[ Розрахунок котла ТВГ-8М ]! | АТВ 229 | 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
13. | Температура води Т = 150 о С. Трубопровід після котла. Термометр показує сигналізує газовий. Довжина з'єднувального капіляра - 6 мм. Довжина занурення балона - 200 мм. Межа виміру (0-200) о С | ТГП 100 ЕК | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
14. | Температура димових газів Т = 160 о С. Газохід після котла. Термометр показує сигналізує газовий. Довжина з'єднувального капіляра - 6 мм. Довжина занурення балона - 200 мм. Межа виміру (0-200) о С | ТГП 100 ЕК | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
15. | Тиск Р = 4820 кгс / см 2 на розпалювання. Манометр показує загального призначення. Верхня межа вимірювання 1 кгс / см 2 ТУ 25.02.181071-78 | МТП 160-1 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
16. | Тиск Р = 4820 кгс / см 2 газопровід на пальник. Манометр показує загальнопромислового виконання. Верхня межа вимірювання 1 кгс / см 2 ТУ 25.02.181071-78 | МТП 160-1 | 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
17. | Тиск води Р = 11,5 кгс / см 2, трубопроводів мережної води після котла. Манометр показує загальнопромислового виконання. Верхня межа вимірювання 16 кгс / см 2 ТУ 25.02.181071-78 | МТП 160-15 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
18. | Тиск води Р = 12,8 кгс / см 2, трубопроводів мережної води до котла. Манометр показує загальнопромислового виконання. Верхня межа вимірювання 16 кгс / см 2 ТУ 25.02.181071-78 | МТП 160-15 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
19. | Тиск мазуту Р = 2 кгс / см 2 мазутопроводу до пальника. Манометр показує електроконтактні. Верхня межа виміру 4 кгс / см 2 ТУ 25.02.181031-75 | ЕКМ 1У 4 | 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
20. | Тиск Р = 323 кгс / см 2. Повітряний короб. Датчик реле напору. Межа налаштування (60 ... 600) кгс / см 2 | ДН 600-12 | 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
21. | Тиск Р = 323 кгс / см 2. Повітряний короб. Манометр диференційний мембранний взаємозамінний. Межа виміру (0-630) кгс / см 2 ТУ 25.02.1489-73 | КПД1-501 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
22. | Тиск Р = 323 кгс / см 2. Мініатюрний автоматичний взаємозамінний прилад, що показує з діфтрансформаторной вимірювальної схемою. Кулачек лінійний. Межа виміру (0-530) кгс / см 2 | ДМ мод. 235 73 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
23. | Розрядження Р = 2 кгс / см 2 топки котла. Датчик-реле тяги. Межа налаштування (4-40) кгс / см 2 | ДН 40-12 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
24. | Тиск повітря Р = 950 кгс / м 2. Повітряний короб до пальника. Напоромір мембранний показує. Межа виміру (0-1000) кгс / м 2 | НМП 100 | 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
25. | Тиск газу Р = 4820 кгс / см 2. Газопровід до пальника. Датчик-реле. Межа виміру (0,06-0,6) кгс / м 2 | ДД 1000-12 | 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
26. | Тиск повітря Р = 950 кгс / м 2. Повітряний короб до пальника. Датчик-реле напору. Межа виміру (100-1000) кгс / м 2 | ДН 1000-12 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
27. | Тиск пари Р = 7 кгс / м 2. Паропровід на продувку. Манометр показує загальнопромислового виконання. Верхня межа вимірювання 10 кгс / см 2 ТУ 25.02.181071-78 | МТП 160-10 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
28. | Тиск мазуту Р = 2 кгс / см 2 мазутопроводу до котла. Манометр показує загальнопромислового виконання. Верхня межа виміру 4 кгс / см 2 ТУ 25.02.181031-78 | МТП 160-4 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
29. | Тиск мазуту Р = 2 кгс / см 2 мазутопроводу до котла. Перетворювач тиску взаємозамінний. Верхня межа виміру 4 кгс / см 2 ТУ 25.02.181031-74 | ПЕД модель 22364 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
30. | Посудина розділовий середній ГОСТ 14320-73 | СРС 63-1 а | 4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
31. | Прилад з диференційно-трансформаторної вимірювальної схемою, яка б показала і сигналізує. Верхня межа вимірювання 2,5 кгс / см 2. Кулачек лінійний | КПД1-503 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
32. | Тиск газу Р = 0,482 кгс / см 2 газопровід до котла. Перетворювач тиску взаємозамінні. Верхня межа вимірювання 1 кгс / см 2 ТУ 25.02.051617-74 | ПЕД модель 22364 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
33. | Прилад з диференційно-трансформаторної вимірювальної схемою, яка б показала і сигналізує. Верхня межа вимірювання 1 кгс / см 2. Кулачек лінійний | КПД1-503 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
34. | Тиск газу Р = 0,5 кгс / см 2 газопровід до котла. Манометр показує загальнопромислового виконання. Верхня межа вимірювання 1 кгс / см 2. Кулачек лінійний | МТП 160-1 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
35. | Тиск повітря Р = 60323 кгс / м 2. Повітряний короб. Датчик-реле напору. Межа виміру (60-600) о С | ДН 600-12 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
36. | Тиск води Р = 11,5 кгс / см 2, трубопроводів води після котла. Перетворювач тиску взаємозамінні. Верхня межа вимірювання (0-16) кгс / см 2 ТУ 25.05.1617-74 | ПЕД модель 22364 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
37. | Прилад з диференційно-трансформаторної вимірювальної схемою, яка б показала і сигналізує. Швидкість просування діаграмній стрічки 60 мм / ч. Шкала (0-16) кгс / см 2 | КДЕ КСД 017 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
38. | Розрядження Р = -2 кгс / см 2 топки котла. Манометр диференційний дзвоновий взаємозамінний, Номінальний перепад Р = 10 кгс / см 2 ТУ 25-0250-74 | ДКО модель 3702 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
39. | Прилад з діфтрансформаторной схемою. Швидкість просування діаграмній стрічки 60 мм / ч. Шкала (-5 ÷ +5) кгс / см 2 | КПД1-503 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
40. | Розрядження Р = -2 кгс / м 2. Топка котла. Тягоміри мембранний показує. Шкала (-12,5 ÷ 12,5) ТУ 25-02-11-1116-77 Клас точності 1,5 | ТН МП 52 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
41. | Розрядження Р = -147 кгс / см 2. Газохід котла. Тягонапормер диференціальний рідинний. Верхня межа вимірювання 160 кгс / м 2. | ТДЖ 1-160 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
42. | Тиск Р = 323 кгс / см 2. Напірний патрубок вентилятора. Тягоміри рідинний. Верхня межа вимірювання 400 кгс / м 2 | ТДЖ 1-400 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
43. | Розрядження Р = -2 кгс / см 2. Топка котла. Тягоміри диференціальний. Межа вимірювання (0 - 50) кгс / м 2 | ДП 2-50 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
44. | Прилад регулюючий ТУ 25.02.1948-76 | Р 25.1.1 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
45. | У димососа механізм електричний одндооборотний | МЕО 630/63-05 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
46. | Пускач безконтактний реверсивний | ПБР 2М | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
47. | Дистанційний показник положення | Дуп-М | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
48. | Витрата мазуту 5985 кг / ч. Мазутопроводу до котла. Манометр диференційний мембранний взаємозамінний. Перетворювач тиску взаємозамінний ТУ 25-02-1489-73 | ДМ мод. 235 73 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
49. | Малогабаритний автоматичний показує самописний прилад з діфтрансфарматорной вимірювальної схемою. Межа вимірювання (0 - 6300) кг / год Швидкість просування діаграмній стрічки 60 мм / год | КСД1-004 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
50. | Діафрагма камерна на Д у = 50 мм і Р = 10 кгс / с м 2 з трьома парами відборів ГОСТ 14321-73 Р = 0,4 кгс / с м 2 | ДК 1910 -50-11 а / б 2 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
51. | Посудина розділовий середній ГОСТ 14320-73 | СРС 63-1 а | 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
52. | Витрата G = 6350 мм 3 / год, газопровід до котла. Манометр диференційний мембранний взаємозамінний. Р = 630 кгс / м 2 | ДМ модель 23573 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
53. | Діафрагма камерна на Д у = 30 0 мм і Р = 10 кгс / с м 2 з чотирма парами відборів ГОСТ 14321-73 | ДК 10 - 30 0-11 а / б 1 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
54. | Малогабаритний автоматичний показує самописний прилад з діфтрансфарматорной вимірювальної схемою. Межа вимірювання (0 - 80 00) нм 3 / ч. Швидкість просування діаграмній стрічки 60 мм / год | КСД 1-0,04 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
55. | Витрата G = 618 мм 3 / год, трубопровід мережевий вод и. Манометр диференційний мембранний взаємозамінний | ДМ модель 23573 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
56. | Діафрагма камерна на Д у = 30 0 мм і Р = 25 кгс / с м 2 з двома парами відборів ГОСТ 14321-73 | ДК 2 - 30 0-11 а / б 1 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
57. | Посудина конденсаційний малий ГОСТ 14318-73 | СКМ 40-1 а | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
58. | Малогабаритний автоматичний показує самописний прилад з діфтрансфарматорной вимірювальної схемою. Межа вимірювання (0 - 80 0) нм 3 / ч. Швидкість просування діаграмній стрічки 60 мм / год | КСД 018 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
59. | Витрата мазуту 5985 кг / ч. Мазутопроводу до котла. Лічильник рідини з овальними шестернями, уніфікований. Номінальна витрата рідини при в'язкості 24.10 -6. ТУ 25-02.071625-82 | ШЖУ 40С 6 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
60. | Витрата G = 6350 мм 3 / год, газопровід до котла. Дифманометр показує з інтегратором. Верхня межа виміру 8000 нм 3 / ч. ТУ 25-02.100259-83. Номінальний перепад 630 кгс / с м 2 | ДСП 71І | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
61. | Витрата G = 6350 мм 3 / год, газопровід до котла. Манометр диференційний мембранний взаємозамінний. Р = 630 кгс / м 3 | ДМ модель 23573 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
62. | Витрата мазуту 5985 кг / ч. Мазутопроводу до котла. Манометр диференційний мембранний взаємозамінний. | ДМ модель 23573 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
63. | Температура Т = 110 о С, трубопроводів зворотної мережної води перед котлом. Термоперетворювач опору мідний. Номінальна статична характеристика 150м. Довжина монтажної частини 200 мм. Межа виміру (-50 ÷ +200) о С | ПВМ 0879 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
64. | Температура Т = 110 о С, трубопроводів мережної води після котла. Термоперетворювач опору мідний. Номінальна статична характеристика 50М. Довжина монтажної частини 200 мм. Межа виміру (-50 ÷ +200) о С | ПВМ 0879 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
65. | Прилад регулюючий ТУ 25.02.1948-76 | Р 25.1.1 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
66. | Прилад коригувальний | До 16.1 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
67. | Заслінка на газопроводі, клапан на мазутопроводу. Механізм виконавчий електричний однооборотний | М30-100-86-0.25і | 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
68. | Пускач безконтактний реверсивний | ПБР 2М | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
69. | Дистанційний покажчик положення | Дуп-М | 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
70. | Витрата G = 6350 мм 3 / год, газопровід до котла. Манометр диференційний мембранний взаємозамінний. | ДМ модель 23573 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
71. | Витрата мазуту 5985 кг / ч. Мазутопроводу до котла. Манометр диференційний мембранний взаємозамінний. | ДМ модель 23573 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
72. | Витрата G = 65000 м 3 / ч. Повітропроводи за вентилятором. Манометр диференційний мембранний взаємозамінний. | ДМ модель 23573 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
73. | Існуюче пристрій «Сопло Вентурі» | 1 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
74. | Прилад регулюючий ТУ 25.02.1948-76 | Р 25.1.1 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
75. | Напрямний апарат вентилятора, механізм виконавчий електричний однооборотний | М30 63 А | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
76. | Запально-захисний пристрій, до складу якого входять:
4. Охорона праці 4.1 Характеристика котельні та загальні питання техніки безпеки Основне обладнання опалювальної котельні Бородінської м-ну - п'ять котлів типу ТВГ-8М, п'ять котлів типу КВ-ГМ-50, водопідготовчої установки, пристрій для деаерації води, підігрівачі мережної води, поживні та мережеві насоси, тягодуттьові пристрої. Стіни зовнішніх огороджень виконані із силікатної цегли товщиною 385 мм. Опорні колони перерізом 400х400 мм з відстанню між осями 6 м вгорі зв'язані бетонними фермами, поверх яких покладені бетонні плити перекриттів. За ступенем пожежонебезпеки приміщення котельні відноситься до категорії Г [21]. Приміщення в межах одного осередку розділене перекриттям на два поверху відкритих в бік котельні. У межах нижнього поверху розміщені побутові та допоміжні приміщення для обслуговуючого персоналу. На другому знаходяться кабінети майстра котельні, майстра КВП, кімната з щитом управління котельні. 4.2 Основні шкідливості і небезпеки в котельні та заходи щодо їх усунення Аварії і неполадки в роботі котлоагрегатів становлять небезпеку для здоров'я та життя людей. У зв'язку з цим експлуатацію і регулювання роботи ведуть спеціально навчені машиністи, які отримали право на догляд за ними. У загальних випадках може бути зруйнована цілісність окремих елементів котла, не виключена можливість опіків при зіткненні з нагрітими поверхнями і трубопроводами, руйнування обмурівки і опіків гарячими продуктами згоряння, пожеж, ураженням електричним струмом. Свого часу при проектуванні котельні передбачені й реалізовані технічні рішення, що виключають можливість перерахованих небезпек. Для попередження можливого пошкодження елементів парогенератора при підвищенні тиску понад допустимого на барабані парогенератора і на виході води з економайзера встановлені запобіжні клапани, можливі опіки персоналу парою або перегрітої водою практично також виключені, оскільки всі з'єднання трубопроводів виконані зварюванням. Виключається, відповідно, можливість порушення прокладки або болтових з'єднань. Зникає можливість опіків персоналу продуктами згоряння: на газоходах парогенератора і економайзера встановлені вибухові клапани з відводом газу у верхню частину приміщення. У котельні виконаний стенд з вимогами правил техніки безпеки, які попереджають можливість ураження електричним струмом. Всі електродвигуни та інші установки, що використовують електричний струм, приєднані до загального контуру заземлення. Заземлені також кнопкопускателі. Для справжнього дипломного проекту істотним є розробка заходів на період проведення робіт з демонтування тягодуттьових пристроїв. Ці роботи передбачається виконати в літній період. Проте в цей час частина обладнання буде перебувати в роботі, оскільки зберігається необхідність у гарячому водопостачанні. На робочому місці електромонтера з ремонту та обслуговування електроустаткування ПДУ шуму становить 80,0 дБ і не перевищує ПДУ згідно ДСН 3.3.6.037-99, що відповідає 2 класу за гігієнічною класифікацією праці № 4137-86. На робочому місці електромонтера з ремонту та обслуговування електроустаткування концентрація діоксиду азоту становить 2,0 мг / м 3, оксиду вуглецю - 20,0 мг / м 3, що не перевищує ГДК згідно з ГОСТ 12.1.005-88. Умови праці з урахуванням однобічності дії зазначених речовин відповідають 2 класу за гігієнічною класифікацією праці № 4137-86. 4.3 Освітлення Освітлення може бути природним, штучним або змішаним, поєднує природне і штучне. Розрізняють три види освітлення: бічне (через вікна в зовнішніх стінах), верхнє (через світлові ліхтарі та отвори покриттів), і комбіноване (через вікна, ліхтарі, прорізи). Демонтування та встановлення електродвигунів буде виконуватися при комбінованому освітленні. Коефіцієнт природної освітленості - 0,5%. Освітлення робочого місця здійснюється за допомогою переносних ламп при напрузі не більш 12 В. Освітленість повинна становити не менше 300 лк при використанні будь-яких ламп (система комбінованого освітлення). 4.4 Вентиляція Приміщення котельні обладнано системою припливно-витяжної механічної вентиляції. Аварійна витяжна вентиляція повинна забезпечувати кратність повітрообміну не менше 8 обсягів на годину (без обліку продуктивності робочої витяжної вентиляції). Використання аварійної вентиляції в якості робочої неприпустимо. Пускові пристрої аварійної вентиляції розміщують всередині вентильованих приміщень (біля виходів), так і поза ними, на зовнішній стіні будівлі. Мікроклімат у приміщенні: а) температура повітря - 15 ÷ 27 о С; б) швидкість руху повітря - 0,2 ÷ 0,5 м / с; в) відносна вологість повітря - 60%. 4.5 Загальні вимоги пожежної безпеки до технічного обладнання Електроустановки повинні відповідати "Правилам улаштування електроустановок споживачів», «Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів», Правил пожежної безпеки в Україні ». Електричні машини, апарати, обладнання, електропроводи та кабелі за виконанням та ступенем захисту мають відповідати класу зони, мати апаратуру захисту від струмів короткого замикання. Плавкі вставки запобіжників повинні бути калібровані з позначенням на клеймі номінального напруги. Застосування саморобних некаліброваних плавких вставок забороняється. Переносні світильники повинні бути захищені захисними скляними ковпаками й сітками. Для цих світильників та іншої переносної електроапаратури слід застосовувати гнучкі кабелі та проводи з мідними жилами. Пристрій і експлуатація тимчасових електропроводок не дозволяється. Відстань між світильниками, лампами розжарювання та предметами з горючих матеріалів повинна бути не менше 0,5 м. Забороняється: а) застосування саморобних подовжувачів, які не відповідає правилам ПУЕ; б) застосування для опалення приміщень саморобних електронагрівальних приладів або не відповідають вимогою; в) використання пошкоджених розеток, вимикачів, розподільних коробок; г) підвішування світильників на струмопровідному дроті, експлуатація без захисних ковпаків; д) складування горючих матеріалів на відстані 1 м від електроустаткування під електрощитами. На кожній дільниці повинен бути встановлений порядок відключення напруги на випадок пожежі. При цьому електроживлення систем пожежогасіння, протипожежного водопостачання та аварійного освітлення повинні бути не відключеними. Усе електрообладнання підлягає зануленню або заземленню, на ділянці мати акти випробувань. Провисання електропроводів, зіткнення їх між собою або елементами будівлі і різними предметами повинні негайно усунені, електророзетки, вимикачі повинні встановлюватися з підкладкою під них негорючого підстави. Будинки, споруди та зовнішні установки повинні захищатися від попадання блискавки і щорічно перевірятися зі складанням акту. 4.6 Забруднення атмосфери Серед різних галузей народного господарства енергетика займає перше місце в забрудненні атмосфери викидами пилу, оксидами сірки та азоту. У сучасних умовах до очищення викидів промисловості пред'являються підвищені вимоги, ефективність очисних установок повинна бути не нижче 99%. Під якістю атмосфери розуміють сукупність її властивостей, що визначають ступінь впливу фізичних, хімічних і біологічних факторів на людей, рослинний і тваринний світ, а також на матеріали, конструкції і навколишнє середовище в цілому. Якість атмосфери залежить від її забрудненості, причому самі забруднення можуть потрапляти в неї від природних і антропогенних джерел. З розвитком цивілізації у забрудненні атмосфери все більше і більше превалюють антропогенні джерела. Залежно від форми матерії забруднення поділяють на речові, енергетичні та матеріально-енергетичні. До перших відносять механічні, хімічні і біологічні забруднення, які зазвичай об'єднують загальним поняттям - домішки, до других, - теплові, акустичні, електромагнітні та іонізуючі випромінювання, а також випромінювання оптичного діапазону; до третіх - радіонукліди. У глобальному масштабі найбільшу небезпеку представляє забруднення атмосфери домішками, так як атмосферне повітря виступає свого роду посередником забруднення всіх інших об'єктів природи, сприяючи поширенню великих мас забруднення на значні відстані. Промисловими викидами (домішками), які переносяться по повітрю, забруднюється Світовий океан, закісляется грунт і вода, змінюється клімат і руйнується озоновий шар. Під забрудненням атмосфери розуміють привнесення в неї домішок, які не містяться в природному повітрі або змінюють співвідношення між інгредієнтами природного складу повітря. Чисельність населення Землі і темпи його зростання є Предопределяющими чинниками підвищення інтенсивності забруднення всіх геосфер Землі, в тому числі і атмосфери, так як з їх збільшенням зростають обсяги і темпи того, що видобувається, виробляється, споживається і відправляється у відходи. Найбільше забруднення спостерігається в містах, де звичайні забруднювачі - це пил, сірчистий газ, оксид вуглецю, діоксид азоту, сірководень та ін У деяких містах у зв'язку з особливостями промислового виробництва в повітрі містяться специфічні шкідливі речовини, такі, як сірчана і соляна кислота, стирол, бензапірен, сажа, марганець, хром, свинець, метилметакрилат. 4.7 Очищення викидів від пилу в енергетиці Для очищення газів від пилу в енергетиці широке поширення в нашій країні отримали різні очисні установки: батарейні циклони, труби Батарейні циклони за своєю конструкцією аналогічні установкам, використовуваним для очищення газів в агломераційному виробництві. Скрубери МП ОТІ і ЦС ОТІ на більшості електростанцій при реконструкції замінені на труби Вентурі з відцентровими краплевловлювача. З установок мокрого очищення останні є найбільш ефективними і надійними. Умови експлуатації мокрих газоочисних установок в енергетиці аналогічні умовам їх застосування в агломераційному виробництві. Тому тут зупинимося більш детально на електричній очищення газів. Електрофільтри з високою ефективністю до 90% очищають гази ТЕЦ, опалювальні сірчистим вугіллям. При малосірчисте і високозональном вугіллі електрофільтри не забезпечують необхідного ступеня очищення. Основна причина цього полягає у високому УЕР шару обложеної пилу - більше 10 9 Ом м. Високе значення УЕР пилу значно знижує ефективність пиловловлення в електрорфільтре в результаті замикання корони, коли на поверхні обложеного шару пилу накопичується такий заряд, при якому припиняється коронний розряд, різниця потенціалів між коронирующим і осаджувальних електродами стає близькою до нуля і осадженні частинок пилу припиняється; виникнення зворотного корони, коли на поверхні шару пилу заряд досягає такої величини, що відбувається розряд, у результаті чого частина пилу нейтралізується, частина - набуває заряду протилежного знаку, при цьому частинки пилу надходять в газовий потік. Підвищення ефективності пиловловлювання у фільтрах ТЕЦ, що спалюють малосірчисте паливо, може бути досягнуто в результаті зниження питомого опору шару пилу. Усі заходи, спрямовані на досягнення високого значення ефективності роботи електрофільтрів, можна розділу на три групи: зниження електричного опору пилу підвищенням температури газів, що очищаються - призводить до збільшення електронної емісії і підвищенню провідності пилу; зниження електричного опору пилу шляхом ведення в газовий потік кондиціонуючих добавок (пар, аміак, оксиди азоту тощо) або зниженням температури газів до точки роси, при цьому в результаті капілярної конденсації збільшується провідність шару пилу; застосування імпульсних і знакозмінних джерел високовольтного електричного живлення електрофільтрів. Перед електрофільтрами температура газів становить зазвичай 140-160 0 С, вологість їх низька, питомий електричний опір пилу становить більше 10 9 Ом · м. При збільшенні температури газів до 340-430 0 С УЕР знижується до оптимального рівня - 10 6 -10 7 Ом · м. Незважаючи на те, що обсяг газів майже подвоюється, отже, майже в два рази збільшується їх швидкість в електрофільтрах, а час перебування в апараті скорочується, ефективність пиловловлення значно зростає і відповідає вимогам санітарних норм. У зарубіжній практиці в 70-і так звані «гарячі» електрофільтри отримали широке поширення. Тривалий досвід експлуатації показав їх малу перспективність, основними причинами якої виявилися: необхідність застосування високоякісних конструкційних сталей, що значно здорожує вартість устаткування електрофільтра; великі втрати тепла, що призводить до подорожчання електроенергії і підвищеної витрати палива. Перспективним напрямком в кондиціонуванні газів є збільшення вологості газів перед електрофільтрами на 8-16 г / м 3 за рахунок передачі пароводяної суміші в газоходи або установки спеціального скрубера повного випаровування, а також сухе охолодження газів до температури 90-130 0 С. На Кемеровській ГРЕС за котлом паропродуктивністю 420 т / год встановлений електрофільтр типу ПГДС, ефективність пиловловлення в якому без кондиціонування газів становить 97%. При подачі пароводяної суміші перед електрофільтром ефективність збільшувалася до 99,0-99,5% за рахунок зниження УЕР пилу в 6 разів і підвищення пробивний міцності міжелектродного проміжку на 10%. На Березовської ДРЕС 1 за котлом П 67 перед четирехпольние електрофільтром передбачено сухе охолодження газів з 160 до 140 0 С пропусканням 20% їх через воздухоподогреватель з подальшою утилізацією тепла в теплообмінниках для підігріву води. Ефективність пиловловлювання досягла 99%. Цей спосіб має переваги, оскільки дозволяє утилізувати тепло, хоча, з іншого боку призводить до ускладнення системи відводу й очищення, так як необхідна установка двох додаткових теплообмінних агрегатів. На Владивостоцької ТЕЦ 1 за котлом БКЗ-210 охолодження газів з 158 до 135 0 С при одночасному зниженні їх швидкості з 1,4 до 1,1 м / с дозволило підвищити ефективність пиловловлення в трипільною електрофільтрі з 95,4 до 99,5%. Їх числа хімічних реагентів найбільшого поширення набуло кондиціювання газів газоподібними оксидами сірки, при подачі яких ефективність електрофільтру підвищується з 85 до 99%. При цьому оксиди сірки в результаті подальших хімічних реакцій повністю поглинаються лужними складовими пилу, не викликаючи корозії устаткування і вторинного забруднення атмосфери. У зарубіжній практиці цей метод знайшов широке поширення, вивчалося питання кондиціонування газів твердими натрієвими сполуками - кухонною сіллю, содою, сірчанокислим натрієм. При цьому опір шару пилу знижувалося на два порядки, ефективність пиловловлення зростала до 99%. Одним з перспективних, які не потребують значних витрат способів підвищення ефективності пиловловлювання в електрофільтрах є спосіб харчування електрофільтру імпульсною напругою. Сутність імпульсного живлення електрофільтра полягає в тому, що є два джерела живлення, один з них працює на постійному зниженій напрузі, наприклад 20-30 кВ, а другий через певні проміжки часу (3-40 мс) протягом 0,2-0,5 мс подає напругу 50-60 кВ. Досвід експлуатації показав досить високу ефективність застосування імпульсного харчування, к. п. д. роботи електрофільтру підвищився з 88,5 до 94% для очищення пилу опором 10 9 -10 11 Ом · м і з 96,1 до 97,4% - 10 8 -10 9 Ом · м. В даний час для нових найбільших електростанцій ведуться розробки сучасних технічних рішень щодо досягнення при мінімальних витратах вимог санітарних норм для очищення газів від летючої золи. При цьому рішенням підлягають дві проблеми: розробка компактної конструкції електрофільтра, яка б розмістилася в блоці ТЕС; забезпечення залишкового вмісту в викидаються газах при спалюванні високозольного вугілля, коли початкова запиленість газів перевищує 60 г / м 3, в межах 0,1-0,2 г / м 3. Оскільки при роботі електрофільтрів з підвищеною довжиною осаджувальних електродів (більше 12 м) було відзначено зниження ефективності пиловловлювання в порівнянні з електрофільтрами з довжиною електродів 7 і 9 м, то на нових електростанціях будуть встановлені двоярусні електрофільтри зі звичайною довжиною електродів. Очікувана ефективність пиловловлення становить 99,5%. 4.8 Розрахунок валових викидів забруднюючих речовин Елементарний склад робочої маси палива наведено в табл. 4.1 Таблиця 4.1 - Таблиця елементарного складу палива
Маса кожного індивідуального газу в сухому стані газоподібного палива, кг / нм 3 Метан m СН4 = 0,716 × 0,01 (СН4) v = 0,716 × 0,01 × 94,28 = 0,68 Етан m С2Н6 = 1,342 × 0,01 (С2Н6) v = 1,342 × 0,01 × 2,692 = 0,03613 Пропан m С3Н8 = 1,967 × 0,01 (С3Н8) v = 1,967 × 0,01 × 0,515 = 0,01013 Бутан m С4Н10 = 2,593 × 0,01 (С4Н10) v = 2,593 × 0,01 × 0,141 = 0,00366 Пентан m С5Н12 = 3,219 × 0,01 (С5Н12) v = 3,219 × 0,01 × 0,035 = 0,00113 Гексан m С6Н14 = 3,846 × 0,01 (С6Н14) v = 3,846 × 0,01 × 0,069 = 0,00265 Азот m N 2 = 1,25 × 0,01 (N 2) v = 1,25 × 0,01 × 1,918 = 0,02398 Сірководень m Н2 S = 1,521 × 0,01 (Н2 S) v = 1,512 × 0,01 × 0,000 = 0 Окис вуглецю m СО = 1,25 × 0,01 (СО) v = 1,25 × 0,01 × 0,000 = 0 Двоокис вуглецю m СО2 = 1,964 × 0,01 (СО2) v = 1,964 × 0,01 × 0,35 = 0,00683 Кисень m О2 = 1,43 × 0,01 (О2) v = 1,43 × 0,01 × 0,007 = 0,0001001 Щільність сухого газоподібного палива ρ н при нормальних умовах, кг / нм 3
Масовий вміст вуглецю в паливі на горючу масу,%
Масовий вміст водню в паливі на горючу масу,%
Масовий вміст азоту в паливі на горючу масу,%
Масовий вміст сірки в паливі на горючу масу,%
Масовий вміст кисню в паливі на горючу масу,%
Масова нижча теплота згоряння, МДж / кг
Q p н - нижча теплота згоряння, ккал / м 3 Масове річне споживання газу, т / рік
Масовий вміст вуглецю згорілого палива на робочу масу,%
ε - ступінь окислення вуглецю в паливі Обсяг сухих димових газів V про ДГ, нм 3 / кг
Обсяг кисню, необхідного для горіння V O 2, нм 3 / кг
Обсяг сухих димових газів V ДГ, приведений до стандартного вмісту кисню, нм 3 / кг
Про 2ст - стандартний обсяг вмісту кисню в паливі в сухих димових газах,% Перерахунок значення вимірюваної концентрації в показник емісії, г / ГДж
З j - виміряна масова концентрація СО, N Про х в сухих димових газах, приведена до нормальних умов і стандартному вмісту кисню, мг / нм 3
15. Розрахунок валових викидів шкідливих речовин, т / рік
. Виробництво теплоти з хімічного палива завдає шкоди навколишньому середовищу. При спалюванні палива утворюються оксиди азоту, окису і двоокису вуглецю і сірки. Тому не можна говорити про екологічно чистому спалюванні палива. Але котельня, в порівнянні з іншими промисловими підприємствами, отримує тепло екологічно чистим способом. Це пояснюється тим, що: за рахунок високої ефективності знижується кількість спалюваного хімічного палива, а виходить, зменшується кількість шкідливих викидів у навколишнє середовище; котельня обладнана високоякісними очисними спорудами. 5. Розрахунок техніко-економічних показників проекту 5.1 Попередні зауваження до розрахунків Заміна тягодуттьових пристроїв передбачає підвищення ефективності котла ТВГ-8М і зниження витрат електроенергії, споживаної електродвигуном. Економічний ефект від передбачуваної заміни очікується отримати в основному за рахунок заміни існуючих електродвигунів на менш потужні і зниження, з цієї причини, питомої собівартості виробленого тепла. Викладені нижче розрахунки виконані з припущення, що кількість годин використання встановлених тягодуттьові обладнання при номінальному навантаженні Q = 8,3 МВт буде дорівнює кількості годин опалювального періоду (173 дні), год / рік
Вартість електроенергії для промислових підприємств, грн / кВт · год
Прийнято, що демонтоване устаткування буде реалізовано за ціною 4438,46 грн., Тому що його термін служби 15 років, з яких відпрацьовано 7 років, і вартість аналогічно нового обладнання 9510,8 грн. 5.2 Розрахунок заробітної плати бригади з монтажу тягодуттьові обладнання Бригада, яка буде проводити демонтажні роботи існуючого обладнання та встановлення обладнання пропонованого дипломним проектом, складається з двох електромонтерів. Графік роботи - перериваний із шестиденним робочим тижнем і почасовою системою оплати праці. Робочий день складає 8 годин. Заробітна плата за тарифом ЗПТ, грн / рік
де ТСР - тарифна ставка, грн / год; Вн - кількість виходів, днів; П - тривалість зміни, год; Ш - штат робітників, чол. Розрахунок заробітної плати електромонтера, грн / міс
Розрахунок заробітної плати бригади з монтажу, грн / міс
Оскільки на монтаж і установку бригаді потрібно одна робоча зміна, то вартість пророблених їй робіт, грн
5.3 Розрахунок витрат на електроенергію При роботі котла ТВГ-8М використовується димосос ДН-10 (Q = 131 · 10 3 м 3 / год, Н = 98 кгс / м 2), електродвигун потужністю 50 кВт. Витрати на електроенергію існуючого обладнання, грн / рік
Витрати на електроенергію обладнання пропонованого аеродинамічним розрахунком, грн / рік
Різниця двох цих величин становитиме річну економію грошових коштів на електроенергію, грн / рік
Вартість обладнання пропонованого дипломом, грн
Величина економічного ефекту, грн / рік
Капітальні витрати на установку нового обладнання, грн
Термін окупності обладнання, рік
Висновок У дипломному проекті був виконаний розрахунок палива, аеродинамічний та тепловий розрахунок котла ТВГ-8М, підбір тягодуттьові обладнання, були визначені вимоги з охорони праці, розрахунок валових викидів шкідливих речовин в навколишнє середовище, економічний розрахунок, а також розглянута схема автоматизації автомобільного кондиціонера. У розрахунку палива були визначені теоретичні об'єми повітря, азоту, трьохатомних газів, ентальпії димових газів і повітря, витрата палива і Нижча теплота згоряння Q р н = 37300 кДж / м 3. У розрахунку теплообміну у поверхнях нагріву були визначені: площі поверхонь, теплообмін в топці, котельному пучку, економайзері. Невязка склала 0,56%. У аеродинамічному розрахунку були визначені: опору всіх ділянок тракту продуктів згоряння, самотягі труби підібрано тягодуттьові обладнання - димосос типу ДН-10, привід димососа здійснюється електричним двигуном змінного типу А 101-8М, номінальна напруга його складає 220/380 В, потужність - 30 кВт , швидкість обертання - 750 об / хв. Екологічний розрахунок показав, що викид СО становить 0,089 т / г, NO х - 0,414 т / г, СО 2 - 448,17, N 2 О - 0,00081. Ці показники в порівнянні з іншими галузями промисловості значно нижче. Це пояснюється тим, що: за рахунок високої ефективності знижується кількість спалюваного хімічного палива, а виходить, зменшується кількість шкідливих викидів у навколишнє середовище; котельня обладнана високоякісними очисними спорудами. Економічний розрахунок показав, що заміна тягодуттьові обладнання дозволить заощадити 26659,5 грн / рік з терміном окупності 0,42 року. Таким чином підвищення роботи котла ТВГ-8М дозволяє знизити собівартість теплоти за рахунок зниження витрат на електроенергію. Список літератури 1. Тепловий розрахунок котельних агрегатів (Нормативний метод), 2-е вид., Перераб. Під ред. Н.В. Кузнєцова, В.В. Мітора. - М: Енергія, 1973. - 295 с. 2. Липів Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Модель З.Г. Компоновка і тепловий розрахунок парогенераторів - М: Енергія, 1975. - 173 с. 3. Александров В.Г. Парові котли малої і середньої потужності. 2-е вид., Перераб. і доп. - М: Енергія, 1972. - 195 с. 4. Теплотехнічний довідник. 2-е вид., Перераб., Т. 1. (Під ред. В. М. Юренева і П. Д. Лебедєва). - М: Енергія, 1975. - 743 с. 5. Теплотехнічний довідник. 2-е вид., Перераб., Т. 2. (Під ред. В. М. Юренева і П. Д. Лебедєва). - М: Енергія, 1975. - 743 с. 6. Смирнов А.Д. Довідкова книжка енергетика. 2-е вид., Перераб. і доп. - М: Енергія, 1972. - 424 с. 7. Щокін Р.В., Кореневський С.М., Беєм Г.Є. Довідник з теплопостачання та вентиляції - К: Буд i вельнік, 1976. - 352 с. 8. Мочан С.І. Аеродинамічний розрахунок котельних установок. Нормативний метод. Вид. 3-є. - Л: Енергія, 1977.-256 с. 9. СНиП 11-34-76. Гаряче водопостачання. 10. Налагодження засобів автоматизації та автоматичних систем регулювання: Довідковий посібник / А.С. Клюєв, О.Т. Лебедєв, С.А. Клюєв, А.Г. Товарний; Під ред. А.С. Клюєва. - 2-е вид., Перераб. і доп. - М.: Вища школа, 1989. - 386 с.: Іл. 11. Сотников А.Г. Автоматизація промислових підприємств. - «Машинобудування», 1984. -235 С. 12. Тепловий розрахунок промислових парогенераторів. Під ред. В.І. Частухін. - К: Вища школа, 1980.-184 с. 13. ДСН 3.3.6.042-99. Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень. 14. Денисенко Г.Ф. Охорона праці - М: Стройиздат, 1985. - 356 с. 15. ДБН В.2.5-13-98. Інженерне обладнання будинків і споруд. Пожежна автоматика будинків і споруд. 16. ДБН В.1.1-7-2002. Захист від Пожежі. Пожежна безпека об'єктів будівніцтва. 17. ГОСТ 12.4.021-75. Системи вентиляції. Загальні вимоги. ТУ. 18. Нормативні показники питомих викидів шкідливих речовин в атмосферу. Харківський державний проектний інститут Міністерства зв'язку СССР.-1991. 19. СНиП П-4-79. Природне і штучне освітлення. - М: Стройиздат, 1979. 20. СНіП 2.09.04.-87. Адміністративні та побутові будівлі - М: Стройиздат, 1987. - 40 с. 21. ДСН 3.3.6.039-99. Державні санітарні норми віробнічої загальної та локальної вібрації. Будь ласка, не зберігайте тестовий текст. |