Расчёт тепловых процессов топки котла

1. G_д = 18,43 + 0,7М16 + 1,43 + 0,62 + 10,78 + 0,14 = 42,60 т/ч

2. G_д = 21,45 + 0,7М16 + 0,31+0,77 + 7,76 + 0,13 = 41,62 т/ч

3. G_д = 15,82 + 0,7М16 + 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

D_сн^роу = D_д + D_хов + D_св , т/ч

1. D_сн^роу = 1,3 +1,43 + 0,62 = 3,35 т/ч

2. D_сн^роу = 1,46 + 0,31 + 0,77 = 2,54 т/ч

3. D_сн^роу = 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

D_к = D_вн + D_сн +0,01М k_п М(D_вн + D_сн) , т/ч

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

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

3. D_к = 18,29 + 1,58 + 0,01М 3 М(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%.

7. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА

7.1 Газовый тракт

Присос воздуха на участке газохода между котлом и дымососом:

Дб_д = 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;

В_р = 1390,116 кг/ч

V^o_г = V^o_N2 + V_RO2 +V^o_H2O = 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

7.2 Паровой котел

Сопротивление топки h_T = 30 Па

Сопротивление котла:

h_к = h_п+ h_м

Сопротивление пучка труб:

h_n = h_динк

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 = _грC_sC_RE

где _гр - графический коэффициент, зависящий от скорости потока, диаметра труб и средней температуры потока; t_ср = 706 ^оС

При _ср = 26,4 м/с и дтрубой 512,5 мм _гр = 0,420

С_s = 0,37 С_RE = 1,26

₀ = 0,4200,371,26=0,193

_к = 0,1934,3 =8,299

h_n = 131,78,299 = 1092,9 Па

Значение сопротивления конвективного газохода (поворот на 90^о)

_о =0,5

h_м = _повh_дин = 0,5131,7=65,85 Па

Полное сопротивление:

h_к = 1092,9+65,85=1158,7 Па

7.3 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 45^оС

Па

м/с

Ввод в трубу:

Па

Суммарное аэродинамическое сопротивление установки:

h_у=h_T+h_дин+h_к+h_д+h_к2+h_тр =

=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 ^ll_T = 3 мм.вод.ст.

Итого перепад давлений по газовому тракту: h^п_T = 135,09 - 3 =132,09 мм.вод.ст.

8. 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.

8.1 Автоматизация газовоздухоснабжения

Проектом предусматривается установка местных самопишущих при-

боров 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.

9.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.

9.1 Расчёт технологических показателей.

9.1.1 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.

9.1.2 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.

9.1.3 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 систе-

мы вентиляции в течение суток, принимается равным 16 часов [1].

ГДж/год.

9.1.4 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.

9.1.5 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.

9.1.6 Годовой отпуск тепла от котельной:

ГДж/годГкал/год.

9.1.7 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.

10.1.8. Число часов использования установленной мощности котельной в году:

,

1) ч/год;

2) ч/год.

9.1.9 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.

9.1.10. Годовой расход топлива котельной:

условного:

,

1) тут/год;

2) тут/год;

натурального:

,

1) тнт/год;

2) тыс.м³/год.

9.1.11 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.

9.1.12 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.

9.1.13 Удельный расход сырой воды на 1 ГДж отпущенного тепла:

т/ГДж.

9.2 Расчёт экономических показателей.

9.2.1 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.

9.2.2 Годовые затраты на электроэнергию:

,

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

,

где - ставка основной месячной оплаты за заявленную максималь-

ную 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.

9.2.3 Годовые затраты на использованную воду

,

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

млн.руб/год.

9.2.4 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 природ ный 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.

9.2.5 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.

9.2.6 Годовые затраты на текущий ремонт

1) млн.руб/год;

2) млн.руб/год.

9.2.7 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.

9.2.8 Прочие годовые затраты:

,

1) млн.руб/год;

2) млн.руб/год.

9.2.9 Годовые эксплуатационные расходы котельной:

,

1)

2)

9.2.10 Себестоимость отпускаемой теплоты, руб/ГДж:

;

9.2.11 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

10. Охрана труда и экология

10.1 Охрана труда

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:

1. проверку уровня квалификации и аттестации персонала;

2. проверку сборочно - сварочного, контрольного оборудования, аппаратуры, приборов и инструментов;

3. контроль качества основных материалов;

4. контроль качества сварочных материалов и материалов для дефектоскопии;

5. операционный контроль технологии сварки;

6. неразрушающий контроль качества сварных соединений;

7. разрушающий контроль;

8. 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:

1. устройствами, предохраняющими от повышения давления (предохранительными устройствами);

2. указателями уровня воды (для паровых котлов);

3. манометрами;

4. приборами для измерения температуры среды;

5. запорной и регулирующей арматурой;

6. 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:

1. рычажно - грузовые предохранительные клапаны прямого действия исключая их использование в транспортабельных котельных;

2. пружинные предохранительные клапаны прямого действия;

3. 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:

1. условного прохода;

2. условного или рабочего давления и температуры среды ;

3. направления потока среды.

Каждый котел оборудуют следующими трубопроводами :

1. для продувки котла и спуска воды при остановке котла ;

2. для удаления воздуха из котла при растопке ;

3. для удаления конденсата из паропроводов ;

4. для отбора проб воды и пара ;

5. 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 :

1. 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 ;

2. элементы котлов в собранном виде ;

3. 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:

1. признаков разрыва ;

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

3. 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.

10.2 Экология

10.2.1 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 N₂O_3, диоксид NO_2, 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 NO_X . 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 обьемного 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.

10.2.2 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 :

M_NO2=0,3410^-7kBQ^р_н(1-q_?/100)b₁b₂

гдеb₁- коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива (содержание N^г ), принимается равным 0,8;

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

b₂- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок b₂=1);

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

k=3,5D_ф/70,

где D_ф -фактическая паропроизводительность котла;

Принимается D_ф=0,95D ,

где D -номинальная паропроизводительность котла

Тогда [2]:

k=3,5?,9520/70=0,95

M^????-2_/13_NO2=_,341_^-7_,95_,38637346_,8=_,3721_^-3--?/?