Описание объекта энергоснабжения и расчет тепловых нагрузок
Модернизация и повышение эффективности энергопотребления на ОАО "Борисовдрев". Расчет теплопотребления района теплофикации. Назначение и характеристика котельной. Расчет и анализ балансов энергии и эксергии; контрольно-измерительные приборы и автоматика.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 03.04.2012 |
| Размер файла | 1,3 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
В летний период при расходе пара через турбину 40 и 42 т/ч и срабатывании перепада давлений в ней 1,9/0,5 МПа, вырабатываемая турбиной электрическая мощность составит 2,45-2,5 МВт.
Из приведенного следует, что турбоустановка имеет полную загрузку по пару как в зимний, так и в летний периоды. Это позволяет использовать ее номинальную электрическую мощность в течение 7000-7500 часов в году, что весьма существенно для окупаемости мероприятия по турбинизации котельной.
4.5 Расчет и анализ балансов энергии и эксергии после установки паровой турбины
После установки паровой турбины структурная схема примет вид (см. рис. 4.2).
4.5.1 Энергетический и эксергетический балансы блока «Котлоагрегаты»
Порядок расчета энергетического и эксергетического балансов рассмотрен в пунктах 3.1 и 3.2. Как видно из рис.4.2, схема блока «Котлоагрегаты» не претерпела существенных изменений. Результаты расчета сведем в табл. 4.2.
Рис. 4.2 Структурная схема производства тепловой энергии
Таблица 4.2
Энергетический баланс блока «Котлоагрегаты»
|
№ |
Наименование потока |
Исходные данные |
Расчетная зависимость |
Результаты расчета |
|||
|
Расход, кг/с |
Энтальпия, кДж/кг |
кВт |
% |
||||
|
Входящие потоки |
|||||||
|
1 |
Топливо |
0,96 |
4,8104 |
4,6•104 |
76 |
||
|
2 |
Воздух на окисление |
15,2 |
293,3 |
4,5•103 |
7,4 |
||
|
3 |
Питательная вода |
18 |
544,3 |
9,8•103 |
16 |
||
|
7 |
Электроэнергия |
-- |
-- |
-- |
158 |
0,3 |
|
|
Итого: |
6,05•104 |
100 |
|||||
|
Выходящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=2,1МПа) |
18 |
3,18•103 |
5,72•104 |
95 |
||
|
2 |
Уходящие газы |
16,2 |
2•103 |
1,91•103 |
3,2 |
||
|
3 |
Потери тепла в ОС |
-- |
-- |
800 |
1,3 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
6•104 |
100 |
||
|
Невязка баланса |
-- |
-- |
-- |
0,94 |
|||
|
Полезный выход /к.п.д. |
-- |
-- |
-- |
95 |
Таблица 4.3
Эксергетический баланс блока «Котлоагрегаты»
|
№ |
Наименование потока |
Исходные данные |
Расчетная зависимость |
Результаты расчета |
|||
|
Расход, кг/с |
Энтальпия, кДж/кг |
кВт |
% |
||||
|
Входящие потоки |
|||||||
|
1 |
Топливо |
0,96 |
4,8•104 |
4,6•104 |
99,6 |
||
|
2 |
Воздух на окисление |
15,2 |
293,3 |
-- |
0 |
0 |
|
|
3 |
Питательная вода |
18 |
544,3 |
12,6 |
0,03 |
||
|
7 |
Электроэнергия |
-- |
-- |
-- |
158 |
0,33 |
|
|
Итого: |
4,63•103 |
100 |
|||||
|
Выходящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=2,1МПа) |
18 |
3,18•103 |
3,78 |
97,7 |
||
|
2 |
Уходящие газы |
16,2 |
2,3•103 |
824 |
2,1 |
||
|
3 |
Потери тепла в ОС |
-- |
-- |
63 |
0,2 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
3,86•104 |
100 |
||
|
Внутренние потери |
-- |
-- |
7,6•104 |
16,5 |
|||
|
Полезный выход /к.п.д. |
-- |
-- |
-- |
83 |
4.5.2 Энергетический и эксергетический балансы блока «РОУ»
В результате установки паровой турбины отпуск пара на РОУ снизился до 4,6 кг/с. Распределение материальных потоков в блоке «РОУ» изображено на рис. 4.3. Результаты расчетов сводим в табл. 4.4-4.5.
Рис. 4.3 Распределение потоков в блоке «РОУ»
Таблица 4.4
Энергетический баланс блока «РОУ»
|
№ |
Наименование потока |
Исходные данные |
Расчетная зависимость |
Результаты расчета |
|||
|
Расход, кг/с |
Энтальпия, кДж/кг |
кВт |
% |
||||
|
Входящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=2,1МПа) |
4,6 |
3,18•103 |
1,46•104 |
99,7 |
||
|
3 |
Вода |
0,35 |
125,6 |
44 |
0,3 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
1,47•104 |
100 |
||
|
Выходящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=0,6МПа) |
4,95 |
2,95•103 |
1,46•104 |
100 |
||
|
3 |
Потери тепла в ОС |
-- |
-- |
0 |
0 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
1,46•104 |
100 |
||
|
Невязка баланса |
-- |
-- |
-- |
0,24 |
|||
|
Полезный выход /к.п.д. |
-- |
-- |
-- |
99,8 |
Таблица 4.5
Эксергетический баланс блока «РОУ»
|
№ |
Наименование потока |
Исходные данные |
Расчетная зависимость |
Результаты расчета |
|||
|
Расход, кг/с |
Энтальпия, кДж/кг |
кВт |
% |
||||
|
Входящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=2,1МПа) |
4,6 |
3,18•103 |
9,65•103 |
100 |
||
|
3 |
Вода |
0,35 |
126 |
0,24 |
0 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
9,65•103 |
100 |
||
|
Выходящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=0,6МПа) |
4,95 |
2,95•103 |
8,53•103 |
100 |
||
|
3 |
Потери тепла в ОС |
-- |
-- |
0 |
0 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
8,53•103 |
100 |
||
|
Внутренние потери |
-- |
-- |
1,12•103 |
12 |
|||
|
Полезный выход /к.п.д. |
-- |
-- |
-- |
88 |
4.5.3 Энергетический и эксергетический балансы блока «ПСУ»
Распределение материальных потоков в блоке «ПСУ» изображено на рис. 4.4. Результаты расчетов сводим в табл. 4.6-4.7.
Рис. 4.4 Распределение потоков в блоке «ПСУ»
Таблица 4.6
Энергетический баланс блока «ПСУ»
|
№ |
Наименование потока |
Исходные данные |
Расчетная зависимость |
Результаты расчета |
|||
|
Расход, кг/с |
Энтальпия, кДж/кг |
кВт |
% |
||||
|
Входящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=2,1МПа) |
11,7 |
3,18•103 |
3,72•104 |
100 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
3,72•104 |
100 |
||
|
Выходящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=0,6МПа) |
11,7 |
2,95•103 |
3,46•104 |
93 |
||
|
3 |
Электроэнергия |
-- |
-- |
2500 |
7 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
3,71•104 |
100 |
||
|
Невязка баланса |
-- |
-- |
-- |
0,29 |
|||
|
Полезный выход /к.п.д. |
-- |
-- |
-- |
99,7 |
Таблица 4.7
Эксергетический баланс блока «ПСУ»
|
№ |
Наименование потока |
Исходные данные |
Расчетная зависимость |
Результаты расчета |
|||
|
Расход, кг/с |
Энтальпия, кДж/кг |
кВт |
% |
||||
|
Входящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=2,1МПа) |
11,7 |
3,18•103 |
2,45•104 |
100 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
2,45•104 |
100 |
||
|
Выходящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=0,6МПа) |
11,7 |
2,95•103 |
2,02•104 |
89 |
||
|
3 |
Электроэнергия |
-- |
-- |
Wэл |
2500 |
11 |
|
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
2,27•104 |
100 |
||
|
Внутренние потери |
-- |
-- |
1,88•103 |
8 |
|||
|
Полезный выход /к.п.д. |
-- |
-- |
-- |
92 |
4.5.4 Энергетический и эксергетический балансы блока «ПСВ»
Схема распределения потоков в блоке «ПСВ» не измененилась. Результаты расчета сведем в табл. 4.8-4.9.
Таблица 4.8
Энергетический баланс блока «ПСВ»
|
№ |
Наименование потока |
Исходные данные |
Расчетная зависимость |
Результаты расчета |
|||
|
Расход, кг/с |
Энтальпия, кДж/кг |
кВт |
% |
||||
|
Входящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=0,6МПа) |
5,3 |
2,95•103 |
1,57•104 |
60 |
||
|
2 |
Обратная сетевая вода |
36 |
293 |
1,06•104 |
40 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
2,6•104 |
100 |
||
|
Выходящие потоки |
|||||||
|
1 |
Прямая сетевая вода |
36 |
628 |
2,26•104 |
86,7 |
||
|
2 |
Конденсат |
5,3 |
632 |
3,35•103 |
12,8 |
||
|
3 |
Потери тепла в ОС |
-- |
-- |
130 |
0,5 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
2,61•104 |
100 |
||
|
Невязка баланса |
-- |
-- |
-- |
0,5 |
|||
|
Полезный выход /к.п.д. |
-- |
-- |
-- |
86 |
Таблица 4.9
Эксергетический баланс блока «ПСВ»
|
№ |
Наименование потока |
Исходные данные |
Расчетная зависимость |
Результаты расчета |
|||
|
Расход, кг/с |
Энтальпия, кДж/кг |
кВт |
% |
||||
|
Входящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=0,6МПа) |
5,3 |
2,95•103 |
9,1•103 |
94 |
||
|
2 |
Обратная сетевая вода |
36 |
293 |
578 |
6 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
9,7•104 |
100 |
||
|
Выходящие потоки |
|||||||
|
1 |
Прямая сетевая вода |
36 |
628 |
3,38•104 |
87 |
||
|
2 |
Конденсат |
5,3 |
632 |
497 |
12,8 |
||
|
3 |
Потери тепла в ОС |
-- |
-- |
10,2 |
0,2 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
3,87•104 |
100 |
||
|
Внутренние потери |
-- |
-- |
5,8•104 |
60 |
|||
|
Полезный выход /к.п.д. |
-- |
-- |
-- |
40 |
4.5.5 Энергетический и эксергетический балансы блока «Деаэратор»
Как и в случае с блоком «ПСВ» схема распределения потоков в блоке «Деаэратор» осталась прежней. Результаты расчетов сведем в табл.
Таблица 4.10
Энергетический баланс блока «Деаэратор»
|
№ |
Наименование потока |
Исходные данные |
Расчетная зависимость |
Результаты расчета |
|||
|
Расход, кг/с |
Энтальпия, кДж/кг |
кВт |
% |
||||
|
Входящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=0,6МПа) |
1,2 |
2,9•103 |
3,54•103 |
42 |
||
|
2 |
Конденсат |
5,3 |
632 |
3,35•103 |
40 |
||
|
3 |
Вода с ХВО |
11,5 |
134 |
1,54•103 |
18 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
8,44•103 |
100 |
||
|
Выходящие потоки |
|||||||
|
1 |
Вода в котлы |
18 |
461 |
8,3•103 |
98,6 |
||
|
2 |
Выпар |
0,02 |
2,81 |
67,5 |
0,8 |
||
|
3 |
Потери тепла в ОС |
-- |
-- |
50 |
0,6 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
8,4•103 |
100 |
||
|
Невязка баланса |
-- |
-- |
-- |
0,37 |
|||
|
Полезный выход /к.п.д. |
-- |
-- |
-- |
98 |
Таблица 4.11
Эксергетический баланс блока «Деаэратор»
|
№ |
Наименование потока |
Исходные данные |
Расчетная зависимость |
Результаты расчета |
|||
|
Расход, кг/с |
Энтальпия, кДж/кг |
кВт |
% |
||||
|
Входящие потоки |
|||||||
|
1 |
Пар (Р=0,6МПа) |
1,2 |
2,95•103 |
2,07•103 |
80 |
||
|
2 |
Конденсат |
5,3 |
632 |
497 |
19,6 |
||
|
3 |
Вода с ХВО |
11,5 |
134 |
11,5 |
0,4 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
2,6•103 |
100 |
||
|
Выходящие потоки |
|||||||
|
1 |
Вода в котлы |
18 |
461 |
868 |
95 |
||
|
2 |
Выпар |
0,024 |
2,95•103 |
41,3 |
4,5 |
||
|
3 |
Потери тепла в ОС |
-- |
-- |
4 |
0,5 |
||
|
Итого: |
-- |
-- |
-- |
913 |
100 |
||
|
Внутренние потери |
-- |
-- |
1,7•103 |
56 |
|||
|
Полезный выход /к.п.д. |
-- |
-- |
-- |
44 |
4.5.6 Общий энергетический и эксергетический балансы производства тепловой энергии
Таблица 4.12
Общий энергетический баланс котельной
|
№ |
Наименование входящего блока |
Энергия, кВт |
Итого |
|||||||||
|
Qт |
Iв-х |
Iд.г |
Iв |
Iпар |
Wэл |
Iк |
Q |
кВт |
% |
|||
|
Входящие потоки |
||||||||||||
|
1 |
Котлоагрегаты |
4,6•104 |
4,5•103 |
-- |
9,8•103 |
-- |
158 |
-- |
-- |
6•104 |
41 |
|
|
2 |
РОУ |
-- |
-- |
-- |
44 |
1,46•104 |
-- |
-- |
-- |
1,47•104 |
10 |
|
|
3 |
ПСУ |
-- |
-- |
-- |
-- |
3,7•104 |
-- |
-- |
-- |
3,7•104 |
25 |
|
|
4 |
ПСВ |
-- |
-- |
-- |
1,06•104 |
1,57•104 |
-- |
-- |
-- |
2,62•104 |
18 |
|
|
5 |
Деаэратор |
-- |
-- |
-- |
1,54•103 |
3,54•103 |
-- |
3,35•103 |
-- |
8,44•103 |
6 |
|
|
Итого |
1,46•105 |
100 |
||||||||||
|
Выходящие потоки |
||||||||||||
|
1 |
Котлоагрегаты |
-- |
-- |
1,91•103 |
-- |
5,72•104 |
-- |
-- |
800 |
6•104 |
41 |
|
|
2 |
РОУ |
-- |
-- |
-- |
-- |
1,46•104 |
-- |
-- |
-- |
1,46•104 |
10 |
|
|
3 |
ПСУ |
-- |
-- |
-- |
-- |
3,46•104 |
2500 |
-- |
-- |
3,7•104 |
25 |
|
|
4 |
ПСВ |
-- |
-- |
-- |
2,26•104 |
-- |
-- |
3,35•103 |
130 |
2,61•104 |
18 |
|
|
5 |
Деаэратор |
-- |
-- |
-- |
8,3•103 |
67,5 |
-- |
-- |
50 |
8,5•103 |
6 |
|
|
Итого |
1,46•105 |
100 |
||||||||||
|
Невязка баланса |
0,6 |
|||||||||||
|
Полезный выход /к.п.д. |
98 |
Таблица 4.13
Общий эксергетический баланс котельной
|
№ |
Наименование входящего блока |
Энергия, кВт |
Итого |
|||||||||
|
Eт |
Eв-х |
Eд.г |
Eв |
Eпар |
Eэл |
Eк |
Eq |
кВт |
% |
|||
|
Входящие потоки |
||||||||||||
|
1 |
Котлоагрегаты |
4,6•104 |
0 |
-- |
12,6 |
-- |
158 |
-- |
-- |
4,63•104 |
50 |
|
|
2 |
РОУ |
-- |
-- |
-- |
0,35 |
0,96•104 |
-- |
-- |
-- |
9,6•103 |
10 |
|
|
3 |
ПСУ |
-- |
-- |
-- |
-- |
2,45•104 |
-- |
-- |
-- |
2,45•104 |
26 |
|
|
4 |
ПСВ |
-- |
-- |
-- |
578 |
9,13•103 |
-- |
-- |
-- |
9,7•103 |
11 |
|
|
5 |
Деаэратор |
-- |
-- |
-- |
11,5 |
2,07•103 |
-- |
497 |
-- |
2,6•103 |
3 |
|
|
Итого |
9,27•104 |
100 |
||||||||||
|
Выходящие потоки |
||||||||||||
|
1 |
Котлоагрегаты |
-- |
-- |
824 |
-- |
3,7•104 |
-- |
-- |
63 |
3,86•104 |
52 |
|
|
2 |
РОУ |
-- |
-- |
-- |
-- |
8,53•103 |
-- |
-- |
-- |
8,53•103 |
11 |
|
|
3 |
ПСУ |
-- |
-- |
-- |
-- |
2,02•104 |
2500 |
-- |
-- |
2,27•104 |
30 |
|
|
4 |
ПСВ |
-- |
-- |
-- |
3,38•103 |
-- |
-- |
497 |
10,2 |
3,87•103 |
5 |
|
|
5 |
Деаэратор |
-- |
-- |
-- |
868 |
41,3 |
-- |
-- |
4 |
913 |
2 |
|
|
Итого |
7,46•104 |
100 |
||||||||||
|
Внешние потери |
De |
942,5 |
1 |
|||||||||
|
Внутренние потери |
1,8•104 |
19 |
||||||||||
|
Полезный выход /к.п.д. |
-- |
81 |
4.6 Анализ полученных балансов энергии и эксергии
Из приведенных выше балансов ясно следует, что эффективность котельной с паротурбинной установкой выше, чем котельной с дросселированием пара в РОУ. Кроме того, вырабатываемой паротурбинной установкой электрической энергии хватает как на покрытие собственных нужд котельной, так и для отпуска на сторону.
энергопотребление теплофикация котельный автоматика
5. Расчёт сетевого подогревателя
5.1 Выбор сетевого подогревателя
В связи с ростом жилого района и введением в эксплуатацию новых жилых домов и сооружений, возрастает потребность в тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение. Для увеличения отопительной нагрузки котельной, необходима установка дополнительного сетевого подогревателя. Проектируемое увеличение тепловой нагрузки составляет 30 ГДж/ч. Произведем конструкторский тепловой расчёт вертикального пароводяного подогревателя сетевой воды со свободной задней решёткой.
Исходные данные.
Производительность аппарата -- Q = 30 ГДж/час.
Параметры греющего пара:
- давление Р = 0,6 МПа;
- температура t = 250єС (T = 523 K);
- энтальпия i = 2954 кДж/кг.
При давлении Р =0,6 МПа температура насыщенного пара (при = 1,0 ) tн = 150єC (T = 423 K), а энтальпия насыщенной жидкости (при = 0) i = 632 кДж/кг.
Температура нагреваемой воды на входе в теплообменник t2/ = 70єС, на выходе из теплообменник t2// = 130єС.
Поверхность нагрева состоит из латунных трубок диаметром d = 18/20мм. Толщина стенки = 0,001м. Вода проходит через трубки, пар поступает в межтрубное пространство.
Коэффициент, учитывающий потери тепла в окружающую среду п = 0,99.
Тепловой расчёт.
Определяем расход пара по формуле (1-2[7]):
, т/ч,(5.1)
где п = 0,99 -- коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду.
Определим расход воды по формуле (1-2[7]):
, м3/ч,(5.2)
где Ср = 4,19 кДж/(кг К) -- теплоёмкость воды,
f = 965 кг/м3 -- удельный вес воды при средней температуре tf = (130 + 70)/2 = =100єС.
Построим схематично температурный график противоточного движения теплоносителей в подогревателе (см.рис.5.1).
Рис.5.1 Схема движения теплоносителей
Определим среднелогарифмическую разность температур теплоносителей в сетевом подогревателе воды по формуле (1-6[7]):
(5.3)
где tб = 250 - 130 = 120 єС -- больший напор,
tм = 150 - 70 = 80 єС -- меньший напор.
Тогда
Коэффициент теплопередачи k определяем графо-аналитическим методом. Он основан на том, что при установившемся тепловом режиме удельное количество тепла, передаваемого в единицу времени через все слои стенки, есть величина постоянная и равна количеству тепла, передаваемого от одного теплоносителя к другому, т.е. q1 = q2 = q3 = q4 = q, Вт/м2. Предварительно находим для различных участков перехода тепла зависимость между тепловым напряжением q и среднелогарифмическим перепадом температур t.
1) передача тепла от пара к стенке. Коэффициент теплоотдачи определяем для случая конденсации пара на вертикальной стенке по формуле (1-27[7]):
, Вт/(м2 •єС);(5.4)
где Н = 4м -- длина трубки,
В/ приближённо можно считать
,
где tн- -- температура насыщения конденсирующегося пара.
,
Вт/(м2 .єС);
тогда
Задаёмся рядом значений t1 и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Результаты расчета тепловых напряжений
|
t1 |
t10,75 |
q , кДж/м2 |
|
|
1 |
2 |
3 |
|
|
20 |
9,5 |
121•103 |
|
|
40 |
15,9 |
203•103 |
|
|
1 |
2 |
3 |
|
|
60 |
21,5 |
275•103 |
|
|
80 |
26,7 |
341•103 |
|
|
100 |
31,6 |
403•103 |
|
|
120 |
36, |
462•103 |
Строим в масштабе кривую t1= f(q1) (рис.5.2).
2) передача тепла через стенку. Для латунной стенки ст= 377 кДж/(м,єС). Тогда
Задаёмся рядом значений t2 и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в табл. 5.2.
Таблица 5.2
Результаты расчета тепловых напряжений
|
t2 |
q, кДж/м2 |
|
|
20 |
7,5•106 |
|
|
40 |
15•106 |
|
|
60 |
22,6•106 |
|
|
80 |
30,2•106 |
Аналогично строим прямую t2= f(q2) (рис.5.2).
3) передача тепла через накипь. Приняв для накипи н= 12,6 кДж/(м.єС) находим
Задаёмся рядом значений t3 и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в табл. 5.3.
Строим прямую t3= f(q3) (рис.5.2).
4) передача тепла от стенки к воде.
Скорость воды в пароводяных подогревателях обычно составляет 3м/сек. Выбор расчётных формул для определения коэффициентов теплоотдачи внутри трубок начинается с вычисления критерия Рейнольдса, который определяет режим движения теплоносителя. При устанавливается ламинарный режим движения; соответствует переходному режиму; а - турбулентному.
Таблица 5.3
Результаты расчета тепловых напряжений
|
t3 |
q, кДж/м2 |
|
|
20 |
1,26•106 |
|
|
40 |
2,52•106 |
|
|
30 |
3,77•106 |
|
|
80 |
5,03•106 |
Критерий Re определяется из выражения:
,(5.5)
где -- средняя скорость теплоносителя (принимаем 3м/с), м/с;
ж -- коэффициент кинематической вязкости теплоносителя, м2/с;
dэ -- эквивалентный (гидравлический) диаметр поперечного сечения потока, м, определяемый по формуле (1 - 12 [ 7 ]):
,(5.6)
где f -- площадь поперечного сечения потока, м2;
U -- смачиваемый периметр сечения, м.
, м,
.
Движение воды в трубках турбулентное, поэтому пользуемся формулой (1-14[7]):
(5.7)
По таблице 1-4[7] для средней температуры воды tf = 100єC находим величину А = 45,25 . Удельный вес воды при 100єС t = 965,5 кг/м3. Скорость воды в трубках принимаем равной 1,4 м/сек. Подставляя соответствующие величины, имеем, что
Задаёмся рядом значений t3 и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в табл. 5.4.
Таблица 5.4
Результаты расчета тепловых напряжений
|
t4 |
q, кДж/м2 |
|
|
20 |
240•103 |
|
|
40 |
480•103 |
|
|
60 |
720•103 |
|
|
80 |
960•103 |
Аналогично предыдущему строим прямую линию зависимости t4= f(q4) (рис.5.2), проходящую через начало координат.
Рис. 5.2 Тепловое напряжение поверхности нагрева.
Из точки пересечения n опускаем перпендикуляр на ось абсцисс и находим, что
q = 200.103 кДж/м2.
Тогда коэффициент теплопередачи равен:
Поверхность нагрева теплообменника определим по формуле (1-4[7]):
(5.8)
5.2 Конструктивный расчёт сетевого подогревателя
Определяем основные конструктивные данные и размеры аппарата. Количество трубок в одном ходе найдём по формуле (1-11[7]):
,(5.9)
Общая длина трубок равна
(5.10)
Число ходов z равно
(5.11)
Принимаем z = 4.
Шаг между трубами принимаем равным
(5.12)
Принимаем к установке аппарат ПСВ-45-7-15.
Для определения диаметра корпуса аппарата необходимо найти размеры трубной решётки; поскольку аппарат 4-х ходовой, необходимо предусмотреть место для перегородок и анкерных болтов и в каждом ходе разместить 114/2=57 трубок. Всего трубок 57•4 = 228 шт.
Нормальным расположением трубок считаем размещение центров трубок на трубной доске по углам равносторонних треугольников. По количеству трубок z = 228 шт, определяем диаметр D/, на котором располагаются крайние трубки, выраженный через шаг S между трубками.
(5.13)
Находим внутренний диаметр корпуса по формуле:
(5.14)
где dнар -- наружный диаметр трубки,
k -- кольцевой зазор между крайними трубками и корпусом, который принимаем равным 10 мм.
D0=660 + 20 + 20 = 700 мм = 0,7 м.
Определим размеры водяных и парового штуцеров. Эти размеры определяют обычно по скорости для воды и конденсата, равной 1 - 2 м/с, и для пара 20 - 40 м/с. Диаметр штуцера подсчитывается по формуле
, м,(5.15)
где G -- расход пара или воды, кг/с;
-- плотность пара или воды, кг/м3;
-- скорость пара или воды в штуцере, м/с.
Для пара:
м,
где G = 3,6 кг/с;
= 2,22 кг/м3 (см.i - d диаграмму);
= 35 м/с.
Для воды:
м,
где G = 34 кг/с;
= 985 кг/м3;
= 2 м/с.
5.3 Гидравлический расчёт сетевого подогревателя
Гидравлический расчёт устанавливает затрату энергии на движение теплоносителей через аппарат. Полный напор р, необходимый движения жидкости или газа (при скорости газа, не превышающей 0,2 скорости звука) через теплообменник, определяется по формуле (7-1[7]):
, Па,(5.16)
где ртр -- сумма гидравлических потерь на трение;
рм -- сумма потерь напора в местных сопротивлениях;
ру- -- сумма потерь напора, обусловленных ускорением потока;
рг -- перепад давления для преодоления гидростатического давления столба жидкости.
Гидравлические потери на трение в трубах, каналах и при продольном омывании пучка труб теплообменного аппарата определяются по формуле (7-2[7]):
, Па,(5.17)
где l -- длина трубы, м;
dэ -- эквивалентный (гидравлический) диаметр, м;
-- средняя скорость теплоносителя на данном участке, м/с;
-- плотность теплоносителя, кг/м3;
-- коэффициент сопротивления трения (величина безразмерная).
Коэффициент сопротивления трения шероховатых труб можно определить по формуле (13-60[6]):
, (5.18)
где k - абсолютная шероховатость и принимается в пределах 0,1 - 0,15 мм.
,
тогда
кПа.
Гидравлические потери давления в местных сопротивлениях: в патрубках, крышках, трубных решётках, перегородках, диффузорах, задвижках вентилях и других элементах теплообменниках определяются по формуле (7-3[7]):
, Па,(5.19)
где -- коэффициент местного сопротивления; его находят отдельно для каждого элемента теплообменника, затем подсчитывают все рм, значения которых суммируют.
1) вход воды в теплообменник
= 0,5, Па,
2) выход воды из теплообменника
= 1,0, Па.
Для остальных элементов расчёт производим аналогично по формуле (5.19). Результаты расчёта приведены в табл. 5.5.
Таблица 5.5
Результаты расчёта местных сопротивлений
|
№ |
Вид сопротивления |
Кол. |
, м/с |
, кг/м3 |
рм, Па |
|||
|
1 |
Вход в ТО |
1 |
0,5 |
0,5 |
2 |
985 |
985 |
|
|
2 |
Поворот 900 |
8 |
0,5 |
4,0 |
1,4 |
985 |
3861 |
|
|
3 |
Вход в трубу |
4 |
0,5 |
2,0 |
1,4 |
985 |
1930 |
|
|
4 |
Выход из трубы |
4 |
1,0 |
4,0 |
1,4 |
985 |
3861 |
|
|
5 |
Выход из ТО |
1 |
1,0 |
1,0 |
2 |
985 |
1970 |
|
|
Итого |
12607 |
Так как вода практически не сжимаемая жидкость, то ру ничтожно мало и мы не будем принимать его в расчёт. Так как теплообменник включён в замкнутую схему (не сообщается с окружающим воздухом), то рг = 0.
Теперь определим полное падение давления в теплообменнике
Па,
или
м в.ст.
6. Контрольно-измерительные приборы и автоматика
В работе технологического оборудования непрерывно наблюдается нестабильность, которая является результатом нанесения возмущающих воздействий, приходящих извне или возникающих внутри объекта под косвенным действием внешних возмущений. Возмущения приводят к изменению состояния объекта и снижают эффективность его работы.
Управление объектом можно осуществлять вручную и автоматически. Ручное управление в нынешних условиях малоэффективно, и его успешно заменяет автоматическое. Следует отметить, что относительно высокая стоимость систем автоматического регулирования с избытком компенсируется технико-экономическими и экологическими преимуществами перед системой ручного управления.
АСУ - система “человек-машина”, в которой управление основными технологическими процессами осуществляется техническими средствами автоматики, их резервирование, а также управление неавтоматизированными операциями и в незапрограммированных ситуациях выполняется персоналом.
АСУ решает две основные функции:
- информационную, включающую в себя:
контроль за основными технологическими параметрами, то есть непрерывную проверку соответствия параметров процесса допустимым значениям и информирование персонала при возникновении несоответствия;
Изменение или регистрацию технологических параметров процесса за допустимые пределы;
Вычисление по запросу оператора некоторых комплексных показателей;
Периодическую регистрацию измеренных и вычисленных параметров;
Обнаружение и сигнализацию о наступлении предаварийных и аварийных ситуаций;
- управляющую, включающую в себя:
1. Функцию стабилизации технологических параметров в виде поддержания отношения между двумя параметрами, или стабилизацию параметров на заданном уровне;
2. Программное изменение режима протекания процесса по заранее заданным алгоритмам;
3. Защиту оборудования от аварий;
4. Оптимальное распределение нагрузок между агрегатами;
5. Управление пусками и остановами агрегатов.
Применяемые ныне АСУ представляют собой комплекс, включающий элементы технологического контроля, сигнализации, технологических защит, автоматического регулирования, автоматического и дистанционного управления. Реальные АСУ на энергетических котлах включают как правило, все перечисленные элементы, либо содержат большинство из них.
Задачами контроля и управления работой котельного агрегата является
обеспечение выработки в каждый данный момент необходимого количества пара при определенных параметрахдавлении
обеспечение экономичности сжигания топлива, рационального использования электроэнергии для собственных нужд установки и сведения потерь теплоты к минимуму
обеспечения надежности, т.е. установления и сохранения нормальных условий работы котельного агрегата, исключающих возможность неполадок и аварий, как собственно агрегата, так и вспомогательного оборудования.
Котельный агрегат (КА) оснащен контрольно-измерительными приборами. Эти приборы для измерения можно разделить на следующие группы
расход топлива, воздуха, дымовых газов
качественного состава дымовых газов.
Агрегат ДКВР20/23 ГМ имеет
одну точку для анализа дымовых газов в газовом тракте перед дымососом
три точки измерения температур -- питательной воды на входе и выходе из экономайзера и дымовых газов на выходе из котла
четыре точки измерения давления -- газа перед задвижкой, за контрольной задвижкой перед рабочей, воздуха перед топкой, газов в топке котла, пара в барабане котла, питательной воды, поступающей в котел.
Приборами авторегулирования и управления осуществляется регулирование давления воздуха за вентилятором, при понижении давления отключается двигатель вентилятора регулируется соотношение `'газвоздух''. Приборами регулируется давление дымовых газов в газовом тракте. При его отклонении от заданного исполнительный механизм воздействует на двигатель дымососа.
Комплект средств управления совместно с оборудованием котлоагрегета обеспечивает выполнение следующих функций
осуществление заданной последовательности операций при пуске, остановке КА
автоматическое регулирование основных технологических параметров КА
рабочая, предупредительная и аварийная сигнализация
автоматическая защита КА в аварийных ситуациях
контроль основных технологических параметров КА
Комплект обеспечивает следующую световую сигнализацию
о наличии напряжения питания
о включении дымососа, вентиляторов
о наличии пламени запальника горелки
по работе котла в допустимом диапазоне нагрузки.
Комплект обеспечивает предупредительную свето-звуковую сигнализацию об отключении устройств защиты во время их проверки или в режиме дистанционного управления.
6.1 Автоматика регулирования
Предназначена для автоматического поддержания давления пара постоянным, обеспечивая пропорциональное регулирование. В состав входит автоматики регулирования входит
Регулятор топлива предназначен для автоматического регулирования подачи топлива в зависимости от давления пара. В качестве И.П. (измерительного преобразователя) в этом регуляторе используется МЭД (манометр электрический дистанционный) для измерения давления пара и преобразования измеренной величины в электрический сигнал. МЭД измеряет давление пара, преобразовывает сигнал, сигнал поступает на Р25 (общепромышленный регулятор) где он сравнивается с электрическим сигналом задатчика. Если давление пара отклонилось от заданного, в этом случае сигнал задатчика не совпадает с сигналом от МЭД и Р25 подает команду на включение исполнительного механизма типа МЭО (механизм электрический однооборотный), который через систему рычагов начинает передвигать паровую заслонку. Передвижение заслонки будет пропорционально отклонению давления пара. Затем Р25 подаст команду на остановку исполнительного механизма.
Регулятор воздуха предназначен для автоматического регулирования подачи воздуха на горелку в соответствии с изменением давления газа. В качестве И.П. в этом регуляторе применяется два дифференциальных тягомера типа ДТ диффтягомер по воздуху и дифтягомер по газу. Принцип действия в результате работы регулятора топлива изменилось давление газа. Это изменение чувствует ДТ по газу. Следовательно, изменилась величина электрического сигнала от ДТ по газу на Р25. Р25 сравнивает полученный сигнал с сигналом задатчика, а так как они не совпадают, подается команда на включение МЭО, который через систему рычагов передвигает МА дутьевого вентилятора. Изменяется давление воздуха. Это изменение фиксирует ДТ по воздуху. На Р25 сигналы суммируются и сравниваются с электрическим сигналом задатчика. Когда они уравниваются Р25 подает команду на остановку МЭО. Соотношение газвоздух отрегулировано.
Регулятор разряжения предназначен для поддержания заданного разряжения в топке. В качестве И.П. применяется дифтягомер по разряжению. Принцип работы аналогичен.
Регулятор питания котла водой в качестве измерителяпреобразователя применяется дифференциальный манометр, который предназначен для измерения уровня воды в барабане котла и преобразования в
электрический сигнал. Сигнал поступая на Р25, сравнивается с сигналом задатчика. И Р25 периодически подает команды на включение МЭО, который открывает или закрывает питательный клапан.
6.2 Автоматическая защита
Предназначена для подачи команды электромагнитной приставки ПЗК на отключение газа при возникновении предаварийных ситуаций.
К приборам защиты относятся
датчик напора по газу типа ДН предназначенный для подачи сигнала на щит котла в случаях снижения давления газа ниже допустимого
датчик напора по воздуху ДН, предназначенный для подачи сигнала на щит котла при снижении давления воздуха ниже допустимого
датчик разряжения в топке типа ДНТ, предназначенный для подачи сигнала на щит котла при снижении разряжения ниже допустимого
уровнемерная колонка с электродами, предназначенная для подачи сигнала при снижении уровня воды ниже НДУ или повышения выше ВДУ
электроконтактный манометр ЭКМ, предназначенный для подачи сигнала при повышении давления пара выше допустимого
фотодатчик, сигнализирующий при погасании пламени в топке К.А.
Принцип работы
Если какой-либо из параметров достигает допустимого значения, это чувствует один из приборов безопасности, приведенных выше, и подает сигнал на щит котла. Включается световая и звуковая сигнализация. Затем сигнал задерживается на реле времени на 1520 сек. Если в течении этого времени параметр не восстановился или его не восстановил оператор, подается команда электрической приставке ПЗК на отключение газа. При погасании факела команда на отключение поступает без выдержки времени. ПЗК перекрывает подачу газа если произошло отключение электроэнергии.
6.3 Описание компоновки и коммутации щита КИПиА
Компоновкой называется общий вид щита и размещенные на нем приборы и средства автоматизации. Компоновка аппаратуры должна обеспечить удобство пользования ими.
Щиты выполнены в соответствии с типовыми проектами котельных и предназначены для автоматизации котлов, сжигающих природный газ. Щиты устанавливаются в производственных и специальных щитовых помещениях с температурой окружающего воздуха от -35С до +50С. При компоновке необходимо обращать внимание на эстетику внешнего вида проектируемого щита. Средства автоматизации и аппаратуры управления компонуются функциональными группами в порядке хода технологического процесса.
Аппаратуру на панелях располагают так, чтобы дежурному оператору было удобно наблюдать по показаниям приборов за технологическим процессом. Показывающие приборы и сигнальные средства устанавливают на высоте 8002100мм, самопишущие приборы на высоте 10001600мм, ключи и кнопки на высоте 7001600мм. Под каждым прибором помещены рамки с надписями о назначении прибора или измеряемом параметре.
Схема коммутации щита представляет собой обратную сторону передней стенки щита с точным расположением на ней аппаратуры с упрощенным изображением проводки. В щиты и пульты разрешается ввод электрического тока напряжением, не превышающим 400 В. При вводе в щиты со средствами автоматизации направленными свыше 250 В постоянного и переменного тока рекомендуется ведущие части закрывать контуром.
Питающие провода, кабели рекомендуются подводить непосредственно к вводному выключателю щита. Индивидуальные цепи питания средств автоматизации схем управления, сигнализации и т.д. рекомендуется подводить от вводного выключателя к соответствующим выключателям и предохранителям.
Развязка индивидуальных цепей питания должна выполняться согласно принятым решениям в принципиальной схеме.
Компенсационные провода или кабели, поставленные комплексно с отдельными видами приборов и средств автоматизации, присоединяются непосредственно к их зажимам.
Концы проводов, подключенные к проборам, аппаратам и сборкам зажимов, должны иметь маркировку, соответствующую монтажным схемам щита.
Схема практической реализации КИПиА реализована в графической части проекта (лист 6).
7. Охрана труда
7.1 Производственная санитария и техника безопасности
В данном проекте рассматривается теплоснабжение промышленного узла крупного административного центра, а именно Борисовского деревообрабатывающего объединения «Борисовдрев».
На территории завода расположены следующие энергетические объекты:
-котельная, снабжающая тепловой энергией в виде пара и горячей воды собственное производство, а также другие предприятия города, объекты социальной сферы и жилищно-коммунальное хозяйство.
-газовое хозяйство представлено заводским ГРП, питающим как котельную предприятия, так и жилой посёлок;
-мазутное хозяйство, которое включает в себя: 1) разгрузочную эстакаду на 8 вагонов-цистерн; 2) приёмный резервуар ёмкостью 100 м34 3) два стальных наземных резервуара ёмкостью 1000 м3 каждый; 4) мазутонасосную 4 5) установку по вводу жидкой насадки; 6) две установки по очистке замазученных вод. Принятые решения обеспечивают запас топлива на 35 суток.
Источником теплоснабжения является котельная, расположенная на территории ОАО «Борисовдрев». В котельной установлены:
- 1 котел ДКВР-20/23 -- производительность 20 т/ч, рабочее давление 2,4 МПа, температура пара 180С, эксплуатируется с 1974 г.;
- 1 котел ДКВР-10/23 -- производительность 10 т/ч, рабочее давление 2,4 МПа, температура пара 180С, эксплуатируется с 1976 г.;
- 1 котел БМ-45 “Р” -- производительность 45 т/ч, рабочее давление 2,4 МПа, температура пара 370С, эксплуатируется с 1966 г.;
- 1 котел ДЕ-2514 ГМ -- производительность 25 т/ч, рабочее давление 1,4 МПа, температура пара 180С, эксплуатируется с 1987 г.;
-1 котел ТП-45 “У” -- производительность 45 т/ч, рабочее давление 2,4 МПа, температура пара 400оС, эксплуатируется с 1960 г.
Топливом для котла ДКВР-10/23 служат древесные отходы, для остальных котлов -- природный газ, резервное топливо -- мазут М100.
Генеральный план площадки рассматриваемой котельной разработан с учётом особенности прилегающей территории и застройки, условий обеспечения и использования санитарных разрывов регламентирующих СНиП II-89-80, СНиП 2.07.01-89.
Участки территории, свободные от покрытий и застройки, озеленяются посредством устройства газонов и посадки кустарников.
Объединяющим элементом объёмно-пространственной композиции комплекса является котельный зал, вокруг которого группируются равновеликие объёмы вспомогательных производств.
Трубопроводы тепловых сетей выполняются из стальных электросварных труб по ГОСТ 10704-91. Трубопроводы прокладываются подземно в непроходных каналах. Компенсация тепловых удлинений осуществляется за счет углов поворота трассы и П-образных компенсаторов. Трубопроводы тепловых сетей покрываются антикоррозионным метализационным покрытием по ГОСТ 7871-75* и изолируются пенополиуретаном цельновспенненым.
Объёмно-планировочные решения котельной обеспечивают необходимый состав оборудования основных и вспомогательных помещений, их вместимость и рациональное размещение.
Фундаменты помещения дымососов и бытовых помещений сборномонолитные. Сборные кольца фундаментов погружаются методом опускных колодцев с водоотливом. Под стены укладываются сборные железобетонные перемычки.
Стены надземной части бытовых помещений -- многослойной кладки с утеплением из полистиролбетонных плит, стены помещения дымососов -- из обыкновенного керамического кирпича на цементно-песчаном растворе.
Перегородки -- сетчатые консольные и кирпичные.
Перемычки -- сборные железобетонные и металлические.
Лестница наружная -- металлическая.
Кровля -- плоская совмещенная, рубероидная по утеплителю из газосиликатных плит.
Окна -- деревянные, двойные раздельного типа.
Полы -- бетонные, из линолеума, керамической плитки.
Оборудование котельной размещено с учётом необходимых разрывов и проходов в соответствии с «Правилами устройств и эксплуатации паровых и водогрейных котлов» Госгортехнадзора и СНиП II-35-76.
Котлоагрегаты и вспомогательное оборудование оснащены в соответствии с действующими нормами и правилами необходимыми технологическими устройствами и автоматикой.
Оборудование и трубопроводы с температурой стенки более 40°С изолированы, арматура размещена в местах, удобных для обслуживания. Состав бытовых помещений определен исходя из численности обслуживающего персонала СНиП-35-76.
Система отопления котельной запроектирована горизонтальной. В качестве нагревательных приборов приняты радиаторы МС-140-108. Температура теплоносителя для отопления -- 150-70°С. Система отопления кладовых, примыкающих к котельной, запроектирована совместно с системой отопления котельной.
Вентиляция помещения котельной -- естественная через дефлекторы и кирпичные кладки.
Вентиляция примыкающих кладовых -- естественная.
Проектом предусмотрено рабочее общее и локализованное освещение котельного зала и других помещений. Аварийное освещение предназначено для продолжения работы оборудования, сеть аварийного и рабочего освещения запитана от разных вводов 0,4 кВ.
Проводки в котельной выполняются преимущественно открытой прокладки кабелей по электроконструкциям и лоткам.
Проводка по площадкам котлов выполняется кабелем АПВ в электросварных трубах. Нормируемая освещенность рабочих зон обеспечивается светильниками с люминесцентными лампами, для вспомогательного освещения используются лампы накаливания.
В целях электробезопасности работы проектом предусматривается обеспечение недоступности токоведущих частей путем их изоляции, применением различного рода защитных ограждений, кожухов и т.п. или расположение токоведущих частей в недоступных для прикосновения местах.
В соответствии с инструкцией по устройству и молниезащиты зданий и сооружений РД 34.21.122-87--молниезащитой III категории оборудуется кирпичная дымовая труба Н = 44 м котельной. В качестве естественного заземлителя молниезащитой используется железобетонный фундамент трубы.
Все металлоконструкции котельной, трубопроводы и т.д. присоединяются к сети заземления и зануления котельной.
Для защиты персонала котельной от поражения током кроме указанных выше мероприятий предусмотрены:
- применение пониженного напряжения 12В, 42В в осветительных сетях;
- комплектация электроустановок основными и дополнительными средствами по ТБ.
7.2 Пожарная безопасность
В соответствии с НПБ 5 - 2000 «Категорирование помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» помещения котельной относятся к различным категориям по пожарной безопасности (табл.7.1).
Таблица 7.1
|
№ |
Тип помещения, здания |
Категория помещения по взрывопожарной и пожарной опасности |
Степень огнестойкости |
|
|
1 |
Котельный зал, помещение дымососов и вентиляторов |
Г |
II |
|
|
2 |
Помещение водоподготовки |
Д |
III |
|
|
3 |
Помещение щитов управления |
Д |
II |
|
|
4 |
Трансформаторная подстанция |
В |
II |
|
|
5 |
Склад мазута, приёмно-сливные устройства и насосная станция |
В |
II |
Здание котельной размещено так, чтобы исключить возможность переброса пожара и передачи взрыва на расстоянии 12 м. Эстакады паромазутопроводов от мазутного хозяйства до котельной выполняем длиной 600м. Сообщение с заводом осуществляется по переходной галерее, по ней же проходят и трубопроводы пара. Для защиты здания котельной от повреждения при взрыве пара внутри помещения предусмотрено устройство в наружных стенах легкосбрасываемых при взрыве ограждающих конструкций (лёгкие панели, щиты, остекление окон).
Согласно СНБ 2.02.01-98 «Пожарно-техническая классификация зданий, строительных конструкций и материалов» степень огнестойкости зданий определяется минимальными пределами огнестойкости строительных конструкций и максимальными пределами распространения огня по этим конструкциям. С возрастанием степени предел огнестойкости уменьшается (табл.3). Несущие стены, колонны и стены лестничных клеток должны иметь пределы огнестойкости 2-3 часа, межэтажные перекрытия 1-1,5 часа, противопожарные преграды не менее 2,5 часов.
Здание котельной выполнено из несгораемых материалов (железобетон). Для повышения огнестойкости здания оштукатурены и пропитаны огнезащитными составами.
В помещении должна поддерживаться чистота. Использованный и чистый обтирочный материал хранятся в специальных ящиках.
В летний грозовой период здания котельной могут оказаться под воздействием грозовых атмосферных электрических зарядов. Для этого в соответствии с СН - 305-77 «Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений» установлена молниезащита. Установлены молниеприёмники стержневого типа. Они выполнены из полосовой, круглой или угловой стали, покрыты антикоррозийной краской, поперечным сечением не менее 100 мм2, и длиной не менее 200 мм. Так как здания котельной имеют железобетонные конструкции кровли, то с целью молниезащиты они заземлены. Токоотводы выполнены из стали и рассчитны на пропускание полного тока молнии без нарушений и существенного перегрева и покрыты антикоррозийным покрытием. Так же в качестве токоотводов используются металлические элементы конструкций: пожарные лестницы, водосточные трубы. Токоотводы с заземлителями соединены сваркой.
Для тушения пожаров на ОАО «Борисовдрев» сооружена сеть наружного и внутреннего противопожарного водопровода, состоящая из запасных резервуаров, насосной станции, водозаборных сооружений, трасс трубопроводов. На трубопроводах котельной через каждые 30 м размещены пожарные гидранты. В каждом производственном помещении сооружен пожарный водопровод. Он состоит из ввода, водомерного узла, разводящей сети и стояков, водоразборной, запорной и регулирующей арматуры. Для тушения нефтепродуктов и электрических установок имеется в наличии подвижной углекислотный огнетушитель УП - 2М. Кроме этого для предотвращения возникновения пожара в котельной предусмотрены:
- щиты с шансовым инструментом (лопата, лом, багор, топор);
- ящики с песком;
- противопожарные маты;
- огнетушители (пенные и кислотные).
Пожарная сигнализация предназначена для быстрого обнаружения и сообщения о пожаре. На котельной ОАО «Борисовдрев» установлена автоматическая система пожарной сигнализации в соответствии с ГОСТ 12.4.009 - 83. Она состоит из: извещателей, автоматически подающих сигнал о пожаре; приёмной станции, принимающей поданные от извещателя сигналы о пожаре и автоматически подающей сигнал тревоги; системы проводов (сети), соединяющих извещатели с приёмной станцией.
7.3 Изменение условий труда в результате мероприятий по повышению эффективности энергопотребления
В данном проекте анализа энергопотреблнния и разработки мероприятий по повышению эффективности энергоиспользования производственного предприятия ОАО «Борисовдрев» предусматривается оснащение котельной паротурбинной установкой.
Данная турбогенераторная установка типа Р-2,5-2,1/0,6 производства АО «Калужский турбинный завод» (Россия) изготовлена в соответствиями с ГОСТ 29328-92, в климатическом исполнении и категории размещения УЗ по ГОСТ 15150 и поставляется в блочно-транспортабельном виде.
Транспортировка электростанции производится автомобильным, железнодорожным и воздушным транспортом.
В объем поставки турбоустановки входят:
- турбина паровая;
- бак масляный;
- маслоохладитель;
- маслопроводы с арматурой;
- фильтр водяной;
- щит контроля и управления;
- щит манометровый;
- подогреватель струйный;
- трубопроводы с арматурой;
- инструмент и приспособления, запчасти;
- электроаппаратура и КИП.
Турбогенератор Р-2,5-2,1/0,6 устанавливается в помещении, пристраиваемом к существующему зданию паровой котельной. Помещение для турбоустановки имеет размеры 9Ч18Ч14(Н) м. Фундаменты монолитные на естественном основании. Колонны сборные железобетонные. Стеновое ограждение из керамзитобетонных панелей. Покрытие из сборных ребристых железобетонных плит по металлическим фермам. Кровля рулонная. Ферма и плиты в месте расположения градирни усиливаются.
Фасады пристраиваемого здания для турбины решаются функционально, с учетом архитектуры существующего здания.
Освещенность достаточная. Внутренняя отделка -- силикатная, масляная покраска. Полы -- бетон, линолеум.
Для монтажа, ремонта и обслуживания турбогенераторной установки на отметке 0.0 предусматриваются автовъезд и ремонтная площадка размером 5Ч9 м (в осях 12-14), а также мостовой электрический кран грузоподъемностью 12,5 т. Отметка крюка +10,0 м.
В районе пристраиваемого для турбоустановки помещения существующие подземные коммуникации переносятся. Категория взрывопожаробезопасности согласно ОНТП 24-86 пристройки главного корпуса «Г» (предусмотрена гидроуборка). Для помещений категории "Г" предусмотрены нагревательные приборы с гладкой поверхностью, допускающей легкую очистку. Отопительные приборы в помещениях категории «Г» размещены на расстоянии не менее 100 мм от поверхности стен. При прокладке трубопроводов систем отопления и теплоснабжения через противопожарные перегородки предусмотрена прочная и плотная заделка строительным раствором мест прохода трубопроводов.
Системы общеобменной вытяжной вентиляции помещений категории «Г» запроектированы самостоятельными.
Системы приточно-вытяжной вентиляции, обслуживающие помещения категории «Г», сблокированы с установками автоматического извещения о возникновении пожара, а также централизованно отключаются во время пожара.
Настоящим проектом предусматривается оборудование автоматической пожарной сигнализацией служебных помещений, помещений ПЭВМ, комнат отдыха, гардеробов административно-бытовой части, аппаратной связи, а также помещений маслохозяйства.
В качестве извещателей о пожаре устанавливаются датчики типов ИП-105-2/1, ДИП-3.
Для приема сигналов о возникновении пожара предусматривается пульт пожарной сигнализации типа ППС-3 на 20 лучей, устанавливаемый на щите управления турбоагрегатом. Общий сигнал о пожаре выдается на станцию пожарной сигнализации котельной. Для оповещения персонала о возникновении пожара используется командно-поисковая связь котельной. Сети пожарной сигнализации выполняются автономно от сетей связи.
Электрическое подключение синхронного турбогенератора производится силовыми кабелями на вторую секцию шин напряжением U=6 кВ через вводную ячейку КСО с вакуумными выключателями марки ВБЧ-С-10-20 кВ.
В системе охлаждения подшипников турбины и генератора теплоносителем является турбинное масло. Тепловая регенерация нагретого масла происходит в теплообменнике У1 по ГОСТ 15150. Хладоноситель - окружающий воздух.
Паротурбинная электростанция полностью автоматизирована и постоянного присутствия обслуживающего персонала в зоне работающей установки не требуется.
Проемы и движущие части ограждаются;
Кабина оператора выполнена отдельным блоком, обеспечивающим дистанционное управление электростанцией.
7.4 Характеристика электростанции паротурбинной Р-2,5-2,1/0,6 по условиям воздействия на окружающую среду и обслуживающий персонал
Вредными факторами, которые действуют со стороны турбинной установки на окружающую среду и обслуживающий персонал являются:
- Шум.
- Вибрация.
- Тепловые выбросы.
- Высокая температура поверхности.
Рассмотрим конкретнее источники их образования, предельно-допустимые нормы и характеристики установки Р-2,5-2,1/0,6 по этим показателям.
У Р-2,5-2,1/0,6 основным источником шума является всасывающий патрубок. Природа шума - аэродинамическая. Для снижения шума всасывающий патрубок турбины изолируется звукопоглотителем. Для технологического оборудования эквивалентный уровень шума в 1м от оборудования по ГОСТ 12.1.003-89 не должен превышать 85 дБА, для кабины оператора управления - 65 дБА. У Р-2,5-2,1/0,6 предельный уровень шума 85 дБА, что соответствует стандарту. Допустимый уровень шума в жилой зоне по СН 3077-84 составляет: в дневное время - 70 дБА; в ночное - 60 дБА. Котельная находится в центре промышленной зоны (см. графическую часть) и расстояние до ближайшего жилого массива составляет не менее 250м. На данном расстоянии условия СН 3077-84 будут выполнены. Исходя из вышеописанного дополнительных мероприятий по шумоглушению не требуется.
Источником вибрации у паровой турбины и турбогенератора являются подшипниковые опоры. Вибрация общая технологическая. По СН989 РБ 98 допустимые значения размаха относительных виброперемещений валопровода турбоагрегата: при вводе в эксплуатацию (частота вращения вала 3000 об/мин) - до 80мкм; без ограничений - от 80 до 165мкм; не более 30 суток - от 165 до 260мкм; не допускается к эксплуатации - свыше 260мкм. Электростанция паротурбинная Р-2,5-2,1/0,6 полностью соответствует требованиям данного ГОСТа. Фундамент установки выполнен с применением виброизолирующих материалов для снижения воздействия вибрации на окружающую среду и обслуживающий персонал.
Температура поверхности изоляции турбоагрегата по СН 245-71 при температуре теплоносителя 370°С должна быть не более 50°С. У Р-2,5-2,1/0,6 изоляция рассчитана на поверхностную температуру 45°С при температуре воздуха в рабочей зоне.
Из вышеописанного следует, что электростанция паротурбинная Р-2,5-2,1/0,6 по своим характеристикам может эксплуатироваться на котельной ОАО «Борисовдрев» не нарушая стандартов Республики Беларусь.
8. Электротехническая часть проекта
Элекроснабжение площадки предприятия осуществляется от двух подстанций 110 кВ: «Борисов-северная» и «Борисов-южная» по четырем линиям, питающим ТП-354 предприятия.
Распределительные устройства напряжением 10 кВ (РУ-10) ТП-354 состоит из 2-х секций, связанных секционным выключателем.
От РУ-10 кВ ТП-354 двумя кабельными линиями питается РУ-10кВ ТП-164 цеха ДВП, от которого через два трансформатора мощностью 1600 кВА запитано РУ-6 кВ ТП-164.
Питание РУ-6 кВ ТП-100 котельной и РУ-6 кВ ТП-102 водонасосной осуществляется от ТП-354 через два трансформатора мощностью по 1000 кВА.
Потребители с напряжением 0,4 кВ питаются от встроенных ТП отдельных производств через трансформаторы 10/0,4 или 6/0,4 кВ, подключенные к РУ-6 кВ ТП-354 или РУ-6 кВ соответствующих производств.
В данном проекте модернизации системы энергопотребления производственного предприятия ОАО «Борисовдрев» предусматривается установка электростанции паротурбинной с синхронным турбогенератором типа ТК-2,5-2УЗ с номинальной мощностью 2500 кВт. Полная мощность равна Sном=3000 кВ·А (по каталогу). Напряжение на выводах генератора Uном=6,3 кВ. Cверхпереходное относительное индуктивное сопротивление обмотки турбогенератора =0,12.
8.1 Расчёт токов короткого замыкания
Расчёт будем производить в относительных единицах принимая базисную мощность Sб=100 МВ•А.
Сопротивление генератора в относительных единицах (10.1[5]):
(8.1)
где Uср =Uб = Uном = 6,3 кВ -- базисное напряжение соответствующее напряжению в предполагаемом месте короткого замыкания, и равное среднему напряжению на шинах КРУ.
Тогда:
.
Выбираем удельные сопротивления для кабеля, соединяющего турбогенератор с КРУ:
xуд.= 0,08 мОм/м;
rуд.=0,16 мОм/м.
Тогда сопротивления в относительных единицах для кабельных линий будут (10.3,10.4[5]):
;(8.2)
, (8.3)
где l = 140 м -- расстояние от турбогенератора до ячейки КРУ.
Подставив числовые значения в эти уравнения, получим:
Относительное сопротивление системы принимаем:
x*= 0,55.
Схема замещения подключения генератора к электросети котельной изображена на рис. 9.1:
Рис. 8.1 Схема замещения подключения генератора к электросети котельной.
Ток короткого замыкания находится по формуле (10.6[5]):
, (8.4)
Где
А -- значение базисного тока.
-- суммарное сопротивление схемы, которое определяется по формуле:
.
Тогда ток короткого замыкания будет равен:
А,
который соответственно складывается из тока короткого замыкания со стороны системы и со стороны генератора.
Со стороны системы:
А.
Со стороны генератора:
А.
Ударный ток короткого замыкания с ударным коэффициентом kу = 1,8 будет равен (10.20[5]):
кА.(8.5)
8.2 Присоединение турбогенератора
Выберем кабель для подключения турбогенератора в электросеть котельной.
Расчётный ток генератора (9.2[5]):
.(8.6)
кА.
Определим сечение кабеля по экономической плотности тока (9.1[5]), jэ= 1,2 выбираем по таблице П4.9[5]:
мм2.(8.7)
Предварительно выбираем два трёхжильных кабеля 2ЧААШву-10 (3Ч35) (на одну фазу приходится шесть жил) Iдл. = 115 А.
Проверим выбранный кабель по нагреву длительным током после аварийного режима (4.8)[6]:
, (8.8)
где -- максимальный расчётный ток генератора (9.5[5]);
.(8.9)
А.
Iдл. = 115•6 = 690 А -- максимально-допустимый ток всех шести кабелей.
Следовательно, по данному условию кабель выбран правильно.
Проверим выбранный кабель по второму условию -- по термической стойкости.
Тепловой импульс (9.8[5]):
,(8.10)
где Та = 0,01 -- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока, определяем из стр.65[5];
tотк= 0,6 c -- время отключения тока короткого замыкания, определяем по таблице П4.8[5].
Тогда:
А2•с.
Сечение кабеля по термической стойкости (9.7[5]):
,(8.11)
где к -- расчётный коэффициент выбираем по таблице П4.7[5].
Тогда:
мм2.
Так как qт = 140 мм2 35·6=210 мм2, то выбранный ранее кабель проходит по условию термической стойкости.
Итак, окончательно к установке принимаем шесть кабелей ААШву-10 (3Ч35).
Выбираем выключатель по следующим критериям:
- по напряжению:
Uн Uуст;(8.12)
- по длительному току (11.1[5])
Iном Iраб.max;(8.13)
Подобные документы
Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Расчет температурного графика. Расчет расходов сетевой воды. Гидравлический и тепловой расчет паропровода. Расчет тепловой схемы котельной. Выбор теплообменного оборудования.
дипломная работа [255,0 K], добавлен 04.10.2008Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, температур сетевой воды, расходов сетевой воды. Гидравлический расчет паропровода. Принципиальная тепловая схема котельной. Расчет контактного теплообменника с активной насадкой.
курсовая работа [198,2 K], добавлен 11.10.2008Расчет теплопотребления и технико-экономических показателей комбинированной схемы энергоснабжения промышленного района. Годовой расход топлива котельными. Параметры основного оборудования. Расчет себестоимости производства и передачи электроэнергии.
курсовая работа [419,3 K], добавлен 24.10.2012Составление принципиальной схемы производственно-отопительной котельной промышленного предприятия. Расчет тепловых нагрузок внешних потребителей и собственных нужд котельной. Расчет расхода топлива и мощности электродвигателей оборудования котельной.
курсовая работа [169,5 K], добавлен 26.03.2011Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции. Сезонная тепловая нагрузка. Расчет круглогодичной нагрузки, температур и расходов сетевой воды. Расчет тепловой схемы котельной. Построение тепловой схемы котельной. Тепловой расчет котла, текущие затраты.
курсовая работа [384,3 K], добавлен 17.02.2010Тепловая схема котельной. Правила безопасности при работе с электрокотлом КЭП-14000/6,3. Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Водно-химический режим котла. Расчет температур сетевой воды. Сезонная тепловая нагрузка.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 25.03.2015Расчет тепловых нагрузок. Определение паропроизводительности котельной. Конструктивный тепловой расчет сетевого горизонтального пароводяного подогревателя. Годовое производство пара котельной. Схема движения теплоносителей в пароводяном теплообменнике.
контрольная работа [4,0 M], добавлен 15.01.2015Выбор оборудования котельной. Расчет тепловой мощности абонентов на отопление и вентиляцию. Расчет годового теплопотребления и топлива. Гидравлический расчет тепловых сетей: расчет паропровода, водяных сетей, построение пьезометрического графика.
курсовая работа [188,7 K], добавлен 15.09.2012Проведение энергетического обследования тепловых нагрузок и сетей завода, составление тепловых схем котельной в связи с предложенными проектами модернизации. Расчет внедрения турбинной установки для снижения затрат на потребление электроэнергии.
дипломная работа [3,4 M], добавлен 18.04.2010Расчет технологической нагрузки теплоэлектроцентрали и годового расхода топлива на ТЭЦ. Расчет конденсационной электростанции и технико-экономических показателей котельной. Сравнение вариантов энергоснабжения по чистому дисконтированному доходу.
курсовая работа [139,5 K], добавлен 09.03.2012
