Проект котельной участка №3 Орехово-Зуевской теплосети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание:

Введение.

1. Развитие энергетики в России

2. Охрана окружающей среды при эксплуатации котлов на природном газе

1. Технологическая часть

1.1 Общие сведения о котельной

1.2 Принципиальное устройство котлоагрегата КВ-ГМ-20

1.3 Тепловой расчёт котлоагрегата

1.3.1 Расчёт объёмов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания топлива

1.3.2Построение I-И таблицы и I- диаграммы

1.3.3 Тепловой баланс котлоагрегата КВ-ГМ-20

1.3.4 Определение конструктивных характеристик топочной камеры

1.3.5 Расчёт теплообмена в топке

1.3.6 Расчёт конвективных поверхностей

1.3.7 Расчёт водяного экономайзера

1.4 Аэродинамический расчёт газовоздушного тракта

1.4.1 Расчёт газового тракта и выбора дымососа

1.4.2 Расчёт воздушного тракта и выбор вентилятора

1.5 Водоподготовка котельной

1.6 Топливоснабжение котельной

1.7 Тепловая схема котельной

2. Организационно экономическая часть

2.1 Расчёт технико-экономических показателей работы котельной

3 Мероприятия по технике безопасности, противопожарной техники

3.1 Меры безопасности при эксплуатации газового хозяйства котельной

3.2 Противопожарный режим в котельной

4.Литература

ВВЕДЕНИЕ

1. Развития энергетики в России

Россия была, есть и будет одной из ведущих энергетических держав мира. И это не только потому, что в недрах страны находится 12% мировых запасов угля, 13% нефти и 36% мировых запасов природного газа, которых достаточно для полного обеспечения собственных потребностей и для экспорта в сопредельные государства. Россия вошла в число ведущих мировых энергетических держав, прежде всего, благодаря созданию уникального производственного, научно-технического и кадрового потенциала топливно-энергетического комплекса (ТЭК).

Но экономический кризис последних лет существенным образом затронул и этот комплекс. Производство первичных энергоресурсов в 1993 г. составило 82% от уровня 1990 и продолжало падать. Уменьшение потребления топлива и энергии, обусловленное общим экономическим спадом, временно облегчило задачу энергообеспечения страны, хотя в ряде регионов пришлось вынужденно ограничивать потребление энергии. Отсутствие необходимых инвестиций не позволило в 90-х годах компенсировать естественное выбытие производственных мощностей и обновлять основные фонды, износ которых в отраслях ТЭК колеблется в пределах 30-80%. В соответствии с нормами безопасности требуют реконструкции и до половины АЭС.

Следует заметить, что в 1981-1985 гг. среднегодовой ввод мощностей в электроэнергетике был 6 млн. кВт в год, а в 1995 г. - только 0,3 млн. кВт. В 1995 году в России произведено 860 млрд. кВт\час, а в 1996 г. в связи со снижением спроса и износом установленного на электростанциях оборудования - 840 млрд.. кВт\час.

Доля России в объёме мирового производства электроэнергии составляла в 1990г. 8,2%, а в 1995 г сократилась до 7,6%.

В 1993 году по производству электроэнергии на душу населения Россия занимала 13-е место в мире (6297 кВт\ч).

В 1991-1996 гг. электропотребление в России снизилось более чем на 20%, в том числе в 1996 г - на 1%. В 1997 г впервые в 90-е годы ожидается рост производства электроэнергии.

В начале 90-х годов установленные энергетические мощности России превышали 7% мировых. В 1995 г установленная мощность электроэнергетики России составляла 215,3 млн. кВт, в том числе доля мощностей ТЭС - 70%, ГЭС - 20% и АЭС - 10%.

В 1992-1995 гг. было введено 66 млн. кВт генерирующих мощностей. В настоящее время 15 млн. кВт оборудования ТЭС выработали ресурс. В 2000году таких мощностей будет уже 35 млн. кВт и в 2005 году - 55 млн. кВт. К 2005 году предельного срока эксплуатации достигнут агрегаты ГЭС мощностью 21 млн. кВт (50% мощностей ГЭС России). На АЭС в 2001-2005 гг. были выведены из эксплуатации 6 энергоблоков общей мощностью 3,8 млн. кВт.

В этих условиях для обеспечения прогнозируемого спроса на электрическую энергию и мощность потребуется значительная реконструкция действующих, а затем и строительство новых электростанций. На сегодняшний день при выборе источника электроэнергии нельзя не отметить актуальность такого фактора, как ограниченность источников энергии.

Однако положение усугубляется еще и несоответствием структуры запасов и потребления органического сырья. Так, 80% запасов органического топлива приходится на уголь и лигниты и лишь 20% на нефть и газ, в то время как 8/10 современного энергопотребления приходится на нефть и газ. Следовательно, временные рамки еще более сужаются.

Созданный в России замкнутый научно-производственный комплекс технологически связанных предприятий охватывает все сферы, необходимые для функционирования атомной отрасли, включая добычу и переработку руды, металлургию, химию и радиохимию, машино- и приборостроение, строительный потенциал. Уникальным является научный и инженерно-технический потенциал отрасли. Промышленно-сырьевой потенциал отрасли позволяет уже в настоящее время обеспечить работу АЭС России и СНГ на много лет вперед, кроме того, планируются работы по вовлечению в топливный цикл накопленного оружейного урана и плутония. Россия может экспортировать природный и обогащенный уран на мировой рынок, учитывая, что уровень технологии добычи и переработки урана по некоторым направлениям превосходит мировой, что дает возможность в условиях мировой конкуренции удерживать позиции на мировом урановом рынке.

Но дальнейшее развитие отрасли без возврата к ней доверия населения невозможно. Для этого нужно на базе открытости отрасли формировать позитивное общественное мнение и обеспечить возможность безопасного функционирования АЭС под контролем МАГАТЭ. Учитывая экономические трудности России, отрасль сосредоточится в ближайшее время на безопасной эксплуатации существующих мощностей с постепенной заменой отработавших блоков первого поколения наиболее совершенными российскими реакторами (ВВЭР-1000, 500, 600), а небольшой рост мощностей произойдет за счет завершения строительства уже начатых станций. На длительную перспективу в России вероятен рост мощностей в переходом на АЭС новых поколений, уровень безопасности и экономические показатели которых обеспечат устойчивое развитие отрасли на перспективу.

Это одна из наиболее мощных отраслей современной индустрии, ставшая уже ее неотъемлемой частью. И хотя взлет атомной энергетики сейчас сменяется периодом стабилизации мощностей, учитывая позиции, завоеванные атомной энергетикой за 40 лет, есть надежда, что она сможет сохранить свою долю в мировом производстве электроэнергии на довольно длительную перспективу, пока не будет сформирован единый взгляд в мировом сообществе на необходимость и масштабы использования атомной энергетики в мире.

Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор потребляет огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатывает на ТЭЦ, производственными и районными отопительными котельными.

Перевод предприятий на полный хозяйственный расчет и самофинансирование, намечаемое повышение цен на топливо и переход многих предприятий на двух и трехсменную работу серьезной перестройки проектирования и эксплуатации производственных и отопительных котельных. Пути и перспективы развития энергетики определены энергетической программой, одной из первоочередных задач которой является коренное совершенствование энергохозяйства на базе экономии энергоресурсов: это широкое внедрение энергосберегающих технологий, использование вторичных энергоресурсов, экономия топлива и энергии на собственные нужды.

Производственные и отопительные котельные должны обеспечить бесперебойное и качественное теплоснабжение предприятий и потребителей жилищно-коммунального сектора. Повышение надежности и экономичности в значительной мере зависит от качества работы котельного агрегата и рационально спроектированной схемы котельной. Созданная за годы Советской власти котлостроительная промышленность, на которую работают научно исследовательские институты и специализированные котлостроительные заводы, обеспечивает производство современных к.а., необходимых для РФ и экспорта их за рубеж. Ведущими проектными институтами разработаны и совершенствуются рациональные тепловые схемы и тепловые проекты производственных и отопительных котельных.

Россия одна из немногих стран мира, полностью удовлетворяющих свои потребности в газе и экспортирующих его в другие страны. Удельный вес запасов российского газа в мировом балансе составляет 33,2%.

В 1994г. В России было добыто 606 млрд. газа. Имеются благоприятные предпосылки для дальнейшего наращивания газодобычи. Залогом тому служит надежная сырьевая база: начальные потенциальные ресурсы газа оцениваются в 211,8 трлн., а разведанные запасы достигают 49,2 трлн. Степень разведанности ресурсов составляет 26,8%. Основные запасы газа сосредоточены в Западной Сибири, которая в обозримой перспективе будет оставаться основным центром добычи газа в стране.

Увлечение добычи по мере роста спроса на газ на первом этапе будет осуществляться за счет наращивания мощностей на действующих и ввода новых месторождений Надым-Пур-Тазевского региона. В период 1996-1998 гг. в этом регионе намечается ввести в разработку Юбилейное, Ямсовейское и Харвутинское месторождение с суммарной годовой добычей 40 млрд. м. С 1998г началась добыча газа на Заполярном месторождением с выходом в 2005г на уровень 90 млрд. м. в год. В настоящие время от Надым-Пур-Тазовского региона проложены и действуют 20 магистральных газопроводов проектной производительностью 578млрд. м. Из этого же региона в ближайшие годы необходимо соорудить 3 газопровода: СРТО- Торжок, СРТО- Нечерноземье, СРТО- Богандинская суммарной производительностью 89 млрд. м.

Кроме магистральных газопроводов, для повышения надежности и маневренности ЕСГ, газификации новых регионов и улучшения газоснабжения уже имеющих газ планируется строительство и ввод в действие распределительных газопроводов.

Для более полного удовлетворения потребности в газе в зимнее время и регулирование сезонной неравномерности газопотребления дальнейшее развитие получит подземное хранение газа.

В целом к 2013г на предприятиях РАО «Газпром» предполагается добывать около 670млрд, м. природного газа в год с увеличением добычи к 2018г. на 20-25%.

2. Охрана окружающей среды при эксплуатации котлов на природном газе

Защита окружающей среды от вредных выбросов.

Загрязнение воздушной среды котельными установками связано с выбросами в дымовую трубу токсичных газов и мелкодисперсной золы. Кроме того, при высоких температурах в ядре факела происходит частичное окисление азота с образованием. При неполном окисление топлива, в продуктах сгорания может появится оксид углерода, и даже метан . Основным показателем, характеризующим загрязнение воздушной среды, является выброс вредностей в единицу времени.

Расчет рассеивания вредных примесей в атмосфере, производится в соответствии с санитарными нормами, при неблагоприятных метеорологических условий, а именно при опасной скорости ветра. Под опасной скорости ветра, принимают скорость, при которой концентрация вредных примесей на уровне обитания человека достигает максимальных значений.

В современных производственных и отопительных котельных, дымовая труба служит не для создания тяги, а для отвода продуктов сгорания на определенную высоту, при которой обеспечивается рассеивание вредностей до допустимых санитарными нормами концентраций в зоне нахождения людей.

За стандарт качества воздуха принимаются предельно допустимые концентрации (ПДК), различных токсических в-в. Исходя из их значений, производится расчет диаметра дымовой трубы, выбор высоты системы очистки дымовых газов.

Уровни выбросов в атмосферу предприятиями энергетического комплекса установлены государственными стандартами. Последние стандарты в этой области были приняты в 1995г. При их разработке эксперты исходили из того, что стратегическим направлением является создание энергетических установок, оснащенных оборудованием, реализующим новые технологии сжигания топлива.

Все отечественные стандарты по твердым частицам, NO3 и SO2 ориентированы на жесткие нормативы, существующие в Западной Европе.

Что касается радиоактивности, то исследования показали повышенную опасность для окружающей среды и здоровья людей от сжигания угля из Подмосковного бассейна. Радиоактивность золы и выбрасываемых в атмосферу твердых частиц, образующихся, в результате его сжигания превышает 370 Бк/кг.

Радиоактивность урана, содержащегося в углях Кузбасса, Донбасса и Экибастуза, составляет 20-40 БК/кг.

После сжигания угля концентрация в золе Рь - увеличивается в 5-10 раз, Rа - в 3-6 раз.

Госкомэкология и Министерство природных ресурсов - главные организации в России, призванные контролировать состояние окружающей среды и объем поступающих в нее загрязняющих веществ.

Однако даже последние экономические неблагоприятные годы российские специалисты энергетики продолжают разрабатывать новые, более совершенные способы сжигания твердого топлива. Несколько перспективных новшеств проходят в настоящее время испытания на действующих ТЭС.

Ведутся разработки более эффективных очистных технологий, которые позволяют выполнить принятые в России и Европейском Союзе стандарты на содержание пыли, NO3 и SO2 в продуктах сгорания топлива даже при его невысоком качестве.

1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о котельной

В котельной установлены 4 водогрейных котла типа КВ-ГМ-20. Номинальная теплопроизводительность 20 т/ч. Основным топливом является природный газ. Резервным -топочный мазут марки М-100. Сжигание топлива - камерное. На котлах установлены газомазутные горелки типа РГМГ-20. Номинальная производительность 20Гкал/ч. На котлах установлены по 1-ой горелке. Давление газа перед горелкой при номинальной производительностью 0,25 кгс/смІ. Давление мазута перед форсунками горелки при номинальной производительностью 20 кгс/смІ, температура мазута перед форсунками 80 єС. Давление распыляющего пара 3-5 кгс/смІ. Компоновка котлов по агрегатная с индивидуальными вентиляторами типа ВДН-15,5 и дымососами типа ДН-13,5. Котельная также оборудована:

1. Водоподготовка, по схеме одноступенчатого Na- катионирования.

2. Деаэраторной установкой типа Зимина, производительность 40м3/ч.

3. Кирпичная дымовая труба высотой 45 м , вторая труба 60 м.

Котельная оборудована автоматикой безопасности, регулирования, процессов питания и горение контрольно-измерительными приборами.

Питательная установка котельной включает в себя:

1) Насосы исходной воды типа К-45-30 в количестве 3 агрегатов.

К-90-30 в количестве 1 агрегатов.

2)Солевые насосы типа К-20-30 в количестве 3 агрегатов

3) Вакуумный деаэратор Зимина.

Производительность 40 м3/ч

4) Основными сетевыми насосами приняты электронасосные агрегаты типа Д - 630/90 в количестве 3 штук.

Производительностью 630 м3/ч.

Напор 90 м.

Дополнительными насосы Д-500-90 в количестве 2 штук.

5) Подпиточные насосы типа К45/55 в количестве 3 штук.

Производительностью 45 м3.

Напором 55 м.

1.2 Принципиальное устройство котлоагрегата КВ-ГМ-20

Котлы водогрейные газомазутные КВ-ГМ-20-150, предназначены для нагрева воды систем теплоснабжения до 150 °С, выполнены в горизонтальной компоновке и имеют топочную камеру с горизонтальным потоком топочных газов и конвективную шахту, по которым топочные газы идут снизу вверх. Котлы поставляются двумя транспортабельными блоками, имеют одинаковую конструкцию и отличаются лишь глубиной топочной камеры и конвективной шахты. Ширина между осями труб боковых экранов составляет 2580 мм.

Топочная камера (топочный блок) полностью экранирована трубами диаметром 60 х 3 мм с шагом 64 мм, которые образуют:

* левый и правый боковые экраны топки - вертикальные трубы, приваренные к нижним и верхним коллекторам;

* передний (фронтовой) экран - изогнутые трубы, которые экранируют фронт и под (низ) топки; трубы приварены к переднему (фронтовому) и дальнему (подовому) коллекторам; передний (фронтовой) коллектор расположен ближе к поду, а над ним установлена горелка;

* промежуточный (поворотный) экран - вертикально-изогнутые трубы, установленные в два ряда, которые приварены к верхнему и нижнему коллекторам и выполнены в виде газоплотного экрана; поворотный экран не доходит до потолка топки, оставляя окно для прохода топочных газов из топки в камеру догорания.

Конвективный блок (шахта) имеет:

* фестонный экран - вертикально-изогнутые трубы, приваренные к верхнему и нижнему коллекторам, причем в верхней части трубы выполнены в виде газоплотного цельносварного экрана, а в нижней части стены трубы разведены в четырехрядный фестон; фестонный экран является одновременно задним экраном топки;

* заднюю стенку - вертикальные трубы, приваренные к верхнему и нижнему коллекторам;

* левую и правую боковые стенки шахты - вертикальные стояки (трубы диметром 83 х 3,5 мм, установленные с шагом 128 мм), приваренные к верхним и нижним коллекторам, а в эти стояки вварены три пакета горизонтально расположенных U-образных ширм, выполненных из труб диаметром 28 х 3 мм.

На фронтовой стенке топки устанавливается одна газомазутная горелка РГМГ. Между промежуточным (поворотным) экраном топки и фестонным экраном расположена камера догорания. В соответствующих местах верхних и нижних коллекторов экранов топки и стенок конвективной шахты установлены заглушки (перегородки) для обеспечения многоходового движения воды по трубам - вверх, вниз и так далее. Для поддержания скоростей движения в пределах 0,9.1,9 м/с каждый тип котла имеет различное число ходов воды.

Трубы задней стенки шахты имеют диаметр 60 х 3 мм и установлены с шагом 64 мм, а трубы фестонного экрана - диаметр 60 х 3 мм и установлены с шагом s1 = 256 мм и s2 = 180 мм. Все коллекторы и перепускные трубы котла имеют диаметр 219 х 10 мм. Все верхние коллекторы топки и конвективной шахты имеют воздушники для выпуска воздуха (при заполнении котла водой), а нижние - спускные вентили.

Газовоздушный тракт. Топливо и воздух подаются в горелку, а в топке образуется факел горения. Теплота от топочных газов в топке передается всем экранным трубам (радиационным поверхностям нагрева), а от труб теплота передается воде, циркулирующей по экранам. Из топки, огибая сверху промежуточный (поворотный) газоплотный экран, топочные газы входят в камеру догорания, затем внизу проходят четырехрядный фестон, попадают в конвективную шахту, где теплота передается воде, циркулирующей по пакетам секций (ширм) и, пройдя шахту снизу вверх, топочные газы дымососом удаляются в дымовую трубу и в атмосферу.

Для удаления загрязнений и отложений с наружной поверхности труб конвективной шахты котлы оборудуются дробеочисткой, использующей чугунную дробь, которая подается в конвективную шахту.

Обратная сетевая вода с температурой 70 °С сетевым насосом подается в дальнюю (от фронта) часть нижнего коллектора левого бокового топочного экрана и распределяется по нему до заглушки.

После ряда подъемно-опускных движений по левому боковому экрану вода из нижнего коллектора по перепускной трубе переходит в фронтовой верхний коллектор переднего (фронтового) экрана.

По левой стороне фронтового и подового экрана вода поступает в нижний, дальний коллектор, откуда после ряда подъемно-опускных движений по правой стороне экрана вновь возвращается в фронтовой верхний коллектор. По перепускной трубе вода поступает в нижний коллектор правого бокового топочного экрана и после ряда подъемно-опускных движений по нему, из нижнего коллектора, по перепускной трубе, переходит в нижний коллектор поворотного (промежуточного) экрана. После ряда подъемно-опускных движений по промежуточному экрану вода из нижнего коллектора, по перепускной трубе переходит в нижний коллектор фестонного экрана, проходит его, поднимаясь и опускаясь, и из верхнего коллектора фестонного экрана поступает в верхний коллектор правой боковой стены конвективной шахты.

По стоякам и U-образным пакетам секций вода проходит сверху вниз правую боковую стенку шахты и из нижнего коллектора переходит в нижний коллектор задней стены конвективной шахты. После ряда подъемно-опускных движений из верхнего коллектора заднего экрана вода переходит в верхний коллектор левой боковой стены конвективной шахты и, проходя по стоякам и U-образным ширмам сверху вниз, вода из нижнего коллектора с температурой 150°С идет в теплосеть.

Обмуровка всех котлов облегченная, закрепляемая на трубах. Кирпичная кладка имеется лишь под трубами подового экрана и на фронтовой стене, в которой выкладывается амбразура для горелки.

1.3 Тепловой расчёт котлоагрегата

Выбор исходных данных.

1. Расчётные характеристики топлива выбираем из таблицы 2.2.[1]. Состав топлива по объему: Газопровод Шебелинка-Днепропетровск.

CH4 = 92,8%

C2H6 = 3,9%

С3Н8 =1,0 %

N2 = 1,5%

СO2 = 0,1%

Q = 37,3 мДж/м3

C4H10=0,4%

C5H12=0,3%

2. Коэффициент избытка воздуха бт принимаем в зависимости от вида топлива и способа его сжигания по таблице 3.2 [1].

бт = 1,1

3. Используя схему котла, выписываем необходимые поверхности нагрева, именуемые в дальнейшем газохода, и по каждому из них определяем долю присосов воздуха ?бт, ?б определяется по таблице 3.1 [1]

№1- топка, бт = 0,1

№2- конвективный пучок бкп1= 0,05

№3-конвективный пучок бкп2= 0,01

4. Средний коэффициент избытка воздуха б?т, определяется по формуле

бт"= бт' + ?бт, (1.1)

где т - топка и т.д. по ходу движения дымовых газов.

б?т - избыток воздуха перед газоходом.

Дбт - доля присоса воздуха.

бт"=1,1 + 0,1 = 1,2

бкп1"= 1,2 + 0,05 = 1,25 = бкп2'

бкп2"= 1,25 + 0,1 = 1,35 = бух

4. Средний коэффициент избытка воздуха бтср определяется по формуле

бтср = , (1.2)

где бт' - избыток воздуха перед газоходом, равный избытку воздуха за предыдущим газоходом.

1. Топка бтср =

2.Конвективный пучок 1 бкп1ср = 3. Конвективный пучок 2 бкп2ср =

1.3.1 Расчёт объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания топлива

1. Теоретический объём воздуха, необходимого для полного сгорания одного м3 топлива определяется по формуле

м3/м3(1.3)

2. Теоретический объём сухих трёхатомных газов в продуктах сгорания топлива

м3/м3 (1.4)

м3/м3

3. Теоретический объём азота определяется по формуле

м3/м3 (1.5)

м 3/м3

4. Теоретический объём водяных паров определяется по формуле

м3/м3 (1.6)

5. Действительный объём водяных паров:

VH2O = VoH2O+0,0161 (бср-1) Voв м3/м3 (1.7)

VтH2O = 2,36+0,0161 (1,15-1) 10= 2,270 м3/м3

Vкп1H2O = 2,36+0,0161 (1,23-1) 10 = 2,284 м3/м3

Vкп2H2O = 2,36+0,0161 (1,3-1) 10 = 2,302 м3/м3

6. Определяем суммарный объём продуктов сгорания

Vд.г = VRO2+VoN2+VH2O+(бср-1) Voв м3/м3 (1.8)

Vтд.г = 1,12+8,05+2,270+(1,15-1) 10 = 12,985 м3/м3

Vкп1д.г = 1,12+8,05+2,284+(1,23-1) 10 = 13,834 м3/м3

Vкп2д.г = 1,12+8,05+2,302+(1,3-1) 10 = 14,870 м3/м3

7. Парциальное давление трёхатомных газов и водяных паров определяется по формуле

PRO2 = p ; PRO2 = p ;

т.к практически P = 1 атм., то парциальное давление численно равно их объёмным долям.

PRO2 = rRO2 ; PH2O = rH2O ;

PтRO2 = ; PтH2O = ;

Pкп1RO2 = ; Pкп1H2O = ;

Pкп2RO2 = ; Pкп2H2O = ;

8. Общая объёмная доля трёхатомных газов и водяных паров rn определяется по формуле

rn = rRO2 + rH2O (1.9)

rтn = 0,093 + 0, 189 = 0,282

rкп1n = 0,082 + 0,174 = 0,256

rкп2n = 0,079 + 0,168 = 0,247

Результаты расчёта объёмов продуктов сгорания и парциальных давлений сводятся в таблицу 1.

Таблица 1.

Объёмы продуктов сгорания, объёмные доли трёхатомных газов, концентрация золы.

Наименование величин и расчётная формула	Размер ность	=10,002 =1,12 =8,05 =2,36
		Поверхности нагрева
		Топка	Конвективный пучок 1	Конвективный пучок 2
Коэффициент избытка воз-ха за газоходом		1,2	1,25	1,35
Величина присосов		0,1	0,05	0,01
Средний коэффициент избытка воз-ха в газоходах		1,15	1,23	1,3
Действительный объём водяных паров VH2O = VoH2O+0,0161*(бср-1) Voв		2,270	2,284	2,302
Суммарный объём продуктов сгорания Vд.г = VRO2+VoN2+VH2O+(бср-1) Voв		12,985	13,834	14,870
Парциальное давление трёхатомных газов PRO2 = p		0,093	0,082	0,079
Парциальное давление водяных паров PRO2 = p		0,189	0,174	0,168
Общая объёмная доля водяных паров и трёхатомных газов rn = rRO2 + rH2O		0,282	0,256	0,247

1.3.2 Энтальпия воздуха и продуктов сгорания

Энтальпия сгорания определяется на 1 кг твёрдого или жидкого топлива или на 1 м3 сухого газообразного топлива по формуле

Iд.г = Ioд.г + ( бср - 1 ) Iв + Iз.л кДж/м3, (1.10)

где Ioв - энтальпия теоретического объёма продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур (100-2200 оС)

Ioд.г = VRO2 (CИ)RO2 + VoN2 (CИ)N2 + VoH2O (CИ)H2O кДж/м3, (1.11)

где (СИ)RO2, (СИ)N2, (СИ)H2O - средние удельные энтальпии газов, входящих в состав продуктов сгорания, кДж/м3, таблица 3.4 Л.1

I100д.г=кДж/м3

I200д.г=кДж/м3

I300д.г=кДж/м3

I400д.г= кДж/м3

I500д.г=кДж/м3

I600д.г=кДж/м3

I700д.г= кДж/м3

I800д.г=кДж/м3

I900д.г= кДж/м3

I1000д.г= кДж/м3

I1100д.г= кДж/м3

I1200д.г= кДж/м3

I1300д.г= кДж/м3

I1400д.г= кДж/м3

I1500д.г= кДж/м3

I1600д.г= кДж/м3

I1700д.г= кДж/м3

I1800д.г= кДж/м3

I1900д.г= кДж/м3

I2000д.г= кДж/м3

I2100д.г= кДж/м3

I2200д.г= кДж/м3

Ioв - энтальпия теоретического объёма воздуха для всего выбранного диапазона температур (100-2200 оС)

Ioв = Voв (СИ) в кДж/м3 (1.12)

I100в= кДж/м3

I200в= кДж/м3

I300в= кДж/м3

I400в= кДж/м3

I500в= кДж/м3

I600в= кДж/м3

I700в= кДж/м3

I800в= кДж/м3

I900в= кДж/м3

I1000в= кДж/м3

I1100в= кДж/м3

I1200в= кДж/м3

I1300в= кДж/м3

I1400в= кДж/м3

I1500в= кДж/м3

I1600в= кДж/м3

I1700в= кДж/м3

I1800в= кДж/м3

I1900в= кДж/м3

I2000в= кДж/м3

I2100в= кДж/м3

I2200в= кДж/м3

Энтальпия сгорания Iд.г , кДж/м3 для жидкого топлива определяется по формуле

Iд.г = Ioв + (бср-1) Ч Ioв (1.13)

Топка:

I900д.г=кДж/м3

I1000д.г= кДж/м3

I1100д.г= кДж/м3

I1200д.г= кДж/м3

I1300д.г= кДж/м3

I1400д.г= кДж/м3

I1500д.г= кДж/м3

I1600д.г= кДж/м3

I1700д.г= кДж/м3

I1800д.г= кДж/м3

I1900д.г= кДж/м3

I2000д.г=кДж/м3

I2100д.г=кДж/м3

I2200д.г= кДж/м3

Конвективный пучок1:

I500д.г= кДж/м3

I600д.г= кДж/м3

I700в= кДж/м3

I800в= кДж/м3

I900в= кДж/м3

Конвективный пучок2:

I100д.г= кДж/м3

I200д.г= кДж/м3

I300д.г= кДж/м3

I400д.г= кДж/м3

I500д.г= кДж/м3

Таблица 2.

Результаты расчёта энтальпии продуктов сгорания.

T 0C	кДж/м3	кДж/м3
			Поверхности нагрева
			Топка	К/П.1	К/П2
100	1601,34	1330			2005,4
200	3260,54	2670			4126,3
300	4790,8	4040			6050,83
400	6455,2	5430			8150,5
500	8160,45	6860		10100,2	10250
600	9905,6	8320		12300,5
700	12204,5	9820		14345,2
800	14600,82	11340		16637
900	16400,5	12850	18150,56	18953,4
1000	18125,93	14400	19998,2
1100	20246,24	16000	22354,23
1200	22075,23	17600	24200,53
1300	24134,6	19190	26856,3
1400	26352,02	20830	28905,46
1500	28430,5	22470	31004,98
1600	30120,45	24110	33400,3
1700	32420,97	25740	35500,6
1800	34302,56	27380	38015,1
1900	36452,21	29060	40450,2
2000	38510,56	30740	42895,41
2100	40302,47	32420	45120,8
2200	42394,2	34100	47215,6

По данным таблицы строится на миллиметровой бумаге график зависимости энтальпии продуктов сгорания (I - И - диаграмму).

1.3.3 Тепловой баланс водогрейного котла

Тепловой баланс парогенератора составляется на 1 м3 газообразного топлива для установленного режима работы агрегата.

Определяем Qрр, кДж/м3

Qрр = Qсн = 37300 кДж/м3

1. Потери тепла с уходящими дымовыми газами, кДж/м3

q2 = = %, (1.14)

где Iух - энтальпия уходящих газов определяется по I-И диаграмме при температуре уходящих газов Иух и бух

Ioхв - энтальпия холодного воздуха.

Iохв = Voв * (СИ) хв

Ioхв =

q2 = %

q3 определяется по таблице 4.4 [1] q3 = 0,5%

q5 определяется по таблице 4.5 [1] q5 = 1,6%

q4 и q6 = 0

2. Суммарная потеря тепла в парогенераторе ?q %

?q = q2 + q3 +q4 + q5 % (1.15)

?q = 5,08+0,5+0+1,6=7,18 %

3. Коэффициент полезного действия брутто водогрейного котла определяется по формуле

зб.рк.а = 100 - ?q % (1.16)

зб.рк.а = 100 - 7,18 = 92,82 %

4. Количества тепла, полезного отданного в водогрейном котле Qк.а кВт, определяется

Определяем расход воды:

20(628,5-293,3)=6704 кДж/м

Где Gв расход воды [9] табл. 9-22

-энтальпия горячей воды

-энтальпия холодной воды

5. Действительный расход топлива, подаваемого в топку парового котла, определяется из уравнения теплового баланса

Вк.а = м3/с (1.18)

Вк.а = м3/с

6. Расчётный расход топлива

Для газа Вр = Вп.г кг/с

Вр = 0,2 кг/с

7. Коэффициент сохранения теплоты

Ш = 1 - (1.19)

Ш = 1 -

1.3.4 Определение конструктивных характеристик топочной камеры

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/



1.3.5 Расчёт теплообмена в топке

Степень экранирования топки представляет собой отношение полной лучевоспринимающей поверхности топки к суммарной поверхности топки, минус площадь зеркала горения.

Fст = 69,84 м2

Hл = 65,3 м2

Vт = 28,3 м3

1. Для камерных топок

Ш' = (1.20)

Ш' = = 0,934

2.Предварительно задаются температурой продуктов сгорания на выходе из топочной камеры-табл.7.62[3]

3. Для принятой температуры определяется энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки -по диаграмме-кДж/м3

Подсчитывается полезное тепловыделение в топке

Qт = Qрр + Q'в кДж/м3, (1.21)

где Q'в - теплота, вносимая в топку воздухом.

Q'в = кДж/м3 (1.22)

Q'в = (1,1-0,1-0)+(0,1-0)• 396 =43,6 кДж/м3

Qт = 37300 • + 43,6 =37157,1 кДж/м3

2. Определяется эффективная толщина излучающего слоя

S = 3,6 • м, (1.23)

где Vт - объём топочной камеры м3

Fст - поверхность стен топочной камеры м2

S = 3,6 • = 1,458 м

3. Определяется коэффициент ослабления лучей

К = Кг • rn + Кс, (1.24)

где rn - суммарная объёмная доля трёхатомных газов (из таблицы 1 расчёта).

К = 16,2 •0,26 +1,31 = 5,53

4. При сжигании газа коэффициент ослабления лучей зависит от коэффициента ослабления лучей трёхатомными газами (Кг) и сажистыми частицами (Кг)

Кг = , (1.25)

где pn - парциальное давление трёхатомных газов, МПа

rH2O - объёмная доля водяных паров (таблица 1 расчёта)

Кг =

5. Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами

Кс = (1.26)

При сжигании природного газа

(1.27)

Кс = = 1,31

7. Подсчитывается степень черноты факела аф

Для жидкого и газообразного топлива степень черноты факела аф, определяется по формуле

аф = m асв + (1 - m) аг , (1.28)

где m - коэффициент, характеризующий долю топочного объёма, заполненного светящейся частью факела, принимается по таблице 5.2 [1].

асв, аг - степень черноты светящейся части факела и несветящихся трёхатомных газов.

аф =

Степень черноты светящейся части факела и несветящихся трёхатомных газов

асв = 1 - е - (Кг•rn + Кс)•p•S (1.29)

асв = 1 - 2,71- (16,260,26+1,31)0,161,045 = 0,436

аг = 1 - е - Кг •rn •p • S (1.30)

аг = 1 -2,71 -16,260,260,1= 0,334

9. Определяется параметр М, при сжигании газа

М = 0,54 + 0,2 Хm , (1.32)

где Хm - определяется как отношение высоты размещения горелок и

общей высоте топки.

Хт==0.09

М = 0,54 - 0,2 0,09 =0,78

10. Определяется средняя суммарная теплоёмкость продуктов сгорания на 1 м3 газа при нормальных условиях

Vcср = кДж/м3ЧоС (1.33)

Vср = кДж/м3ЧоС

11. Определяется действительная температура на выходе из топки

И"т = , (1.34)

где уо = 5,7 - степень черноты.

ц - коэффициент сохранения тепла.

И"т = оС

12. Тепло, переданное в топке излучением

Qт = ц · (Qт - I?т) кДж/сек, (1.35)

где I?т - энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки.

Qл = 0,985 · (37157-19105) = 17781,2 кДж/сек

13. Определяется удельные нагрузки топочного объёма и поверхности нагрева

qv = Вт/м3 (1.36)

qv = = 263,6 Вт/м3

Расчёт конвективных пучков котла.

1. Температура газов перед пучком И?к.п1, определяется из предыдущей поверхности нагрева

И?пп = И?к.п1 = 1024 оС

2. Энтальпия газов перед пучком

I?кп1 = I?кп1 = 19105 кДж/м3

3. По таблицам характеристик котлоагрегатов (8.13 - 8.25. [3].), определяются конструктивные характеристики газохода

H = 54,5 м2 - площадь поверхности нагрева.

S1 = 100мм - поперечный шаг труб.

S2 = 110мм - продольный шаг труб.

dн = 0,051 мм- наружный диаметр труб.

F2=1,19м2

4. По конструктивным данным подсчитывается относительный поперечный шаг

у1 = (1.37)

у1 = = 1,960

относительный продольный шаг

у2 =

у2 = = 2,156

5. Задаются температурой дымовых газов за котельным пучком

И?кп1 = 846 оС

6. Энтальпия газов за котельным пучком, определяется по I - И - диаграмме

I?кп1 =15700 кДж/м3

7. Тепло, отданное газами в пучке

Qб = ц Ч (I'кп1 - I?кп1) кДж/м3 (1.40)

Qб = 0,985 Ч (19105 - 15700) =3353,9 кДж/м3

То же в 1 сек:

Q = Qб Ч Вр

Q= 3353,9Ч 0.2 = 670,8 кВт.

8. Средняя температура газов

Икп1ср = оС (1.41)

Икп1ср = = 935 оС

9. Температура кипения в барабане tнас, оС определяется по табл. 3.1 [3].

tнас = 110 оС

10. Большая разность температур

Дtб = И?кп - tнас оС

Дtб = 1024 - 110 = 914 оС

11. Меньшая разность температур

Дtм = И?кп - tнас оС

Дtм = 846 - 110 = 736 оС

12. Средний температурный напор

Дt = oC (1.42)

Дt = = 814 оС

13. По таблице 1 расчёта определяем

Объём газов Vд.г = 13,834 м3/м3;

Объёмную долю водяных паров rH2O = 0,174;

Объёмную долю трёхатомных газов rRO2 = 0,082

14. Секундный расход газов

Vс = Вр Ч Vд.г Ч м3/сек (1.43)

Vc = 0.2 Ч 13.834 Ч = 16.4 м3/сек

15. Средняя скорость газов

Wд.г = м/с (1.44)

Wд.г = = 13,78 м/сек

16. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева бк, определяется по формуле

бк = бн Ч Сz Ч Cs Ч Cф Вт/м2·К (1.45)

бк = 85 Ч1 Ч1 Ч1 = 85 Вт/м2·К

17. Температура наружных загрязнений труб

tз = tнас + Дt оС (1.46)

tз = 110 + 25 = 135 оС

18. Эффективная толщина излучающего слоя газа

S = 0,9 Ч dн Ч м, (1.47)

где S1 и S2 - продольный и поперечный шаги труб в пучке, определяется из табл. п 14., м

S1 = 100 мм = 0,1м;

S2 = 110 мм = 0,11 м.

S = 0,9 Ч 0,051 Ч = 0,201 м

19. Коэффициент теплоотдачи бл, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

бл = бн Ч Сг Ч а, (1.48)

где бн - коэффициент теплоотдачи излучением, определяется по номограмме рис. 6.4 [1];

а - степень черноты рис. 5.6 [1].

бл = 150 Ч 0,97 Ч 0,1 = 14.5

20. Суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева

б1 = о Ч (бк + бл) Вт/м2·К (1.49)

б1 = 1Ч (85 +14.5) = 99.5 Вт/м2·К

21. Коэффициент теплопередачи К, Вт/м2·К

К = Вт/м2·К, (1.50)

где ш - коэффициент тепловой эффективности, определяемый из табл. 6.1 и 6.2 [1], - в зависимости от вида сжигаемого топлива.

К = = 14.92 Вт/м2·К

22. Определяется количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 м3 топлива

Qт = кВт (1.51)

Qт = = 580 кВт

23. Энтальпия газов за пучком

I?кп1 = I?кп1 - кДж/м3 (1.52)

I?кп1 = 19105 - =13900 кДж/м3

24. Температура газов за пучком

И?кп1 = 740 оС

1.3.6 Расчёт конвективных пучков котла

1. Температура газов перед пучком И?к.п2, определяется из предыдущей поверхности нагрева

И?пп = И?к.п2 = 740 оС

2. Энтальпия газов перед пучком

I?кп2 = I?кп2 = 13900 кДж/м3

3. По таблицам характеристик котлоагрегатов (8.13 - 8.25. [3].), определяются конструктивные характеристики газохода

H = 54.5 м2 - площадь поверхности нагрева.

S1 = 100мм - поперечный шаг труб.

S2 = 110мм - продольный шаг труб.

dн = 0,051 мм- наружный диаметр труб.

F2=1.19 м2

4. По конструктивным данным подсчитывается относительный поперечный шаг

у1 = (1.53)

у1 = = 1,960

относительный продольный шаг

у2 =

у2 = = 2.15

5. Задаются температурой дымовых газов за котельным пучком

И?кп2 = 200 оС

6. Энтальпия газов за котельным пучком, определяется по I - И - диаграмме

I?кп2 =3260 кДж/м3

7. Тепло, отданное газами в пучке

Qб = ц Ч (I'кп2 - I?кп2) кДж/м3 (1.54)

Qб = 0,985 Ч (13900 - 3260) =10480 кДж/м3

То же в 1 сек:

Q = Qб Ч Вр

Q= 10480 Ч 0.2 = 2096,08 кВт.

8. Средняя температура газов

Икп2ср = оС (1.55)

Икп2ср = = 470 оС

9. Температура кипения в барабане tнас, оС определяется по табл. 3.1 [3].

tнас = 110 оС

10. Большая разность температур

Дtб = И?кп2 - tнас оС

Дtб = 740 - 110 = 630 оС

11. Меньшая разность температур

Дtм = И?кп2 - tнас оС

Дtм = 200 - 110 = 90 оС

12. Средний температурный напор

Дt = oC (1.56)

Дt = = 214 оС

13. По таблице 1 расчёта определяем

Объём газов Vд.г = 14,870 м3/м3;

Объёмную долю водяных паров rH2O =0,168;

Объёмную долю трёхатомных газов rRO2 = 0,079

14. Секундный расход газов

Vс = Вр Ч Vд.г Ч м3/сек (1.57)

Vc = 0.2 Ч 14.870 Ч = 10.2 м3/сек

15. Средняя скорость газов

Wд.г = м/с (1.58)

Wд.г = = 8,6 м/сек

16. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева бк, определяется по формуле

бк = бн Ч Сz Ч Cs Ч Cф Вт/м2·К (1.59)

бк = 58 Ч1,05 = 60.9 Вт/м2·К

17. Температура наружных загрязнений труб

tз = tнас + Дt оС (1.60)

tз = 110 + 25 = 135 оС

18. Эффективная толщина излучающего слоя газа

S = 0,9 Ч dн Ч м, (1.61)

где S1 и S2 - продольный и поперечный шаги труб в пучке, определяется из

табл. п 14., м

S1 = 100 мм = 0,1м;

S2 = 110 мм = 0,11 м.

S = 0,9 Ч 0,051 Ч = 0,201 м

19. Коэффициент теплоотдачи бл, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

бл = бн Ч Сг Ч а, (1.62)

где бн - коэффициент теплоотдачи излучением, определяется по номограмме рис. 6.4 [1];

а - степень черноты рис. 5.6 [1].

бл = 52 Ч 0,97Ч0.1 = 5.04

20. Суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева

б1 = о Ч (бк + бл) Вт/м2·К (1.63)

б1 = 1Ч (58 +5.04) = 63.04 Вт/м2·К

21. Коэффициент теплопередачи К, Вт/м2·К

К = Вт/м2·К, (1.64)

где ш - коэффициент тепловой эффективности, определяемый из табл. 6.1 и 6.2 [1], - в зависимости от вида сжигаемого топлива.

К = = 62.04 Вт/м2·К

22. Определяется количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 м3 топлива

Qт = кВт (1.65)

Qт = = 2030.02 кВт

23. Энтальпия газов за пучком

I?кп2 = I?кп2 - кДж/м3 (1.66)

I?кп2 = 13900 - =3982 кДж/м3

24. Температура газов за пучком

И?кп2 = 180 оС

1.4 Аэродинамический расчёт котлоагрегата

1.4.1 Выбор дымососа

1. Расчётная производительность

Qр = в1 Ч V Ч Ч 3600 м3/ч, (1.67)

где V - расход продуктов сгорания, определяется для дымососа по формуле.

Qр = 1,05 Ч 4,4 Ч Ч 3600 = 16759 м3/ч

2. Расход продуктов сгорания

Vд = Вр Ч (Vух газ + Дб Ч Voв) Ч м3/с, (1.68)

где Дб - присос воздуха в газоходах за последней поверхностью нагрева, табл. 3.1.

Voв - теоретически необходимое количество воздуха, м3/кг.

Иg - температура продуктов сгорания у дымососа, применяется равной температуре уходящих газов.

Vд = 0.2 Ч (14,870 + 0,01 Ч 10) Ч = 4,4 м3/с

3. Полное расчётное давление, которое должен создавать дымосос, определяется по формуле

Hр = в2 Ч мм.вод.ст, (1.69)

где в2 - коэффициент запаса по напору, принимается по табл. 11.7 [1].

Hр = 1,1 Ч = 138.38 мм.вод.ст

4. Для дымососа, определяется по формуле

ДHп = h?m + ДH - Hc Па, (1.70)

где h?m = 20 Па - разрежение в верхней части топочной камеры.

ДH = 75 Па - суммарное сопротивление газового тракта.

Hc - суммарная самотяга газового тракта.

ДHп = 20 + 75 - 30.8 = 64,2 Па

5. Суммарная самотяга газового тракта, включая дымовую трубу, с соответствующим знаком

Hc = H Ч g Ч (1,21- p Ч сoЧ) Па, (1.71)

где H - расстояние по вертикали между серединами начального и конечного сечений данного участка тракта, м.

р - абсолютное среднее давление продуктов сгорания на участке, Па.

сo - плотность продуктов сгорания при давлении 101080 Па.

Hc = 30Ч 9,8Ч (1,21- 1Ч 1,23Ч) = 30.8 Па

6. Плотность продуктов сгорания

со = кг/м3, (1.72)

где соN2 = 1,257 кг/м3 соRO2 = 1,977 кг/м3 соH2O = 0,805 кг/м3

сов = 1,293 кг/м3

Vд.г - объём дымовых газов в последнем газоходе, м3/м3.

бср - для последнего газохода.

со = = 1,23 кг/м3

7. Определяем напорные характеристики

Hпрр = мм.вод.ст, (1.73)

где t - температура продуктов сгорания перед машиной, оС.

tхар - температура, для которой составлена в каталоге напорная характеристика, tхар = 200 оС.

Hпрр = = 65,6 мм.вод.ст

8. Выбираем дымосос марки

ДН - 17 ГМ

n - 980 об/мин

9. Мощность, потребляемая дымососами, определяется по формуле

Nд = кВт, (1.74)

где зэ - к.п.д. машинное в рабочей топке, определяется по напорной характеристике.

Nд = = 43,3 кВт

10. Расчётная мощность электродвигателя, определяется по потребляемой мощности с коэффициентом запаса в3 = 1,05

Nдв = Nд Ч в3 кВт (1.75)

Nдв = 43.31 Ч 1,05 = 45,4 кВт

1.4.2 Выбор вентилятора

1. Расчётная производительность

Qр = в1 Ч V Ч Ч 3600 м3/ч, (1.94)

где V - расход продуктов сгорания, м3/сек определяется для дымососа по формуле.

Qр = 1,05 Ч 2,2 Ч Ч 3600 = 8391 м3/ч

2. Расход воздуха при температуре равной 30 оС, для дутьевого вентилятора

Vв = Вр Ч Vов Ч (бт - Дбт) Ч м3/с, (1.95)

где Дбт - присос воздуха в топке.

Вр - расчётный расход топлива.

tв - температура воздуха, для холодного воздуха принимается равной 30 оС.

Vв = 0.2Ч 10 Ч (1,1 - 0,1) Ч = 2,2 м3/с

3. Полное расчётное давление, которое должен создавать вентилятор, определяется по формуле

Hр = в2 Ч мм.вод.ст, (1.76)

где в2 - коэффициент запаса по напору, принимается по табл. 11.7 [1].

Hр = 1,1 Ч = 203 мм.вод.ст

4. Перепад полных давлений по воздушному тракта, определяется по формуле

ДHп = ДH - Hc - h?m Па (1.77)

ДHп = 1860 - 0 - 48,5 = 1811,5 Па,

где ДH = 1860 Па - суммарное сопротивление газового тракта.

Hc - суммарная самотяга газового тракта принимается равной 0.

h?m - разрежение в топке на уровне ввода воздуха, определяется по формуле.

h?m = h?m + 0,95 Ч H? , (1.78)

где H? - расстояние по вертикали между высшей точкой сечения выхода газов из топки и серединой сечения ввода воздуха в топку, H? = 30 м.

h?m = 20 + 0,95Ч 30 = 48,5

5. Определяем напорные характеристики

Hпрр = мм.вод.ст,

где t - температура продуктов сгорания перед машиной, оС.

tхар - температура, для которой составлена в каталоге напорная характеристика, tхар = 200 оС.

Hпрр = = 147 мм.вод.ст

6. Выбираем вентилятор марки

ВДН - 12,5

n - 980 об/мин

7. Мощность, потребляемая дымососами, определяется по формуле

Nд = кВт,

где зэ - к.п.д. машинное в рабочей топке, определяется по напорной характеристике.

Nд = = 18,81 кВт

8. Расчётная мощность электродвигателя, определяется по потребляемой мощности с коэффициентом запаса в3 = 1,05

Nдв = Nд Ч в3 кВт

Nдв = 18,81 Ч 1,05 = 19,75 кВт

1.5 Водоподготовка котельной

Сырая вода поступает с горводпровода по вводам диаметром 150 и 100 мм через водомерные узлы, на которых установлены турбинные и крыльчатые водомером.

На котельной устанавливаются четыре Nа-катионитовых фильтрадиаметром 1500мм, H-2,0м и один механический фильтр диаметром 1000мм,а также один повысительный насос типа К-90/30.

Сырая вода после водомерного узла подаётся на повысительный насос (при условии, если давление в горводопроводе недостаточное), затем в одноступенчатые Na-катионитовые фильтры по типовой схеме.

Na-катионитовые фильтры и механический фильтр существующие,

Монтируются на новом месте.

Для промывки и генерации фильтров предусматриваются трубопроводы диаметром 89 и 57. Солевой раствор для регенирации подаётся с солевой ямы с помощью существующих насосов.

Вода после промывки фильтров, дренажная вода с фильтров а также с подпоточно-деаэрационного хозяйства поступает в бетонный лоток, а затем по трубе диаметром 273 и дренажному каналу в охладительный колодец.

Система подпиточно-деаэрационного хозяйства состоит из бака газоотделителя(бака рабочей воды), бака деаэрированной воды, вакуумной деаэрационной колонки производительностью 10м/ч,двух насосов рабочей воды К-20/30 с двумя гидроэлеваторами-преобразователями характеристики цетрабежных насосов, двух насосов К-20/30 для подачи на подогрев ХОВ и затем на вакуумную деаэрационную головку, двух подпиточных насосов К-20/30.

Химочищенная вода после Na-катионитовых фильтров подаётся в бак газоотделитель (бак рабочей воды)

Насосы рабочей воды К-20/30 забирают воду из бака рабочей воды(бака газоотделителя) и подают на вакуумную деаэрационную головку.

В системе насосов рабочей монтируется гидроэлеваторы-преобразователи характеристик центробежных насосов, назначение которых увеличить напоры цетробежных насосов без увеличения электрической мощности электродвигателей.

Затем с вакуумной деаэрационной головки рабочая вода направляется вертикально вниз в бак рабочей воды(газоотделитель), здесь происходит выделение из воды кислорода и углекислого газа.

Ещё два насоса К-20/30 предназначены для забора воды с газоотделителями и подачи(один рабочий, другой резервный) на водоподогреватели для подачи нагретой химочищенной воды на вакуумною деаэрационную головку. В вакуумной деаэрационной головке просходит вскипание воды и удаления кислорода и углекислого газа. Обескислороженная вода вертикально вниз подается в бак деаэрированной воды. Из бака деаэрированной воды насосами К-20/30 вода подается в обратный трубопровод на подпитку тепловых сетей. После насосов К-20/30 с соблюдением прямых участков в соответствии с правилами РД-50-213-80 устанавливается расходомерная диаграмма для учета размера подпитки.

Для исключения возможности насыщения воды кислородом в баке деаэрированной воды предусматривается подача перегретой воды после котлов через трубопровод диаметром 32 мм с отверстиями для создания паровой подушки, а так же защита поверхностного слоя её специальным веществом-герметиком (пленко-образующая жидкость без запаха марки ПГ-2, ТУI-85-69,8-09т/м)

Источник водоснабжения. Описание схемы химводоочистки.

Источником водоснабжения котельной является Артезианская скважина.

Водоподготовка состоит из механических фильтров, установки натрий - катионирования, склада мокрого хранения соли; вакуумного деаэратора

Зимина.

Жесткость и щёлочность исходной воды в зависимости от времени года колеблется: Ж=1,8 - 3,4 мг - экв/кг; Щ = 1,5 - 2,5 мг - экв/кг.

Через раструбный оголовок и приёмную камеру речная вода забирается из технологического пруда (отстойника), соединённого с заливом реки Киржач и подаётся на барабанные сетки и осветлители водозаборных сооружений. С осветлителей вода поступает в подземный резервуар, из которого насосами подаётся в водонапорную башню и сеть, включая станцию ХВО котельной. В котельной исходная (сырая) вода в зимнее время через подогреватель сырой воды, а в летнее время без него, поступает на кварцевые фильтры, где проходит дополнительную механическую фильтрацию (осветление). Осветлённая вода поступает на натрий катионитные фильтры 1-ой ступени, затем - на натрий катионитные фильтры 2-ой ступени, где умягчается до остаточной жесткости Ж=5,0 - 15,0 мг-экв/кг.

Полученная умягчённая вода пройдя ещё ряд теплообменников (охладитель после сепаратора, охладитель выпара и подогреватель химически очищенной воды) поступает в деаэратор для дегазации. Из деаэратора, питательная вода насосами подаётся на котлы. Предусмотрена также подача исходной (сырой) воды помимо механических фильтров сразу на натрий катионитовые фильтры 1-ой ступени. В отопительный период конденсат с установки сетевых бойлеров отопления в объеме до 95% подаётся непосредственно в деаэратор.

Описание конструкции Na - катионитовых и механических фильтров.

1.Фильтры Na- катионитовые и механические с условным и диаметрами Ду=1000 и Ду=1500 состоят из следующих основных частей (см.схему):

А) Стального цилиндрического корпуса рассчитанного на рабочее давление 6 кгс/см2. Корпус фильтра снабжен 2 лазами: верхним эллиптическим размером 325х400, предназначен для осмотра поверхности рабочего мате риала и нижним Ду=450 используемых при нанесение защитных покрытий внутри корпуса, а также для ревизии и ремонта распределительных устройств фильтра.

К нижнему днищу корпуса приварены три опоры, предназначены для установки фильтра на фундаменте, на уровне нижнего распределительного устройства в корпусе фильтра имеется штуцер, предназначенный для гидравлической выгрузки рабочего материала.

Б) Нижнего распределительного устройство закреплённого в нижнем днище корпуса фильтра и состоит из коллектора с системой присоединённых к нему с обеих сторон трубчатых отверстий с коллекторами ВТИ - К (для катионитных фильтров) или ВТИ - 5 (для механических).

Нижнее распределительное устройство предназначено для равномерного распределения по поперечному сечению фильтра проходящей через него воды, а также воздуха (для механических фильтров).

В) Верхнего распределительного устройство предназначено для подвода обрабатываемой воды, отвода промывочной воды и подвода регенеративного раствора.

Верхнее распределительное устройство механических фильтров состоит из крупного отражательного щита, Na-катионитных фильтров из коллектора с присоединенными к нему радиально расположенными отверстиями, размещенными в шахматном порядке в 2-а ряда на каждой трубке.

Г) Фронтового трубопровода с запорной арматурой обеспечивающие все необходимые переключения в работе каждого отдельно взятого фильтра.

Д) Устройства для отбора проб с манометрами для измерения давления до и после фильтра, 3-х - ходовыми кранами и вентилями для сырой и обработанной воды. В фильтрах устанавливаются сифоны, которые перед вводами фильтров в работу заполняются минеральным маслом.

Е) Устройства для спуска воздуха.

Эксплуатации напорных механических осветительных фильтров.

Назначение.

Механические осветлительные фильтры предназначаются для осветления воды - удаления механических примесей, присутствующих в исходной воде. Осветление воды происходит путем пропуска её через фильтрующий материал, загруженный в Фильтре.

В качестве фильтрующего материала для загрузки
механических фильтров применяют антрацит или кварцевый
песок. Обслуживание механических напорных фильтров. Работа механических фильтров заключается в периодическом осуществлении следующих операций.

1.Фильтрование (пропуск воды сверху вниз).

2. Промывка водой (пропуск воды снизу вниз).

3.Спуск первого фильтрата.

Основным рабочим процессом фильтра является фильтрование (осветление). Промывка водой и спуск первого фильтрата является подсобными, но важными операциями, без которых невозможна нормальная работа фильтра.

1. Фильтрование.

Подачу профильтрованной воды в коллектор начинают с момента, когда прозрачность первого фильтрата достигает нормы. При этом закрывают задвижку на выпуске первого фильтрата в дренаж и медленно в течении 30-60 сек. открывают задвижку на выходе осветленной воды из фильтра в коллектор. С этого момента фильтр считается включённым

в работу. Нормальная скорость фильтрования воды через механический. фильтры составляем 5 м/час и лишь при отключении одного из них Для промывки может повыситься до 7 м/час.

Продолжительность рабочего фильтроцикла зависит от загрязненности поступающей на фильтр воды. Нормальная продолжительность рабочего цикла составляем не менее 8 часов. Конец периода фильтрования определяют по возрастанию потери напора в фильтре до 0,8-1,0 кгс/см2 при скорости фильтрования 7м/час.

Во время фильтрования следует периодически (2-3 раза в смену) открывать вентиль на воздушнике, для выпуска, скопившегося воздуха.

Контроль за работой фильтров осуществляется по степени прозрачности воды. Для остановки фильтра закрывают сначала задвижку на трубопроводе профильтрованной воды, а затем задвижку на трубопроводе подвода фильтруемой воды.

2. Промывка водой.

Для промывки водой открывают задвижку на верхнем дренаже, а затем медленно задвижку на входе промывочной воды в нижнюю часть фильтра, постепенно увеличивая количество поступающей в фильтр воды и доводя ее к максимальной. При промывке водой следят за выносом зерен фильтрующего материала. Интенсивность промывки, уменьшают путём прикрытия задвижек подающей воду.

Промывку прекращают при появлении из фильтра прозрачной воды, резко разнящейся на глаз по прозрачности от выходившей во время промывки основной массы мутной промывной воды.