автоматического клапана подпитки, получающего импульс по давлению в линии обратной воды перед циркуляционными насосами. При недостаточном напоре воды в водопроводе к клапану подпитки подводится вода от насоса, предназначенного для подпитки водопровода. В этих случаях насос переводится на автоматическое управление.

Электрогидравлическая система автоматического регулирования процесса горения в котлах малой мощности модернизирована путем применения бесконтактных электронных (транзисторных) усилителей и бесшкальных датчиков, преобразующих изменение параметров в электрический ток [3].

 Котел ДКВР 20/13 после капитального ремонта переводится на сжигание природного газа, для чего предусмотрена самостоятельная установка регулирования природного газа. Мазут остается резервным топливом.

 Приборы тепломеханического контроля приняты в соответствии со следующими принципами:

 а) параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса и осуществления предпусковых операций, измеряются показывающими приборами;

 б) параметры, учет которых необходим для хозяйственных расчетов или анализа работы оборудования, контролируются самопишущими приборами счетчиком учета;

 в) параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, контролируются сигнализирующими приборами. 

  Для автоматизации котла ДКВР 20/13 применен щит ДЕ. Оборудование, размещенное в щите совместно с оборудованием, устанавливаемым вне щита, обеспечивает:

- полуавтоматический розжиг котлоагрегата;

- автоматическое регулирование и дистанционное управление 

 процессом горения и уровня в барабане котла с помощью регуляторов топлива (поз.Е8, приложения), воздуха (поз.Е5), разрежения 

 (поз.Е6) и уровня (поз.Е7);

 - дистанционный контроль температуры дымовых газов за котлом, 

 за экономайзером и тока электродвигателя дымососа;

 - дистанционное управление электродвигателями дымососа;

 - дистанционное управление электродвигателями дымососа, дутьевого вентилятора и исполнительными механизмами;

 - защиту котлоагрегата и световую сигнализацию при аварийном отклонении от заданных значений следующих параметров:

 - давление газа (повышение);

 - давление газа (понижение);

 - давление мазута (понижение)

- давление воздуха (понижение);

- разрежение в топке (понижение);

- уровня воды в барабане (повышение);

- уровня воды в барабане (понижение);

- погасание факела горелок;

- неисправности цепной защиты, включая исчезновение напряжения.

 Схема защиты котлоагрегата ДКВР 20/13 предусматривает дистанционный розжиг запальника, полуавтоматический розжиг горелки, контроль за состоянием параметров в растопочном и технологическом режимах, автоматическую отсечку подачи топлива к котлу и запоминание первопричины отсечки подачи топлива к котлу.

Местные приборы сведены на приборные стойки и щит общих замеров. 

 Для замера общего количества вырабатываемого пара котлом на сборном паропроводе до редукционной установки установлен теплосчетчик СПТ-961, который работает по принципу переменного перепада давления на стандартной диафрагме. 

Кроме диафрагмы в состав теплосчетчика входят:

 - три измерительных преобразователя давления «Сапфир-22М-ДД» 

- термометр сопротивления ТСП-100П;

- преобразователь измерительный давления «Сапфир-22М-ДН»;

- блок питания преобразователей разности давления 22БП-36 с выходным напряжением 36В.

 

Автоматизация газовоздухоснабжения



Проектом предусматривается установка местных самопишущих приборов учета снижения давления газа. Приборы учета установлены на входе и выходе из ГРУ.

На ГРУ установлены:

- термометр технический ртутный У-2-1-260-104;

- термометр манометрический самопишущий ТГС-712М;

- манометр показывающий МПУ-4;

- манометр самопишущийМТС-712М1;

- дифманометр самопишущий ДСС-712М1.

Для учета газа предусматривается установка счетчика газа СПГ-761.

К счетчику подключаются следующие приборы:

- диафрагма камерная ;

- три измерительных преобразователя разности давления 

 «Сапфир-22М-ДД»;

 - преобразователь измерительный давления «Сапфир-22М-ДН»;

- термометр сопротивления ТСП-100;

- блок питания 22 бп-36.


ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОТЕЛЬНОЙ



 Оценка качества принятого в дипломном проекте технического решения должна производиться на основе анализа ее технико-экономических показателей, в число которых входят технологические и экономические показатели. К основным технологическим показателя, определяемым в экономической части проекта, относятся: установленная мощность котельной, годовая выработка теплоты или пара и отпуск их потребителям, расходы топлива и др. Здесь рассчитывается и режимный показатель - число часов использования установленной мощности котельной.

 Важнейшим экономическим показателем, определяемым в дипломном проекте, является себестоимость отпущенной теплоты. В ходе ее расчета определяются и другие экономические показатели: сметная стоимость строительства, штаты котельной, годовые эксплуатационные расходы и т.п., которые сводятся наряду с технологическими в итоговую таблицу «Основные технико-экономические показатели» [1].

 Технологические показатели характеризуют рабочие процессы в котельной, они служат для установления режима эксплуатации оборудования в целях получения оптимальных экономических показателей; сюда относятся коэффициент избытка воздуха, содержание в газах СО2 или О2, температура уходящих газов, содержание горючих в уносе и т. п.

 К экономическим показателям работы котельной установки относятся КПД брутто и нетто, удельный расход условного топлива на выработку отпускаемого тепла и удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной. Себестоимость тепла или пара складывается из переменных и постоянных расходов. К переменным относятся расходы, пропорциональные количеству вырабатываемого тепла или пара – топливо, вода, электроэнергия. На электростанциях к переменным расходам относится только топливо.

 Постоянные расходы почти не зависят от выработки пара или тепла. Сюда относятся заработная плата, амортизация зданий и оборудования, текущий ремонт и пр.

 Основной составляющей себестоимости тепла или пара являются издержки на топливо, которые зависят от его удельного расхода на единицу теплоты. Топливная составляющая может иметь значительный перевес по отношению к другим затратам на производство тепла или пара [3].

 По величине себестоимости можно судить о рациональности проектирования, строительства или реконструкции объектов.

 Достичь снижения себестоимости можно за счет роста КПД котлоагрегатов, вспомогательного оборудования , что приводит к снижению расхода топлива, электроэнергии не только на отпуск теплоты, но и на собственные нужды. Снизить себестоимость можно также за счет установки агрегатов большей единичной мощности взамен нескольких котлов меньшей мощности. Задачей дипломного проекта является перевод котла ДКВР 20/13 котельной Речицкого пивзавода с мазутного топлива на природный газ, поэтому для оценки эффективности принимаемого технического решения необходимо произвести технико-экономический расчет для двух видов топлив и сопоставить результаты расчетов между собой. Для лучшей наглядности получаемых результатов производим параллельный расчет двух вариантов, при этом в расчетной строке с номером «1» указываем расчет показателей, характеризующих работу котельной на мазутном топливе, а в строке с номером «2» -на природном газе. 



Расчёт технологических показателей.

Расчёт установленной мощности котельной, МВт:



,

где  - номинальная паропроизводительность котла ДКВР 20/13,


=20 т/ч = 5,55 кг/с;

	

	  - число установленных котлов ДКВР 20/13 , =2; 

  - расход воды на непрерывную продувку котлов ДКВР 20/13, 



=0,01·=0,01·5.55=0.0555 кг/с;



  - энтальпия пара на выходе из котла, =2934 кДж/кг [4];

	  - энтальпия котловой воды, = 810 кДж/кг [4];

  - номинальная паропроизводительность котла ДЕ-16-14,



=16 т/ч = 4,44 кг/с;



  - число установленных котлов ДЕ-16-14 , =1; 

  - расход воды на непрерывную продувку котлов ДЕ-16-14,



=0,01·=0,01·4.44=0.0444 кг/с;



 - энтальпия пара на выходе из котла, =2870 кДж/кг [4];

	 - энтальпия котловой воды, = 746 кДж/кг [4] ;

 - энтальпия питательной воды, =437 кДж/кг [4];



([5,55 (2934-437)+0,0555(810-437)]2+ [4,44(2870-437)+0,0444(746-437)])10-3 =38,6 МВт.




Годовой отпуск теплоты на отопление, ГДж/год:



,

 

где  - продолжительность отопительного периода, =197 суток для Гомеля, табл. 9.1 [1];

 - средний расход теплоты на отопление за отопительный период на нужды отопления, кВт,



 [1, с. 153 ],



 где - максимальная часовая отопительная нагрузка; согласно заданию, суммарная максимальная тепловая нагрузка составляет 6,3 МВт, поэтому, разбивая ее на составляющие, получаем расход тепла на отопление =4,05 МВт, на вентиляцию –



 =2,25 МВт;



 - расчетная температура воздуха внутри зданий, принимается в соответствии со СНиП 11-35-76, ; 

 - средняя за отопительный период температура наружного воздуха, в соответствии со СНиП 11-35-76, ;

	 - расчетная температура наружного воздуха для отопления, в соответствии со СНиП 11-35-76, . 

	

кВт ;

 ГДж/год.


Годовой отпуск теплоты на вентиляцию, ГДж/год:



,



где - средний расход теплоты на вентиляцию за отопительный период, кВт,



,



 где - расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, в соответствии со СНиП 11-35-76, ; 



кВт;

	

	- усреднённое за отопительный период число часов работы системы вентиляции в течение суток, принимается равным 16 часов [1].

	

	 ГДж/год.



10.1.4 Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение, ГДж/год:



,



где  - средний расход теплоты на горячее водоснабжение за отопительный период, кВт, определяется [1],



,

 где - максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение, принимается согласно показателям расчета тепловой схемы,



 кВт, тогда

кВт;



 - средний расход теплоты на горячее водоснабжение за летний период, кВт, 



 кВт,



 где  - температура холодной воды в летний период, принимается равной 15 С [1];

 - температура холодной воды в отопительный период, принимается равной 5 С [1];

	- коэффициент, учитывающий снижение среднего расхода воды  на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному периоду, принимается равным 0,8 [1];

350 - число суток в году работы системы горячего водоснабжения;



 ГДж/год.



10.1.5. Годовой отпуск теплоты на технологические нужды, ГДж/год:



,


где- расход пара на технологические нужды при максимальном режиме, из задания на проектирование,=16 т/ч; 

- энтальпия пара на технологические нужды,=2830 кДж/кг [4];

		 - энтальпия возвращаемого конденсата, = 336 кДж/кг [4]; 

	 - возврат конденсата технологическими потребителями, 70%;

	 - годовое число часов использования пара потребителями, при трехсменном режиме работы равно 6120 час. 

	

Гдж/год.



10.1.6 Годовой отпуск тепла от котельной:



 

ГДж/годГкал/год.



Годовая выработка теплоты котельной ГДж/год (Гкал/год):



,



где  - к.п.д теплового потока, для газа равен 98%, а для мазута-

 93% [1].



1) ГДж/годГкал/год;



2) ГДж/годГкал/год.


Число часов использования установленной мощности котельной в году:



,

1)  ч/год;

2)  ч/год.



Удельный расход топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты:

условного: 



,



где -КПД (брутто) котельного агрегата, =91,6 %, определяем из

уравнения теплового баланса котлоагрегата. 



1)  тут/ГДж;

2)  тут/ГДж;



натурального:



, 



где  - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, для мазута



	 =39,73 МДж/кг, 

	для природного газа - =39,73 МДж/м3 ;

 1)  тнт /ГДж;

2) тыс.м3/ГДж.



10.1.10 Годовой расход топлива котельной:

условного:



,

1)  тут/год;

2)  тут/год;



натурального:



,

1)  тнт/год;

 2)  тыс.м3/год.



Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной:



,



где  - число часов работы котельной в году, для котельной с горячим водоснабжением =8400 часов [1];

		 - коэффициент использования установленной электрической мощности, принимается равным 0,65 [1];

		 - коэффициент использования установленной электрической мощности по времени, принимается равным 0,5;

 - установленная мощность токоприёмников, кВт,



,



где  - удельный расход электрической мощности на собственные 

 нужды, принимается 25 кВт/МВ, табл. 13.1. [1];

	 - установленная тепловая мощность котельной за вычетом 

	 составляющей котла ДКВР 20/13, который находится в закон-

	 сервированном состоянии и подлежит демонтированию, 

	 

	=23,42 МВт.

 кВт;

 кВт/год.



Годовой расход воды котельной:



,



где  - расход сырой воды на химводоочистку для зимнего и летнего режимов, согласно тепловой схеме, =23,04 т/ч, 



 =19,78 т/ч.

 т/год.



Удельный расход сырой воды на 1 ГДж отпущенного тепла:



 т/ГДж.

Расчёт экономических показателей.



Топливная составляющая затрат:



,



где  - оптовая цена топлива по прейскуранту, 

	

	 1) =144000 руб/ тыс.м3; 

	 2) =95 $/тнт =95*2150=204250 руб/ тнт, тогда:

1)  млн.руб/год;

 2)  млн.руб/год.



Годовые затраты на электроэнергию:



,



где  – стоимость одного киловатт-часа, определяется по двухставочному тарифу,



,



где  - ставка основной месячной оплаты за заявленную максимальную мощность, равна 11447,6 (руб/кВт)/год;

	 - заявленная максимальная мощность ч/год, для трехсменного 

	режима работы предприятия принимаем 6000 ч/год;

	 - ставка дополнительной оплаты, равна 106,4 руб/кВт ч. 

	
 руб/кВт ч. 

 млн.руб/год.



Годовые затраты на использованную воду:



 ,



где  – стоимость 1 тонны воды,  = 1800 руб/м3. 



 млн.руб/год.



Расчёт капитальных затрат на сооружение котельной и реконструкцию:



 , 



где  - капитальные затраты на сооружение котельной, млн.руб.;

  - удельные капиталовложения для ввода, соответственно, первого и второго котлов ДКВР 20/13, табл. 13.6. [1], 



 , ;



 - удельные капвложения для ввода котла ДЕ-16-14, 

;

	 

	- номинальная мощность котлоагрегатов ДКВР 20/13, 

	  МВт;

	 - номинальная мощность котлоагрегата ДЕ-16-14 ,

	  МВт; 

				

				  - капитальные затраты на перевод котла ДКВР 20/13 на природный газ, согласно сметно-финансового расчета:

			

			 =54,8 тыс.руб, тогда: 

1)  тыс.руб;

2)  тыс.руб;



 Так как все проекты выполняются в базовых ценах, в нашем случае в ценах 91-го года, то с помощью коэффициента пересчета  произведем пересчет величин капвложений в цены 2004 г.: 



1)  млн.руб;

 2)  млн.руб.



Годовые амортизационные отчисления:



,



где - капитальные затраты на сооружение котельной, при оценке ее работы на мазуте, и капитальные затраты на сооружение котельной, плюс затраты на реконструкцию, при оценке работы на природном газе.

1)  млн.руб/год;

 2)  млн.руб/год.



Годовые затраты на текущий ремонт:

 


1)  млн.руб/год;

2)  млн.руб/год.



Годовые затраты на заработную плату:



,



где  - численность эксплуатационного персонала, =14 чел;

		 - среднегодовая заработная плата с начислениями, равна 

		 3360000 (руб/чел)/год (280000 (руб/чел)/год);

		 1,4 – коэффициент отчислений, 40%.



 млн.руб/год.

	

	Прочие годовые затраты:



,

	1)  млн.руб/год;

	2)  млн.руб/год.

	

	Годовые эксплуатационные расходы котельной:



,

1) 

2) 

Себестоимость отпускаемой теплоты, руб/ГДж:

	

	;

	

	Топливная составляющая себестоимости, руб/ГДж:

	

	;



Таблица - Технико – экономические показатели котельной

Наименование

Обозначение

Результат

Месторасположение котельной



Минская область.

Топливо

-----------

Природный газ

Система теплоснабжения

-----------

закрытая

Установленная мощность котельной, МВт

Qуст

26,4

Годовая выработка теплоты, ГДж/год

Qвыргод

310714

Число часов использования установленной

мощности, год 

hуст

3270

Удельный расход топлива на 1 отпущеный ГДж теплоты 

условного, тут/ГДж

натурального, тыс.м3/ГДж



вуотп

внотп





0,037

0,029

Годовой расход топлива в котельной

Условного, тут/год

Натурального, тыс.м3/год

Вугод

Внгод



11267

8830,5

Удельный расход электрической энергии на собственные нужды, кВт/МВт

Nсп



30

Установленная мощность токоприемников, кВт

Nуст

792

Удельный расход воды, т/ГДж

Gс.в.

0,22

Годовой расход воды,тыс.т./год

Gсвгод

67,368

Штатный коэффициент

Кшт

2

Удельные капиталовложения, тыс.руб./МВт

-для первого агрегата

-для последующих



КI 

КII



780

370

Сметная стоимость строительства, тыс.руб. в т.ч.

Ккот

12474

Строительные работы

оборудование и монтажа



Кстр

Коб



3742,2

7484,4

Годовые эксплуатационные расходы, тыс.руб./год



Sкот



2282245,016

Себестоимость отпускаемой теплоты, руб /ГДж в т.ч.



Sg



7495

Топливная составляющая, руб/ГДж

Sт

5000

Рентабельность,%

Рк

37

Приведенные затраты на ГДж отпускаемой теплоты , руб/ГДж



З

7500




Заключение



После расчета технологических показателей мы установили: мощность котельной = 23,26 МВт; годовую выработку теплоты котельной = 732,96 ГДж/год; годовой расход топлива котельной = 31698,2 тут/год, 66617,5 тнт/год; число часов использования установленной мощности котельной = 5807,2 г/год.

Рассчитав экономические показатели, установили: себестоимость отпускаемой теплоты = 6738 руб./ГДж; рентабельность капиталовложений = 12,3 %.