2011 г.

В дипломном проекте составлена и рассчитана тепловая схема производственно-отопительной котельной. Произведен расчет и выбрано основное и вспомогательное оборудование.

Выполнены схема трубопроводов и компоновка оборудования.

Сформулированы основные принципы автоматизации паровой котельной с котлами ДЕ-10-14ГМ. Составлена функциональная схема автоматизации котлоагрегата.

Рассчитаны технико-экономические показатели проектируемой котельной. Разработаны раздел «Охрана труда и техника безопасности» и «Инструкция по эксплуатации котла ДЕ-10-14ГМ».

Введение

Из всех форм вырабатываемой энергии наиболее широкое использование находят два вида энергии - электрическая и тепловая.

Теплоснабжение является одной из основных подсистем энергетики. На теплоснабжение промышленности и населения расходуется около одной трети всех используемых в стране первичных топливно-энергетических ресурсов.

Теплофикация является наиболее совершенным методом централизованного теплоснабжения и одним из основных путей снижения удельного расхода топлива на выработку электрической энергии.

Основной энергетический эффект теплофикации заключается в замене теплоты, вырабатываемой при раздельном энергоснабжении в котельных, отработавшей теплотой, отведенной из теплосилового цикла электростанции, ликвидируется бесполезный отвод теплоты в окружающую среду.

Однако не всегда при сооружении объектов имеются необходимые условия для централизации потребителей тепловой энергии, соответствующей желаемому укрупнению теплоисточников, т.е. организации теплоснабжения от ТЭЦ.

Как известно, промышленным объектам нужен пар для технологических процессов, а максимальный экономически оправдываемый радиус транспорта пара весьма ограничен и составляет 8-10 км.

На территории, описываемой этим радиусом, не всегда можно сконцентрировать промышленные объекты, дающие суммарную тепловую нагрузку, оправдывающую сооружение ТЭЦ. Этому могут препятствовать много различных факторов и неэнергетического порядка - привязка промышленного предприятия по соображениям организации водоснабжения, подачи сырья, устройства подъездных путей и многие другие.

Экономическая целесообразность сооружения ТЭЦ в каком-либо районе определяется соответствующими технико-экономическими расчетами.

Экономически оправдываемая мощность ТЭЦ в основном определяется количеством и стоимостью электроэнергии в рассматриваемом районе и стоимостью топлива для ТЭЦ.

Сооружение ТЭЦ считается экономически оправдываемым при тепловой мощности в европейской части России не менее 465 МВт (400 Гкал/ч) и в Сибири и районах Дальнего Востока не менее 814 МВт (700 Гкал/ч).

По указанным причинам далеко не всегда может быть применена теплофикация промышленных и коммунально-бытовых объектов, т.е. теплоснабжение их от ТЭЦ, осуществляющих комбинированную выработку тепловой и электрической энергии, в особенности в начальный период развития промузла.

Экономически более выгодной становится раздельная схема энергоснабжения - электроэнергией из энергосистемы и теплом от котельных установок.

В этом случае практически могут быть два варианта организации теплоснабжения:

- от индивидуальных сравнительно мелких котельных теплопроизводительностью в основном не более 35МВт (30Гкал/ч), сооружаемых на промпредприятиях для обеспечения их паром и горячей водой и для обеспечения отопительно-вентиляционных нагрузок и горячего водоснабжения прилегающего к предприятию жилищно-коммунального сектора;

- от крупных центральных (районных) котельных смешанного типа (пароводогрейных) или чисто отопительных водогрейных в зависимости от состава потребителей, обслуживаемых центральной котельной. Тепловая мощность таких котельных может достигать значительных величин - 465 МВт (400 Гкал/ч) и выше.

Эффективность централизации теплоснабжения на базе паровых технологических нагрузок выше, чем на базе коммунально-бытовых нагрузок в горячей воде.

Экономически целесообразные границы централизованного теплоснабжения промпредприятий (пар и горячая вода) расширяются с увеличением числа потребителей, подключаемых к общей магистрали.

Централизация теплоснабжения от котельных имеет существенные преимущества по сравнению с автономным теплоснабжением:

улучшает технико-экономические показатели теплоисточников (меньше удельные капиталовложения, выше КПД использования химической энергии топлива, меньше удельные расходы топлива на отпускаемое тепло, ниже стоимость отпускаемого тепла);

положительно влияет на санитарное состояние атмосферы (загазованность);

улучшает архитектурно-планировочные решения.

1. Описание принципиальной схемы

отопительная котельная автоматизация схема

Тепловая схема представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, соединенного между собой линиями трубопроводов.

На принципиальной (расчетной) тепловой схеме указывается лишь главное оборудование и трубопроводы (не указывается арматура, всевозможные вспомогательные устройства, не уточняется количество и расположение оборудования). Принципиальная тепловая схема нужна для расчета основных потоков тепла и воды по котельной.

Исходя из исходных данных, выданных для расчета тепловой схемы, определяю набор основного и вспомогательного оборудования. Составляю тепловую схему котельной, предусматривая установку следующего оборудования:

1. Паровые котлы, для производства пара с параметрами, соответствующими исходным данным Р=1,4 МПа Т=194°С.

2. Деаэрационно-питательная установка. Так как в соответствии с исходными данными система теплоснабжения закрытая, достаточно одного деаэратора для питания котлов водой и для подпитки тепловых сетей.

3. Водоподготовительная установка для приготовления воды для питания котлов и подпитки тепловых сетей соответствующего качества.

4. Сетевая установка, состоящая из пароводяных подогревателей и охладителей конденсата, для приготовления сетевой воды на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения с температурой 150°С. Так как приняты двухтрубные тепловые сети, приготовление воды с температурой 65°С предусматривается в водоводяных подогревателях центральных тепловых пунктов.

5. Редукционно-охладительная установка, для снижения параметров пара до Р=0,7МПа и Т=164°С.

6. Подогреватели сырой и умягченной воды.

7. Оборудование для использования вторичного тепла. Сепаратор и охладитель продувочной воды. Предварительный расход продувочной воды составит 0,05х9,72=0,486кг/с>0,278кг/с, т.е. установка сепаратора и охладителя продувочной воды целесообразна.

8. Необходимое насосное оборудование: питательные насосы, сетевые насосы, подпиточные насосы, насосы исходной воды.

Насыщенный пар от котлов с рабочим давлением Р=1,4 МПа поступает в общую паровую магистраль котельной, а затем направляется на производство, на обдувку и, после редуцирования в редукционно-охладительной установке до Р=0,7 МПа, к пароводяным подогревателям сырой, химочищенной и сетевой воды. Часть пара после соответствующего редуцирования с помощью редуктора до давления Р=0,12МПа подается в питательный деаэратор.

Возврат конденсата с производства производится со станции перекачки, расположенной у потребителя, непосредственно в бак деаэратора. Туда же поступает горячий конденсат от подогревателей сырой и химочищенной воды и охлажденный до 70°С конденсат от сетевой установки. В деаэратор подается также предварительно обработанная водопроводная вода, восполняющая потери конденсата.

Для уменьшения потерь тепла с продувочной водой устанавливается сепаратор и охладитель продувочной воды. В сепараторе за счет снижения давления до Р=0,15 МПа частично выделяется пар, а также соответственно понижается и температура продувочной воды со 194°С до 110,8°С. Выпускаемая из сепаратора продувочная вода направляется в охладитель продувочной воды и, после охлаждения до 50°С в продувочный колодец, а затем в канализацию.

Исходная водопроводная вода после подогрева до температуры 25°С подается на водоподготовку, а затем после догрева до 70°С поступает в деаэратор.

Подогрев добавочной воды и конденсата в деаэраторе производится до 104°С как острым паром от котлов, так и паром, полученным в сепараторе непрерывной продувки.

Из деаэратора вода питательными насосами нагнетается в водяные экономайзеры, где за счет тепла дымовых газов вода подогревается до температуры 154°С, а затем подается в котлы.

Обратная вода из теплосети, сетевыми насосами подается сначала в водоводяные охладители конденсата и далее через пароводяные сетевые подогреватели направляется в подающую магистраль теплосети. Подпитка теплосети осуществляется охлажденной деаэрированной водой с помощью подпиточных насосов.

2. Тепловые расчеты

2.1 Расчет тепловых нагрузок на жилзону

2.1.1 Отопление

(2.1)

где:

q_O - удельная тепловая характеристика здания для отопления;

V_Н - наружный объем здания;

n - поправочный коэффициент к наружной температуре;

t_ВН - средняя температура отапливаемых помещений;

t_НО=-38°С - расчетная зимняя температура наружного воздуха для отопления в г.Чите;

0,865 - переводной коэффициент.

Позиция 1 - Жилой дом

Площадь здания S= 6400 м²

Высота здания (5 этажей) - 15 м

Наружный объем здания V=15х6400=96000 м³

Удельная отопительная характеристика здания qо=0,45 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=20°С 5

Расход тепла на отопление:

Qо=0,45*96000*(20+38)*0,865=2167344 В

Позиция 2- Жилой дом

Площадь здания S=15000 м²

Высота здания (9 этажей) - 27 м

Наружный объем здания V=27*15000=405000 м³

Удельная отопительная характеристика здания qо=0,42 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=20°С 5

Расход тепла на отопление:

Qо=0,42*405000(20+38)*0,865=853392 Вт

Позиция 3 - Жилой дом

Площадь здания S=4320м²

Высота здания (5 этажей) - 15 м

Наружный объем здания V=15*4320=64800 м³

Удельная отопительная характеристика здания qо=0,385 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=20°С 5

Расход тепла на отопление:

Qо=0,385*64800*(20+38)*0,865=1251641 Вт

Позиция 4 - М.т.

Площадь здания S= 2700 м²

Высота здания (два этажа) - 7 м

Наружный объем здания V=7х2700=18900 м³

Удельная отопительная характеристика здания qо=0,35 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=17°С 5

Расход тепла на отопление:

Qо=0,35*18900*(17+38)*0,865=314709 Вт

Позиция 5 - Детский сад

Площадь здания S= 5400 м²

Высота здания (два этажа) - 7 м

Наружный объем здания V=7х5400=37800м³

Удельная отопительная характеристика здания qо=0,42 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=22°С 5

Расход тепла на отопление:

Qо=0,42*37800*(22+38)*0,865=823964 Вт

Позиция 6 - М. пр.

Площадь здания S= 1200м²

Высота здания (два этажа) - 7 м

Наружный объем здания V=7х1200=8400м³

Удельная отопительная характеристика здания qо=0,5 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=14°С 5

Расход тепла на отопление:

Qо=0,5*8400*(14+38)*0,865=188919 Вт

Позиция 7 - Школа

Площадь здания S= 4071м²

Высота здания (два этажа) - 7 м

Наружный объем здания V=7х4071=28500 м³

Удельная отопительная характеристика здания qо=0,54 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=20°С 5

Расход тепла на отопление:

Qо=0,54*28500*(20+38)*0,865=772116 Вт

Позиция 8 - Кафе

Площадь здания S= 7200 м²

Высота здания (один этаж) - 3,5 м

Наружный объем здания V=3,5х7200=25200 м³

Удельная отопительная характеристика здания qо=0,337 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=18°С 5

Расход тепла на отопление:

Qо=0,337*25200*(18+38)0,865=411372 Вт

2.1.2 Расчет тепловых потоков на вентиляцию

(2.2)

где:

q_В - удельная тепловая характеристика здания для вентиляции;

V_Н - наружный объем здания;

t_ВН - средняя температура внутри помещений;

t_НО= -31°С расчетная зимняя температура наружного воздуха для вентиляции в г.Чите 3;

0,865 - переводной коэффициент

Позиция 1 - М.т.

Наружный объем здания V=7х2700=18900 м³

Удельная тепловая характеристика здания qв =0,8 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=17°С 5

Расход тепла на вентиляцию:

Q_В=0,8*18900*(17+31) =725760 Вт

Позиция 2 - Детский сад

Наружный объем здания V=7х5400=37800м³

Удельная тепловая характеристика здания qв =0,18 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=22°С 5

Расход тепла на отопление:

Qв=0,18*37800*(22+31) =360612Вт

Позиция 3 - М.пр

Наружный объем здания V=7х1200=8400м³

Удельная тепловая характеристика здания qв =0,4 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=14°С 5

Расход тепла на отопление:

Q_В=0,4*8400*(14+31)=151200 Вт

Позиция 4 - Школа

Наружный объем здания V=7х4071=28500 м³

Удельная тепловая характеристика здания qв =0,6 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=20°С 5

Расход тепла на отопление:

Q_В=0,6*28500*(20+31) =872100Вт

Позиция 5 - Кафе

Наружный объем здания V=3,5х7200=25200 м³

Удельная тепловая характеристика здания qв =1,1 5

Средняя температура отапливаемых помещений t=18°С 5

Расход тепла на отопление:

Q_В=1,1*25200*(18+31) =1358280 Вт

2.1.3 Расчет тепловых потоков на горячее водоснабжение

для жилых зданий

(2.3)

где:

m - количество жителей в доме;

а - норма расхода воды на человека, л/сут.;

t_Г=55°С - температура горячей воды;

t_Х=5°С - температура холодной воды в зимний период;

t_Х=15°С - температура холодной воды в летний период;

Т=24ч - число часов работы горячего водоснабжения в сутки.

Позиция 3 - Жилой дом

Количество жителей в доме m=1600 чел.

Норма расхода воды на человека а=120 л/сут.

Позиция 7 - Жилой дом

Количество жителей в доме m=675 чел.

Норма расхода воды на человека а=120 л/сут

Позиция 8 - Жилой дом

Количество жителей в доме m=1080 чел.

Норма расхода воды на человека а=120 л/сут

2.1.4 Расчет тепловых потоков на горячее водоснабжение

для общественных зданий

(2.4)

где:

m - количество мест;

а - норма расхода воды на человека, л/сут.;

t_Г=55°С - температура горячей воды;

t_Х=5°С - температура холодной воды в зимний период;

t_Х=15°С - температура холодной воды в летний период;

Т₁=24ч - число часов работы горячего водоснабжения в сутки.

Позиция 1 - М.т

Количество мест m=15 чел.

Норма расхода воды на человека а=3 л/сут

Число часов работы в сутки Т₁=10ч

Позиция 2 - Детский сад

Количество мест m=240 чел.

Норма расхода воды на человека а=4,5 л/сут

Число часов работы в сутки Т₁=10ч

Позиция 3 - Продуктовый магазин

Количество мест m=30 чел.

Норма расхода воды на человека а=3 л/сут

Число часов работы в сутки Т₁=10ч

Позиция 4 - Школа

Количество мест m=800 чел.

Норма расхода воды на человека а=1,2 л/сут

Число часов работы в сутки Т₁=10ч

Позиция 5 - Кафе

Количество мест m=20 чел.

Норма расхода воды на человека а=3 л/сут

Число часов работы в сутки Т₁=10ч

3. Расчет тепловой схемы

Расчет тепловой схемы котельной произвожу с целью определения суммарной паропроизводительности котельной и подбора необходимого оборудования. Кроме того, при расчете тепловой схемы определяю расходы пара и воды для отдельных узлов при характерных режимах работы котельной и составляю материальный баланс пара и воды.

Расчет провожу для четырех режимов, каждый из которых определяется определенным значением наружной температуры воздуха для г.Кирова (принимается по СНиП 23-01-99 с изм.1 2003г.)

Первый режим - максимально зимний, соответствует расчетной наружной температуре воздуха для проектирования отопления. Необходим для проверки обеспечения основным оборудованием пика тепловых нагрузок.

Второй режим - соответствует средней температуре самого холодного месяца. В этом режиме должна обеспечиваться максимально длительная выдача тепла для технологии, средняя за наиболее холодный месяц выдачи тепла на отопление и среднечасовая нагрузка горячего водоснабжения при условии выхода из строя наиболее мощного котла. Необходим для выбора количества котлоагрегатов.

Третий режим - среднезимний, соответствует средней температуре за отопительный период. Необходим для расчета среднегодовых технико-экономических показателей и выбора отопительного режима работы основного оборудования.

Четвертый режим - среднелетний, характеризуется отсутствием тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию. Необходим для расчета среднегодовых показателей и выбора летнего режима работы основного оборудования.

Расчет начинаю с составления уравнения суммарной производительности котельной:

 (3.1)

где - суммарная паропроизводительность котельной, кг/с;

- расход пара на технологию, кг/с;

- расход пара на сетевые подогреватели, кг/с;

- расход пара на собственные нужды котельной, кг/с;

- потери пара внутри котельной, кг/с;

- расход пара на мазутное хозяйство, кг/с.

Внешнее потребление пара задано в исходных данных, расход пара на внутрикотельные потери и мазутное хозяйство принимаются равными 0,02(Д_ТЕХ+Д_ОВ+Д_ГВС). Далее расчет сводится к определению расхода пара на собственные нужды котельной. Внутренними потребителями пара в котельной являются деаэратор, подогреватели сырой и умягченной воды. Расход пара на каждый перечисленный элемент оборудования определяется из уравнения теплового баланса.

Расход пара на подогреватель сырой воды

, кг/с (3.2)

где з - КПД подогревателя, равный 0,95-0,98

G_СВ - расход сырой воды, берется с учетом коэффициента собственных нужд ХВО G_СВ=1.1G_ХВО

G_ХВО - расход химочищенной воды учитывает все потери воды, пара и конденсата в котельной

, кг/с (3.3)

G_ПОД - расход подпиточной воды при закрытой системе теплоснабжения принимаю равным 2% от расхода сетевой воды G_СЕТ

, кг/с (3.4)

с - теплоемкость воды

ф₁ - температура сетевой воды в подающем трубопроводе

ф₂ - температура сетевой воды в обратном трубопроводе

Q_ОВ - расход тепла на отопление и вентиляцию

Q_ГВС - расход тепла на горячее водоснабжение

Расход пара на подогреватель умягченной воды

, кг/с

, - соответственно энтальпия умягченной воды до и после подогревателя умягченной воды

Прежде чем приступить к определению расхода греющего пара на деаэратор, уточняю энтальпию умягченной воды перед деаэратором, которую определяю из уравнения теплового баланса охладителя выпара:

, кДж/кг (3.5)

где , - энтальпия выпара и конденсата выпара при давлении в деаэраторе;

- расход выпара из деаэратора

С учетом потерь продувочной воды и подпитки теплосетей

(3.6)

где G_Д - расход деаэрированной воды, кг/с

?Д - суммарная тепловая нагрузка котельной, кг/с

G_ПОДП - расход подпиточной воды, кг/с

G_ПР - расход воды непрерывной продувки из парогенератора, кг/с

Расход греющего пара на деаэратор

(3.7)

где k_Д - коэффициент, учитывающий потери тепла из деаэратора в

окружающую среду;

- расход конденсата от сетевых подогревателей, кг/с;

- энтальпия конденсата от сетевых подогревателей, кДж/кг;

- энтальпия конденсата с технологии, кДж/кг;

- энтальпия конденсата от пароводяных подогревателей

сырой и умягченной воды, кДж/кг;

- энтальпия деаэрированной воды, кДж/кг;

- расход конденсата с технологии, кг/с;

- расход отсепарированного пара, кг/с;

- энтальпия отсепарированного пара, кДж/кг;

- расход конденсата от подогревателя сырой воды, кг/с;

- расход конденсата от подогревателя умягченной воды, кг/с

Таким образом, расход пара на собственные нужды котельной

(3.8)

Однако на собственные нужды котельной и на подогрев сетевой воды расходуется редуцированный пар. Поэтому, чтобы определить расход острого пара на сетевые подогреватели и собственные нужды котельной необходимо рассчитать РОУ.

(3.9)

(3.10)

тогда

где - расход острого пара, кг/с;

- расход редуцированного пара, кг/с

- энтальпия острого пара, кДж/кг;

- энтальпия редуцированного пара, кДж/кг;

- энтальпия деаэрированной воды, кДж/кг;

- расход деаэрированной воды на впрыск в РОУ, кг/с

После этого определяю суммарную паровую нагрузку котельной:

(3.11)

и уточняю расход питательной воды:

(3.12)

Невязка с, предварительно принятой, паропроизводительностью котельной

(3.13)

Вычисления и результаты расчетов тепловой схемы котельной для четырех расчетных режимов сведены в таблицу №2.

4. Выбор оборудования

На основании расчета тепловой схемы котельной выбираю основное и вспомогательное оборудование.

4.1 Паровые котлы

По параметрам пара, необходимого для технологии, подходят котлоагрегаты типа ДЕ. Принимаю предварительно к установке котлы ДЕ-10-14ГМ, имеющие номинальную паропроизводительность 2,77 кг/с, тогда количество работающих котлов

(4.1)

Принимаю к установке четыре котлоагрегата.

4.2 Дымососы

Дымосос устанавливается такой производительности, чтобы он полностью удалял из котельной установки все газообразные продукты сгорания топлива, имея при этом небольшой запас по производительности. Расчетная часовая производительность дымососа определяю по формуле

(4.3)

где в=1,1 - коэффициент запаса по производительности;

б_Д=1,15 - коэффициент избытка воздуха;

?_Д=143°С - температура дымовых газов перед дымососом [9];

В=743м3/ч - расчетный расход топлива [10];

- количество воздуха, теоретически необходимое для горения [12];

- теоретический объем дымовых газов

b мм рт. ст.- барометрическое давление

Дымосос выбираю так, чтобы развиваемое им давление с учетом тяги, создаваемой дымовой трубой, обеспечивало с некоторым запасом необходимый перепад полного давления по газовому тракту. При этом учитываю необходимость поддержания небольшого разрежения в верхней части топки для устранения выбивания дымовых газов из топки через неплотности в обмуровке.

(4.4)

где =1,2 - коэффициент запаса по давлению,

=3кг/м2 -разрежение в верхней части топки,

самотяга дымовой трубы

(4.5)

перепад полного давления по газовому тракту

(4.6)

где =122кг/м2 - сопротивление котельного пучка [9]

=10кг/м2 - сопротивление газохода от котельного пучка до эконо-

майзера [9]

=18кг/м2 - сопротивление экономайзера

- сопротивление газоходов от экономайзера до дымовой трубы

Расчитываю сопротивление газохода от экономайзера до дымовой трубы

Таблица №3

Устанавливаю центробежные дымососы правого вращения ДН-11,2у с электродвигателем 4А1ВОМ4

Напор Н= 2238 Па

Подача Q=17709 м3/ч

Мощность эл. двигателя N=30 кВт

4.3 Дымовая труба

Дымовая труба предназначена для отвода продуктов сгорания топлива от котлоагрегатов в атмосферу.

Диаметр устья дымовой трубы зависит от количества дымовых газов проходящих через нее и от скорости выхода их из трубы:

(4.7)

При искусственной тяге скорость выхода дымовых газов из трубы определяется из экономических соображений. Экономическая скорость дымовых газов на выходе из металлических труб для промышленно-отопительных котельных принимается 15-20 м/с [14].

Количество дымовых газов проходящих через дымовую трубу при работе всех котлов в номинальном режиме

(4.8)

где n - количество котлов работающих на дымовую трубу

Расчетный диаметр дымовой трубы

Фактическая скорость дымовых газов на выходе из дымовой трубы при d_ДТ=1,0м составит

(4.9)

Высоту дымовой трубы при искусственной тяге выбирают исходя из условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере. Расчет провожу для летнего периода, как наиболее неблагоприятного для рассеивания загрязняющих веществ (из-за минимальной разницы температур наружного воздуха и дымовых газов).

Тепловая нагрузка котельной G_ЛЕТ=30,96 т/ч, Q_ЛЕТ=17,33 Гкал/ч

Расход топлива

(4.10)

Объем дымовых газов

В летний период котельная работает на природном газе. При этом в атмосферу выбрасываются: окислы азота, окись углерода и бенз(а)пирен. Для расчета минимальной высоты дымовой трубы определяю количество окислов азота, выбрасываемое в атмосферу при сжигании природного газа

(4.11)

Минимальная высота дымовой трубы

(4.12)

где А=120 - коэффициент температурной стратификации [3]

М_Nox=1.296 г/с количество окислов азота, выбрасываемое в атмосферу

F=1 - коэффициент, учитывающий скорость оседания загрязняющих веществ в атмосфере

Z=1 - количество труб одинаковой высоты

ПДК_Nox=0.085 мг/м3 - предельно допустимая концентрация окислов азота для населенных мест

С_Ф=0,3ПДК_Nox=0.02 мг/м3 - фоновая концентрация окислов азота в атмосфере

(4.13)

(4.14)

скорость дым. газов в лет. период

Н₀=45м - предварительно задаюсь высотой дымовой трубы

?Т=143-22=121°С - разность температур наружного воздуха и дымовых газов

 (4.15)

n=1, т.к. 2<U_m<3

Разница между Н₀ и Н_ТР менее 5%, пересчет не требуется.

Принимаю к установке дымовую трубу Н=45м d_ДТ=1,0м по типовому проекту ТП 907-2-247 с надземным примыканием газоходов.

4.4 Дутьевые вентиляторы

Расчетная часовая производительность дутьевого вентилятора

(4.16)

где =1,05 - коэффициент запаса

=1,05 - коэффициент избытка воздуха на выходе из топки

=1,1 - присос воздуха в топке

=1,04 - утечка воздуха из воздухоподогревателя

t_B=10°С - температура воздуха, поступающего в дутьевой вентилятор

Расчетное давление, развиваемое дутьевым вентилятором

 (4.17)

где - коэффициент запаса

- разрежение в верхней части топки

Н_Т=0,68м - расстояние по вертикали между горизонтальным сечением ср. линии выходного окна из топки и местом входа воздуха в топку

- сумма аэродинамических сопротивлений всех элементов воздушного тракта

- суммарное сопротивление воздушного тракта котла

Расчетная схема воздуховодов

Рассчитываю суммарное сопротивление воздуховодов

Таблица №4

Устанавливаю центробежные дутьевые вентиляторы левого вращения ВДН-10 с электродвигателем 4А180S6

Напор Н= 1500 Па

Подача Q=8800 м3/ч

Мощность эл. двигателя N=11 кВт

4.5 Питательные насосы

Расчетный расход питательной воды

G_ПИТ=10,36кг/с=37,3м3/ч

Питательные насосы выбираю на установленную мощность котельной. Максимальный расход питательной воды по котельной с учетом возможной перегрузки до 40%

Производительность питательного насоса

Д_Н=1,1х55,8=61,4м3/ч

Напор, который должен создавать питательный насос

Н=1,15х100(Р_Б-Р_Д)+Н_С+Н_Г=1,15х100(1,4-0,12)+15=163м в.ст. (4.18)

где Р_Б - давление в барабане котла

Р_Д - давление в деаэраторе

Н_С - суммарное сопротивление всасывающего и напорного трактов

питательной воды

Н_Г=4,1-3,55=0,55м - геометрическая разность уровней в барабане котла и в деаэраторе

Так как гидравлический расчет трубопроводов в объем данной работы не входит, принимаю Н_С+Н_Г=15 м в.ст.

Принимаю к установке три центробежных многоступенчатых насоса ЦНСГ38х198 с электродвигателем А2-72-2 (два рабочих, один резервный)

Подача 38 м3/ч

Напор 198 м в.ст.

Мощность электродвигателя 40 кВт

4.6 Деаэрационная установка

Расчетный расход деаэрированной воды с учетом подпитки тепловых сетей G_Д=10,27кг/с=37 м3/ч

Объем деаэраторного бака выбираю из условия 20-ти минутного запаса деаэрированной воды 37:3=12,3 м3

Принимаю к установке атмосферный деаэратор ДА-50/15 в составе:

- колонка деаэраторная производительностью 50 м3/ч;

- бак деаэраторный объемом V=15 м3;

- охладитель выпара ОВА-2 с поверхностью нагрева F=2м2;

- предохранительное устройство (гидрозатвор) ДА-50

4.7 Сепаратор непрерывной продувки

Расчетное количество продувочной воды по котельной G_ПР=0,48кг/с. Расчетный расход отсепарированного пара Д_С=0,08кг/с. Расход невскипевшей продувочной воды G'_ПР=0,4кг/с

Устанавливаю сепаратор непрерывной продувки Ду300мм, h=2м со сферическим днищем и охладитель продувочной воды с поверхностью нагрева F=1.6м2 Бийского котельного завода.

4.8 Охладитель подпитки

Расход нагреваемой воды G_СВ=6.2кг/с=22т/ч.

Расход охлаждаемой воды G_ПОДП=0,22кг/с=0,79т/ч

Теплопроизводительность подогревателя

(4.19)

Скорость нагреваемой воды в трубках

(4.20)

Скорость охлаждаемой воды в межтрубном пространстве

(4.21)

Средняя температура нагреваемой воды

t=0.5(t₁+t₂)=0.5(11+9)=10°C (4.22)

Средняя температура охлаждаемой подпиточной воды

T=0.5(T₁+T₂)=0.5(104+70)=87°C (4.23)

Коэффициент теплоотдачи от охлаждаемой воды к стенкам трубок

(4.24)

Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде

(4.25)

Коэффициент теплопередачи

(4.26)

Средняя разность температур в подогревателе

(4.27)

Поверхность нагрева подогревателя

(4.28)

м=0,8 -коэффициент загрязнения поверхностей теплообмена

Количество секций

(4.29)

Потеря напора воды в трубках

(4.30)

Устанавливаю 2-х секционный водоводяной подогреватель Ду80, L=4м, F=4,48м2

4.9 Подогреватель сырой воды

Расход нагреваемой воды G_СВ=6.2кг/с=22т/ч.

Теплопроизводительность подогревателя

Скорость нагреваемой воды в трубках

Средняя температура нагреваемой воды

t=0.5(t₁+t₂)=0.5(11+25)=18°C

Cредняя температура стенки

t_СТ=0.5(t+t_P)=0.5(18+164)=91°C

Cредняя температура слоя конденсата на поверхности трубок

ф=0,5(t_P+t_СТ)=0,5(164+91)=127°С

Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок

(4.31)

Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде

Коэффициент теплопередачи

Средняя разность температур в подогревателе

Поверхность нагрева подогревателя

м=0,8 -коэффициент загрязнения поверхностей теплообмена

Потеря напора воды в трубках

Устанавливаю пароводяной подогреватель Ду273мм, F=4,54м2

4.10 Сетевые подогреватели

Сетевая вода из теплосети сначала подается в водоводяной подогреватель-охладитель конденсата, где подогревается конденсатом, отводимым из пароводяного сетевого подогревателя, а потом подается в паровой подогреватель.

4.10.1 Охладитель конденсата

Расход сетевой воды G_СЕТ=10,7т/ч.

Расход охлаждаемого конденсата G_К=1,46кг/с=5,2т/ч

Теплопроизводительность подогревателя

Скорость нагреваемой воды в трубках

Скорость охлаждаемого конденсата в межтрубном пространстве

Средняя температура нагреваемой сетевой воды

t=0.5(t₁+t₂)=0.5(70+136)=103°C

Средняя температура охлаждаемого конденсата

T=0.5(T₁+T₂)=0.5(164+70)=143°C

Коэффициент теплоотдачи от охлаждаемого конденсата к стенкам трубок

Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде

Коэффициент теплопередачи

Средняя разность температур в подогревателе

Поверхность нагрева подогревателя

м=0,8 -коэффициент загрязнения поверхностей теплообмена

Количество секций

Потеря напора воды в трубках

Устанавливаю 3-х секционный водоводяной подогреватель Д_Н168, L=4м, F=20.7м2

4.10.2 Пароводяной подогреватель

Теплопроизводительность подогревателя

Скорость нагреваемой воды в трубках

Средняя температура нагреваемой воды

t=0.5(t₁+t₂)=0.5(150+136)=143°C

Cредняя температура стенки

t_СТ=0.5(t+t_P)=0.5(143+164)=153°C

Cредняя температура слоя конденсата на поверхности трубок

ф=0,5(t_P+t_СТ)=0,5(164+153)=158°С

Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок

Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде

Коэффициент теплопередачи

Средняя разность температур в подогревателе

Поверхность нагрева подогревателя

м=0,8 -коэффициент загрязнения поверхностей теплообмена

Потеря напора воды в трубках

Устанавливаю пароводяной подогреватель Ду273мм, F=4,54м2

4.11 Подогреватель химочищенной воды

Расход нагреваемой воды G_ХОВ=5,64кг/с=20,3т/ч.

Теплопроизводительность подогревателя

Скорость нагреваемой воды в трубках

Средняя температура нагреваемой воды

t=0.5(t₁+t₂)=0.5(70+25)=47,5°C

Cредняя температура стенки

t_СТ=0.5(t+t_P)=0.5(47,5+164)=105°C

Cредняя температура слоя конденсата на поверхности трубок

ф=0,5(t_P+t_СТ)=0,5(105,7+164)=134,8°С

Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок

Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде

Коэффициент теплопередачи

Средняя разность температур в подогревателе

Поверхность нагрева подогревателя

м=0,8 -коэффициент загрязнения поверхностей теплообмена

Потеря напора воды в трубках

Устанавливаю пароводяной подогреватель Ду325мм, F=6,3м2

4.12 Насосы сырой воды

Расчетный расход сырой воды G_СВ=6,2кг/с=22,3 м3/ч

Напор насосов сырой воды

(4.32)

Принимаю к установке два консольных моноблочных насоса (один рабочий, один резервный) КМ 20/18 c электродвигателем 4А80А2

Напор Н= 18 м в.ст.

Подача Q=20 м3/ч

Мощность эл. двигателя N=1,5 кВт

4.13 Сетевые насосы

Напор сетевых насосов

(4.33)

ДН_К=10 м в.ст. - расчетная потеря напора в водоподогревательной

установке и трубопроводах котельной ДН_ПМ, ДН_ОМ - потери в подающем и обратном трубопроводах

магистрали от котельной до ЦТП, так как расчет этой

магистрали в задачу проекта не входят,

задаюсь ДН_ПМ=ДН_ОМ=3 м в.ст.

ДН_ЦТП=1 м в.ст. - потери напора на оборудовании и арматуре ЦТП;

Дh_П=Дh_О=1,31 м в.ст. - потери в подающем и обратном трубопроводах

квартальной теплосети

Дh_АБ=20 м в.ст. - потери напора у потребителей, с учетом потерь дав-

ления в соплах элеватора

Производительность сетевых насосов должна обеспечивать подачу максимального суммарного расхода воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение от источника теплоты до ЦТП.

В летний период нагрузка на отопление и вентиляцию отсутствует, поэтому потребная производительность сетевого насоса в летний период

Потребный напор летнего насоса

- потеря напора в межтрубном пространстве подогревателей I-ой и II-ой ступени ЦТП

Принимаю к установке два консольных насоса (один рабочий, один резервный) для работы в отопительный период КМ 80-50-20

Напор Н= 50 м в.ст.

Подача Q=43 м3/ч

Мощность эл. двигателя N=15кВт

и один консольный моноблочный насос для работы в летний период

КМ 20/18 Напор Н= 18 м в.ст.

Подача Q=20 м3/ч

Мощность эл. двигателя N=1,5 кВт

4.14 Подпиточные насосы

Подпиточные насосы служат для заполнения тепловой сети и систем отопления сетевой водой, для восполнения потерь сетевой воды и для поддержания статического давления тепловой сети.

Напор подпиточного насоса соответствует давлению линии статики пьезометрического графика

Н=Н_СТ=32 м в.ст.

Производительность подпиточных насосов соответствует величине подпитки тепловой сети.

Расчетный расход воды для подпитки водяных сетей в закрытых системах теплоснабжения, в соответствии со СНиП 41-02-2003

G_ПОД=0,0075V_СЕТ=0,0075х233,6=1,75 м3/ч

V_СЕТ=65хУQ=65х3.594=233,6 м3 - фактический объем воды в трубопроводах тепловой сети и присоединенных к ней системах отопления

Принимаю к установке два центробежных моноблочных секционных насоса (один рабочий, один резервный)

АЦМС 2-50 Напор Н= 36 м в.ст.

Подача Q=2 м3/ч

Мощность эл. двигателя N=0,55 кВт

Производства ООО ПКФ «ЛИНАС» г.Москва

4.15 Оборудование водоподготовительной установки

Так как расчет водоподготовительной установки в объем данной работы не входит, для выбора оборудования водоподготовки принимаю, что при заданном источнике водоснабжения проходит схема 2-х ступенчатого Nа-катионирования.

Расход химочищенной воды G_ХОВ=5,64кг/с=20,3м3/ч

Принимаю, что жесткость умягчаемой воды не более 10мг-экв/л.

Нормальная скорость фильтрования для фильтров первой ступени [13]

(4.34)

Максимальная скорость фильтрования

(4.35)

Для второй ступени W_Н=40м/ч W_max=50м/ч

Расчетная площадь фильтрования фильтров первой ступени при установке двух фильтров

(4.36)

Расчетная площадь фильтрования фильтра второй ступени при установке одного фильтра

(4.37)

Принимаю к установке фильтры с одинаковой площадью фильтрования для первой и второй ступеней Ду=1000мм, f=0,76м2. Устанавливаю 4 фильтра ФИПа-1,0-0,6 - два фильтра первой ступени, один фильтр второй ступени и четвертый фильтр обвязывается для возможности работы по I-ой и II-ой ступеням при регенерации одного из фильтров.

В бункере мокрого хранения устанавливаю насос крепкого раствора соли для подачи раствора соли из бункера мокрого хранения на солерастворитель и далее в бак свежего раствора соли. Устанавливаю насос 1,5Х-6Л-1-51 с электродвигателем АО-2-31-2 и солерастворитель Ду1000 мм.

Для уменьшения объема сточных вод и для снижения расхода соли предусматриваю несколько баков раствора соли:

- один бак для свежего раствора соли V=2м3;

- два бака для сбора отработанного раствора соли по V=8м3.

Отмывка фильтра организованна в две стадии.

Последовательность проведения регенерации следующая:

- взрыхление водой из бака взрыхляющей промывки с отводом стоков в канализацию;

- подача отработанного раствора соли (сохраненного от регенерации предыдущего фильтра) из бака с отводом стоков в канализацию;

- подача свежего раствора соли с отводом выходящей среды в канализацию;

- первая стадия отмывки - подаваемой водой вытеснение из фильтра однократно использованного раствора соли в бак отработанного раствора, концентрация соли составит 2-4%, стоки отсутствуют;

- вторая стадия отмывки - отвод выходящей среды в бак взрыхляющей промывки, стоки отсутствуют.

Для подачи отработанного раствора из баков для повторного использования устанавливаю насосы взрыхляющей промывки и отработанного раствора.

Потери напора на фильтрах 5-7 м в. ст.[12]

Прожолжительность взрыхляющей промывки 0,5ч [12]

Устанавливаю два насоса КМ 20/18 с электродвигателем 4А80А2

Напор Н= 20 м в.ст.

Подача Q=18 м3/ч

Мощность эл. двигателя N=1,5 кВт

Для подачи свежего раствора соли устанавливаю водосоляной эжектор.

5. Автоматизация

Автоматизация котельной - обеспечение требуемого режима оборудования с помощью средств автоматики.

Эксплуатация котельных без средств автоматики запрещена.

В зависимости от выполняемых автоматическими устройствами функций различают следующие основные виды автоматизации:

§ измерение и контроль;

§ сигнализация;

§ управление и регулирование;

§ защита оборудования (автоматика безопасности).

Минимально необходимый объем оснащения оборудования котельной средствами автоматики безопасности, сигнализации, автоматического регулирования, контроля и управления определен в соответствии с требованиями нормативных документов:

§ СНиП II-35-76 с изм.1 «Котельные установки»;

§ ПБ 10-574-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» Госгортехнадзора РФ.

5.1 Измерение и контроль технологических параметров

Применяемые в котельных средства измерений для контроля технологических параметров принято называть контрольно-измерительными приборами.

Для контроля параметров, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения эксплуатационных режимов, предусмотрены показывающие приборы.

Для контроля параметров, изменения которых могут привести к аварии - сигнализирующие, показывающие или регистрирующие приборы.

Для контроля параметров, учет которых необходим для анализа работы оборудования и хозяйственных расчетов - регистрирующие или интегрирующие приборы.

Для котлов предусмотрены приборы для измерения:

§ температуры пара до главной паровой задвижки;

§ температуры питательной воды за экономайзером;

§ температуры уходящих газов;

§ температуры воздуха до и после калорифера;

§ давление пара в барабане;

§ давление пара у мазутных форсунок;

§ давление питательной воды на входе в экономайзер после

регулирующего органа;

§ давления воздуха после дутьевого вентилятора;

§ давления жидкого и газообразного топлива перед горелками

за регулирующим органом;

§ разрежения в топке;

§ разрежение перед дымососом;

§ расход пара в общем паропроводе и поагрегатно (самопишущий

прибор);

§ содержания кислорода в уходящих газах (переносной газоанализатор)

§ уровня воды в барабане котла.

Эти приборы представлены на функциональной схеме котла. Кроме того, в котельной должны быть предусмотрены показывающие приборы для измерения:

§ температуры прямой и обратной сетевой воды;

§ температуры конденсата, возвращаемого в котельную;

§ температуры жидкого топлива на входе в котельную;

§ давления в подающих и обратных трубопроводах тепловой сети (до и после грязевика);

§ давления воды в питательных магистралях;

§ давления жидкого и газообразного топлива в магистралях перед котлами;

§ температуры и уровня деаэрированной воды в деаэраторе;

§ температуры воды поступающей в деаэратор;

§ давления пара в деаэраторе;

§ давление воды, раствора соли и жидкого топлива во всех всасывающих патрубках (после запорной арматуры) и в напорных патрубках (до запорной арматуры) всех насосов;

§ температуры нагреваемой и греющей среды до и после каждого подогревателя;

§ температуры конденсата после охладителя конденсата;

§ давления нагреваемой среды в общем трубопроводе до подогревателей и за каждым подогревателем;

§ давления пара к подогревателям;

§ давления воды до и после каждого фильтра ВПУ;

§ расхода воды, поступающей к каждому ионитному фильтру;

§ расхода воды, поступающей на водоподготовку (суммирующий);

§ расхода воды на взрыхление фильтров;

§ расхода воды, поступающей к эжектору приготовления регенерационного раствора;

§ давления пара в подводящем паропроводе РОУ;

§ температуры охлажденного пара после РОУ;

§ давления редуцированного пара.

§ И регистрирующие приборы для измерения:

§ температуры воды в подающих трубопроводах систем теплоснабжения;

§ температуры возвращаемого конденсата;

§ давления пара в общем паропроводе к потребителю (при требовании потребителя);

§ давления воды в каждом обратном трубопроводе систем теплоснабжения;

§ давления пара в деаэраторе;

§ температуры и давления газа в общем газопроводе котельной;

§ расхода воды в каждом подающем трубопроводе систем теплоснабжения (суммирующий);

§ расхода пара к потребителю (суммирующий);

§ расхода воды, поступающей на подпитку тепловой сети (суммирующий);

§ расхода возвращаемого конденсата (суммирующий);

§ расхода газа в общем газопроводе котельной и перед каждым котлом (суммирующий);

§ расхода жидкого топлива в прямой и обратной магистралях (суммирующий).

В котельной применяются следующие контрольно-измерительные средства:

а) для измерения и контроля температуры:

§ термометры расширения:

стеклянные жидкостные (показывающие)

технические электроконтактные (датчики-реле)

§ термометры манометрические жидкостные (показывающие, самопишущие)

§ термоэлектрические преобразователи (термопары, подключаются к милливольтметрам и потенциометрам);

б) для измерения и контроля давления и перепада давления:

§ жидкостные мановакууметры (показывающие)

§ мембранные (показывающие) и датчики-реле давления (с контактным устройством)

§ сильфонные напоромеры и тягонапоромеры (показывающие и с контактным устройством)

§ дифманометры (показывающие и самопишущие)

в) для измерения расхода:

§ счетчики объемные ратационные

§ счетчики скоростные: крыльчатые и турбинные

§ расходомеры по методу переменного перепада давления (измерительные диафрагмы, дифманометры)

г) для измерения и контроля уровня:

§ гидростатические (дифманометры)

§ поплавковые (датчики-реле уровня)

§ на принципе проводимости (сигнализатор предельных уровней)

д) для контроля наличия пламени:

§ запально-защитные устройства

§ приборы контроля пламени

е) для контроля загазованности - сигнализаторы загазованности

ж) для контроля отходящих газов - газоанализатор кислорода с самопишущим вторичным прибором.

5.2 Сигнализация

В проекте котельной предусматривается технологическая и аварийная сигнализация.

Схема технологической сигнализации служит для предупреждения обслуживающего персонала об отклонении параметров от нормы. В качестве звукового сигнала принят звонок. Звуковой сигнал снимается дежурным персоналом, а световой (световые табло размещены на щитах контроля и управления) горит до ликвидации нарушения.

В котельной с постоянным обслуживающим персоналом предусматривается следующая светозвуковая сигнализация:

§ остановки котла (при срабатывании защиты);

§ причины срабатывания защиты;

§ понижения температуры и давления жидкого топлива в общем трубопроводе к котлам;

§ повышения или понижения давления газа;

§ понижения давления воды в каждой питательной магистрали (при постоянно работающих питательных насосах);

§ понижения или повышения давления воды в обратном трубопроводе тепловой сети;

§ повышения или понижения уровня воды в деаэраторном баке, а также понижения уровня промывочной воды в баках;

§ понижения давления в деаэраторе.

В котельных схемы сигнализации строятся, как правило, раздельно для котлов и вспомогательного оборудования.

При построении схемы технологической сигнализации котла учитывают следующие условия:

§ в процессе пуска котла должна работать только световая сигнализация, а звуковой сигнал на это время должен быть блокирован;

§ при наличии в котельной центрального щита управления звуковой сигнал должен быть общим для всех схем сигнализации;

§ схема сигнализации должна иметь отключающее устройство от общих цепей сигнализации.

5.3 Управление и регулирование

Объем автоматики регулирования в котельной определяется в зависимости от производительности, технологии и режима работы в соответствии с СНиП II-35-76 с изм.1 «Котельные установки».

Автоматическое регулирование процесса горения включает регулирование подачи топлива в топку в зависимости от производительности котла, поддержание оптимального соотношения топлива и воздуха, поддержание заданного устойчивого разрежения в топке.

Регулирование процесса горения позволяет достичь экономии топлива, увеличить КПД котла, сократить расход электроэнергии на дутье и тягу, уменьшить объем ремонтных работ, облегчить и сократить количество обслуживающего персонала.

Регулирование подачи газа к горелкам парового котла должно производиться так, чтобы постоянно обеспечивалась необходимая производительность котла, т.е. чтобы сохранялось соответствие между выработкой и потреблением пара; показателем этого соответствия служит постоянство давления пара на выходе из котла. Следовательно, давление пара можно использовать в качестве импульса для регулирования количества газа, подаваемого в топку. Изменяя подачу газа, регулятор меняет производительность котла в соответствии с потребностью в паре.

Задачей регулятора подачи воздуха является поддержание соответствия между количеством топлива и количеством воздуха, необходимого для полного сгорания газа. Показателем соответствия является коэффициент избытка воздуха, контролируемый по значению СО₂ или О₂ в продуктах сгорания. Оптимальные значения коэффициента избытка воздуха определяются при наладочных испытаниях котла и заносятся в режимную карту. Управление подачей воздуха должно вестись с довольно высокой точностью, обеспечивая отклонение значения О₂ не более чем на ±1.0%.