 |
кДж кг |
 h пв = t пв 4, 19 | h нп = 2789 кДж / кг при P = 1,4 МПа h пв = 100 4,19 = = 419 кДж / кг (2789 -419) + (3 / 100) ∙ ∙ (829 - 419) |
|
2382.3 | 30. Дійсний часовий витрата палива |
 |
кг / год | D Q ка _ Q p p ∙ h ка
| 6500 2382.3 37310 0,90 3 |
|
459.62
| 31. Розрахунковий часо-вої витрата палива |  | кг / год |  |
459.62 (1 - 0 / 100) |
|
459.62 | 32. Коефіцієнт збереження тепла |  | - | (100 - q 5) / 100 | (100 - 1,5) / 100 |
| 0,985 | 33. Розрахункове теплове напруження топкового простору |
q v |
кДж м 3 ∙ ч |
B Q p p _ V T |
459, 62 37310 11, 21 |
|
1529743.3 | 34. Корисне тепло-виділення в топці |  | кДж кг | Q P P ∙ (100 - q 3 - q 4 - q шл) + 100 + A ² т ∙ h хв | 37310 (100-1,0) / 100 + +1,1 392, 44 |
|
37368.6 | 35. Тепло, передане випромінюванням в топці |  | кДж кг |  | 0,985 (37368, 6 - 23 500) |
|
13660,6 |
2.6 Тепловий розрахунок конвективного пучка 1. По конструктивних даними вибираємо: Н - площа поверхні нагріву; H = 63,3 м 2; F - площа живого перетину (м 2) для проходу продуктів згоряння; F = 0,348 м 2. d-зовнішній діаметр труб; d = 51мм S 1, S 2 - поперечний і поздовжній крок труб, S 1 = S 2 = 110 мм, [2], стор.33 Підраховуємо відносний поперечний крок G 1 = S 1 / d і відносний поздовжній крок G 2 = S 2 / d G 1 = 110 / 51 = 2,15; G 2 = 110 / 51 = 2,15 2. Попередньо приймаємо два значення температури продуктів згоряння після розрахованого газоходу. Надалі весь розрахунок ведеться для двох попередньо прийнятих температур.  ² min = 300 ° C; ² max = 500 ° С. 3. Визначаємо теплоту, віддану продуктами згоряння (кДж / кг): Q s = ∙ (h ¢ - h ² +  ∙ h 0 пр c) де: - Коефіцієнт збереження теплоти (табл.5); h ¢-ентальпія продуктів згорання перед поверхнею нагріву, визначається за мал.1 (додаток) при температурі і коефіцієнті надлишку повітря після поверхні нагрівання, що передує розраховується поверхні; h ² - ентальпія продуктів згоряння після розраховується поверхні нагрівання, визначається за мал.1 (додаток) при двох попередньо прийнятих температурах після конвективної поверхні нагрівання; - присос повітря в конвективну поверхню нагріву, визначається як різниця коефіцієнтів надлишку повітря на вході і виході з неї (табл. 3); h 0 пр c - ентальпія присмокталися у конвективну поверхню нагріву повітря, при температурі повітря t в = 30 ° С визначається за формулою: h 0 прс = V 0 У C У t в h 0 пр c = 9,91 ∙ 1,32 30 = 392,436 кДж / кг h ¢ =  = 23500 кДж / кг; За h - t діаграмі: h ² min = 5297,1 кДж / кг; h ² max = 9053,51 кДж / кг; Коефіцієнт збереження тепла: = 0,985 Q б min = 0,985 (23500 - 5297,1 + 0,05 392,436) = 17949,2 кДж / кг; Q б max = 0,985 (23500 - 9053,51 + 0,05 392,436) = 14249,1 кДж / кг; 4. Обчислюємо, розрахункову температуру потоку продуктів згоряння в конвективному газоході (° С) Q = (Q ¢ + ²) / 2 min = (1000 + 300) / 2 = 650 ° С; max = (1000 + 500) / 2 = 750 ° С; де Q ¢ та ² - температура продуктів згоряння на вході в поверхню і на виході з неї. 5. Підраховуємо середню швидкість продуктів згоряння в поверхні нагріву (м / с) W р = B р ∙ V р ∙ ( +273) / (F 273 3600) де Вр - розрахункова витрата палива, кг / с (табл.5); F - площа живого перетину для проходу продуктів згоряння (див. п. 1), м 2; V Г - обсяг продуктів згоряння на 1 кг твердого та рідкого палива ( з розрахункової табл. 3 при відповідному коефіцієнті надлишку повітря); - Середня розрахункова температура продуктів згоряння, ° С (див. п. 4). W р min = 459,62 11,11 (650 + 273) / (0,348 273 3600) = 13,78 м / с; W р max = 459,62 11,11 (750 + 273) / (0,348 273 3600) = 15,27 м / с. 6. Визначаємо коефіцієнт тепловіддачі конвекцією від продуктів згоряння до поверхні нагрівання: при поперечному змиванні коридорних і шахових пучків і ширм   ф де:  - Коефіцієнт тепловіддачі визначається за номограмі: при поперечному омивання коридорних пучків - за рис. 6.1 [2];  - Поправка на число рядів труб по ходу продуктів згоряння, визначається при поперечному омивання коридорних пучків - за рис. 6.1 [2];  - Поправка на компонування пучка, визначається: при поперечному змиванні коридорних пучків - за рис. 6.1 [2]; Сф - коефіцієнт, що враховує вплив зміни фізичних параметрів потоку, визначається: при поперечному омивання коридорних пучків труб - за рис. 6.1 [2]. = 1; = 1; З Ф min = 1,08; З Ф max = 1,04; mi n = 84Вт / К ∙ м 2; max = 89 Вт / К ∙ м 2. a k min = 1 1,08 84 1 = 90,72 Вт / До ∙ м 2 a k max = 1 1,04 89 1 = 92,56 Вт / До ∙ м 2 7. Обчислюємо ступінь чорноти газового потоку по номограмі рис. 5.6. [2]. При цьому необхідно обчислити сумарну оптичну товщину kp s = (k г r n + K зл ∙ μ) p s де: k г - коефіцієнт ослаблення променів триатомним газами; k зл - коефіцієнт ослаблення променів золовим частинками, [2], стор.75 μ - концентрація золових частинок. Товщина випромінюючого шару для гладкотрубним пучків (м) S = 0,9 d (4 /  ∙ (S 1 S 2 / d 2) -1) S = 0,9 51 10 -3 (4 / 3,14 (110 2 / 51 2) -1) = 0,213 м P n = r n p P n = 0,216 0,1 = 0,0216 МПа, де: p - тиск продуктів згоряння в газоході приймається 0,1 МПа [2], стор.62. k р =  k р min =  (М ∙ МПа) -1 k р max =  (М ∙ МПа) -1 kps min = 36,48 0,0216 0,213 = 0,167 kps 2 = 33,05 ∙ 0,0216 0,213 = 0,152 За ріс.5.6 [2] визначаємо ступінь чорноти газового потоку a min = 0,16; a max = 0,14. 8. Визначаємо коефіцієнт тепловіддачі  , Що враховує передачу теплоти випромінюванням у конвективних поверхнях нагріву, Вт / (м 2 ∙ К): для незапиленому потоку (при спалюванні рідкого і газоподібного палива) = ∙ a c р, де: - Коефіцієнт тепловіддачі, визначається за номограмі на рис. 6.4, [2], а - ступінь чорноти; c г - коефіцієнт, визначається за рис. 6.4, [2]. Для визначення і коефіцієнта c г обчислюється температура забрудненої стінки (° С) t з = t +  t, де: t - середня температура навколишнього середовища, для парових котлів приймається рівною температурі насичення при тиску в котлі, а для водогрійних - напівсумі температур води на вході в поверхню нагріву і на виході з неї, ° С; t - при спалюванні газу приймається рівною 25 ° С, [2] стор.78. t = 195,04 ° C t 3 = 195,04 + 25 = 220,4 ° C c г min = 0,93 c р max = 0,97. min = 38 Вт / (м 2 ∙ K); max = 58 Вт / (м 2 ∙ K); min = 38 0,93 0,16 = 5,65 Вт / (м 2 ∙ K); max = 58 0,97 0,14 = 7,87 Вт / (м 2 ∙ K). 9. Підраховуємо сумарний коефіцієнт тепловіддачі від продуктів згоряння до поверхні нагрівання, Вт / (м 2 ∙ K):   ∙ (  + ), де: - Коефіцієнт використання, що враховує зменшення теплосприй поверхні нагрівання внаслідок нерівномірного омивання її продуктами згоряння, часткового протікання продуктів згоряння повз неї і утворення застійних зон; для поперечно омиваних пучків приймається = 1. [2], стор.79. a 1 min = 1 (90,72 +5,65) = 96,37 Вт / (м 2 ∙ K); a 1 max = 1 (92,56 + 7,87) = 100,43 Вт / (м 2 ∙ K). 10. Обчислюємо коефіцієнт теплопередачі Вт / (м 2 ∙ K), К =  ∙  де: -Коефіцієнт теплової ефективності, який визначається з табл. 6.1 та 6.2 в залежності від виду палива, що спалюється, палива [2]: = 0,85 K min = 0,85 96,37 = 81,915 Вт / (м 2 ∙ K); K max = 0,85 100,43 = 85,366 Вт / (м 2 ∙ K). 11. Визначаємо кількість теплоти, сприйняте поверхнею нагріву, на 1кг спалюваного твердого та рідкого палива (кДж / кг), Q т = [(K H T) / (B р 1000)] ∙ 3600 Для випарної конвективної поверхні нагрівання ° С:  t k - Температура насичення при тиску в паровому котлі, визначається з таблиць для насичених водяних парів, ° С t k = 195,04 ° С, [1] стор.47: T min = (1000 - 300) / [ln (1000 - 195,04) / (300 - 195,04)] = 344 ° С T max = (1000 - 500) / [ln (1000 - 195,04) / (500 - 195,04)] = 515 ° С Q т min = (81,915 63,3 344 ∙ 3,6) / 459,62 = 13971,05 кДж / кг; Q т max = (85,366 63,3 515 3,6) / 459,62 = 21792,14 кДж / кг. 12. За прийнятими двом значенням температури 1 "і 2 "і отриманим двом значенням Q т і Q б виробляється графічна інтерполяція для визначення температури продуктів згоряння після поверхні нагрівання. Для цього будується залежність Q = f ( "), Показана на рис.2 [додаток]. Точка перетину прямих вкаже температуру продуктів згоряння ² КП1, яку слід було б прийняти при розрахунку. 13. Визначивши температуру КП1 = 370 ° С, знаходимо за рис.1 [додаток] h ² кп = 7000 кДж / кг. 14. Кількість тепла передане в першому конвективному пучку Q кп = ∙ (h ¢ кп - h ² кп + h 0 прс ) Q кп = 0,985 (23500 - 7000 + 0,05 392,44) = 16271,89 кДж / кг. 3. РОЗРАХУНОК хвостових поверхонь НАГРІВУ 3.1 Конструктивний розрахунок водяного економайзера У промислових парових котлах, що працюють при тиску пари до 2,5 МПа, найчастіше застосовуються чавунні водяні економайзери, а при більшому тиску - сталеві. При цьому в котельних агрегатах горизонтальній орієнтації продуктивністю до 25 т / год, що мають розвинені конвективні поверхні, часто обмежуються установкою тільки водяного економайзера. У котельних агрегатах паропродуктивністю більше 25 т / год вертикальної орієнтації з пиловугільними топками після водяного економайзера завжди встановлюється воздухоподогреватель. При спалюванні Високовологе палив в пиловугільних топках застосовується двоступінчаста установка водяного економайзера та повітропідігрівника. При установці тільки водяного економайзера рекомендується така послідовність його розрахунку: 1. По рівнянню теплового балансу визначаємо кількість теплоти (кДж / кг), яке повинні віддати продукти згоряння при прийнятій температурі газів, що йдуть: Q ек = ∙ (h ¢ ек - h ² ек + ек ∙ h 0 пр c) де - Коефіцієнт збереження теплоти (табл.5) при температурі і коефіцієнті надлишку повітря після поверхні нагрівання, що передує розраховується поверхні; h ¢ ек - ентальпія продуктів згоряння на вході в економайзер, визначається з рис.1 [додаток] по температурі продуктів згоряння, відомої з розрахунку попередньої поверхні нагріву, кДж / кг; h ² ек - ентальпія газів, що йдуть, визначається з табл.5 за прийнятою на початку розрахунку температурі газів, що йдуть, кДж / кг; ек - присос повітря в економайзер, приймається за табл.3; h 0 пр c - ентальпія теоретичного кількості повітря, при температурі повітря T в = 30 (° С) визначається за формулою: h 0 пр c = V 0 У C У T в h 0 пр c = 9,91 ∙ 1,32 30 = 392,436 кДж / кг h ¢ ек = h ² кп = 7000 кДж / кг h ² ек = h ух = 3165 кДж / кг = 0,985 Q ек = 0,985 (7000-3165 +0,05 ∙ 392,436) = 3796,8 кДж / к 2. Прирівнюючи теплоту, віддану продуктами згоряння, теплоту, сприйнятої водою у водяному економайзері, визначаємо ентальпію води після водяного економайзера (кДж / кг): h в = B р ∙ Q ек / (D 1000) + h п. в h в = 459,6 2 ∙ 3796,8 / (6,5 ∙ 1000) + 4,19 30 = 394,17 кДж / кг де: h п. в - ентальпія живильної води на вході в економайзер, кДж / кг; D - паропродуктивність котла, кг / ч. 3. За ентальпії води після економайзера і тиску її з таблиць для води і водяної пари визначаємо температуру води після економайзера t в. t в = h в / C в = 394,17 / 4,1989 = 93,9 ° С Т.к отримана температура води виявилася більш ніж на 20 ° С нижче температури при тиску в барабані котла, то для котлів тиском до 2,4 МПа до установки беруть чавунний водяний економайзер. При недотриманні вказаних умов до установки слід прийняти сталевий змієвикових водяний економайзер. 4. Вибираємо конструктивні характеристики прийнятого до установки економайзера. Для чавунного і сталевого економайзера вибирається кількість труб в ряду з таким розрахунком, щоб швидкість продуктів згоряння була в межах від 6 до 9 м / с при номінальній паропродуктивності котла. Конструктивні характеристики труб чавунних економайзерів ОТІ наведено в табл. 6.3. [2] Кількість труб в ряду для чавунних економайзерів повинно бути не менше 3 і не більше 10. F тр = 0,120 м 2; H тр = 2,95 м 2. 5. Визначаємо площу економайзера і середньоарифметичну температуру продуктів згоряння за формулами: F ек = B р ∙ V г ( +273) / (W р 273 3600), де: W р-попередньо прийнята швидкість продуктів згоряння, W г = 6 м / с; V г-об'єм димових газів за економайзером (табл. 3). = ( ¢ + ²) / 2, де: Q ¢ = Q ² КП2-до економайзера; Q ² = Q ух = 200 ° С-на виході з економайзера. = (370 +200) / 2 = 285 ° С. F ек = 459,62 11,11 (285 + 273) / (6 3600 273) = 0,48 м 2 5. Площа живого перетину для проходу продуктів згоряння: F ек = Z 1 F тр Звідси Z 1 = F ек / F тр, Z 1 = 0,48 / 0,120 = 4. Дійсна площа живого перетину для проходу продуктів згоряння F ф ек = Z 1 F тр F ф ек = 4 0,12 = 0,48 м 2. 6. Визначаємо дійсну швидкість продуктів згоряння в економайзері (м / с) W ут г = B р ∙ V р ∙ ( +273) / (F ф ек ∙ 273 ∙ 3600), W ут г = 459,62 ∙ 11,11 (285 +273) / (0,48 273 ∙ 3 600) = 6,04 м / с. 7. Визначаємо коефіцієнт теплопередачі. Для чавунних економайзерів: K = K H C V, визначається за допомогою номограми ріс.6.9 [2] K ек = 18 Вт / (м 2 ∙ К). 8. За відомим значенням температур води та димових газів визначаємо температурний напір:  T 1 = t ¢ ек - t У = 370 - 93,9 = 276,1 ° С. T 2 = t ² ек - t пв = 200 -30 = 170 ° С. T = (276,1 -170) / [ln (276,1 / 170)] = 218,78 ° С 9. Визначаємо площу поверхні нагріву водяного економайзера (м 2) H ек = 10 березня Q ек B р / (K ∙ T ∙ 3600), H ек = 10 3 3796,8 459,62 / (18 218,78 3600) = 123,09 м 2. 10. За отриманою поверхні нагрівання економайзера остаточно встановлюємо його конструктивні характеристики. Для чавунного економайзера визначаємо загальне число труб і число рядів за формулами: n = h ек / h тр m = n / Z 1 де: h тр - площа поверхні нагріву однієї труби, м 2 [2, табл.6.3]; Z 1 - прийнята кількість труб в ряду. n = 123,09 / 2,95 = 42 m = 42 / 4 = 11 3.2 Перевірка теплового балансу Перевірка теплового балансу котлоагрегату полягає у визначенні нев'язки балансу за рівнянням: D Q = Q р h ка - (Q л + Q кп + Q ек) де: Q л, Q кп, Q ек - кількості теплоти, сприйняті промені-сприймають поверхнями топки, конвективним пучком і економайзером; у формулу підставляють значення, визначені з рівняння балансу. При правильному розрахунку нев'язка не повинна перевищувати 0,5% Q = 37310 0,903 - (13660,6 + 16271,89 + 3796,8) = - 38,36 Q 100 / Q р н h ка = -38,36 100 / 37310 0,903 = 0,11% <0,5% Розрахунок можна вважати завершеним. ВИСНОВОК У результаті виконаного проекту в опалювально-виробничої котельні передбачається установка шести котлів ДЕ 6,5-14-ГМ працюють на газі. Паропродуктивність і теплова потужність котельні повністю забезпечують потреби виробництва і власних потреб. При виконанні даного курсового проекту були розраховані теплові навантаження, визначені параметри котельні, проведені розрахунки процесів горіння, теплового балансу котельних агрегатів, розрахований витрата газу на котел, було вибрано допоміжне обладнання. Так само був проведені теплові розрахунки топок, газоходів котла, виконаний конструктивний розрахунок економайзера (розрахунок хвостових поверхонь котельного агрегату) і перевірка теплового балансу. Література 1. Теплові та атомні електростанції. М.: Вища школа. 1989 р. Під ред. В. А. Григор 'єва, В. М. Зоріна. 2. Р. І. Естеркіним. Котельні установки. Курсове та дипломне проектування. Л.: Вища школа, 1989 р. 3. Гусєв К. Л. Основи проектування котельних установок. М.: Стройиздат, 1973 р. 4. Сідельскій Л. М., Юренев В. Н. Котельні установки промислових підприємств. М.: Енергоіздат, 1986 р. 5. Зах Р. Г. Котельні установки. М.: Енергія, 1968 р. 6. К. Ф. Роддатіс, А. Н. Полтарецкій. Довідник по котельних установок малої продуктивності. М.: Вища школа, 1991 р. 7. Г. М. Делягін, В. І. Лебедєв та ін теплогенеруючі установки. М.: Стройиздат, 1986 р. 8. Теплотехнічний довідник. Том 2. М.: Вища школа, 1976 р. ОПИС КОТЕЛЬНО
Парова котельня обладнана двома котлами ДКВР 20/13 та котлом ДЕ-16-14-225ГМ з відповідним допоміжним обладнанням, водопідготовкою, деаераціонним-поживною, мережний, підживлювальної установками установкою збору і перекачування конденсату. При котельні є мазутне господарство ємністю 2х1000м 3. Котельня забезпечує теплом і парою власне виробництво пивзаводу. Котли ДКВР 20/13в 1998р. виробили свій ресурс і після капремонту один казан газифіковане, а другий консервується. РЕЦЕНЗІЯ на дипломний проект студента енергетичного факультету Гомельського державного технічного університету ім. П.О. Сухого Соловйова Віталія Миколайовича на тему: "Переклад на природний газ котла ДКВР 20/13 Речицького пивзаводу." У даному дипломному проекті зроблено розрахунок з перекладу котла ДКВР 20/13 з мазуту на природний газ і визначено: необхідна витрата газу для покриття заданого навантаження, параметри теплової схеми, необхідна поверхня теплообміну економайзера, тобто виконаний його конструктивний розрахунок. Крім того, виконаний перевірочний розрахунок котлоагрегату, розрахована схема водопідготовки, а також зроблено вибір основного і допоміжного обладнання. Для надійної та безпечної експлуатації котлоагрегату розроблені схеми автоматичного контролю і регулювання процесів. У проекті відображено питання техніки безпеки та охорони навколишнього середовища, а також на основі кошторисно-фінансової документації зроблено розрахунок основних техніко-економічних показників, зроблений порівняльний аналіз роботи котла на мазуті та газі, на основі якого визначено економічний ефект. Слід відзначити досить хороший рівень технічної підготовки дипломника і вміння використовувати свої знання при вирішенні поставлених практичних завдань, а також гарна якість графічних розробок і оформлення розрахунково-пояснювальної записки на ПЕОМ. Соловйов В.М. освоїв техніку інженерного конструювання та розрахунків, підготовлений для роботи за фахом на виробництві, у проектних і науково-дослідних організаціях. Оцінка проекту: дипломний проект заслуговує оцінки "добре". Начальник ПТО ГТС Єфименко Віктор Олександрович ВІДГУК на студента енергетичного факультету Гомельського державного технічного університету ім. П.О. Сухого Соловйова Віталія Миколайовича Під час роботи над дипломним проектом зарекомендував себе як старанний студент, проявив активність та ініціативу у збиранні матеріалу. Показав глибокі знання та навички по всіх розділах проекту. Проявив творчий підхід до виконання дипломного проекту. Завдяки отриманим знанням може вважатися готовим до серйозної інженерної роботи. Отримане завдання по дипломному проекту виконав якісно і в строк. Заслуговує оцінки «добре». Дипломник Соловйов В.М. заслуговує присвоєння кваліфікації інженер-теплоенергетик. Керівник проекту асистент кафедри Іванова О.М. "Промислова теплоенергетика та екологія" Екологія. Загальні положення Газ не містить твердих домішок, пов'язаного азоту і практично не містить сірки, за винятком поставок газу, що не пройшов стадій очищення на газопереробному підприємстві, або коли зріджується попутні гази, технологічні скидні гази нафтохімічного або металургійного виробництва. Звідси випливає, що боротьба з викидами оксидів азоту часто є єдиним засобом, що дозволяє забезпечити чистоту атмосфери в районі розташованого теплоенергетичного об'єкта, що працює на газі. Концентрація оксидів азоту в димових газах при спалюванні природного газу у великих казанах (продуктивністю по пару 210-420 т / год) становить зазвичай 0,4-0,8 г / м 3 (у перерахунку на діоксид NO 2), а в потужних енергетичних казанах може досягати 1,5 г / м 3. У димових газах невеликих опалювальних та промислових котлів міститься менше оксиду азоту (0,1-0,5 г / м 3), але димові труби, якими оснащують такі котельні, мають зазвичай настільки малу висоту, що приземна концентрація Nox часто перевищують санітарні норми. На відміну від молекулярного азоту N 2, який становить майже 79% атмосферного повітря, оксиди азоту містяться в атмосфері в значно менших кількостях, але, незважаючи на це, роль їх в житті людини дуже істотна. Оксиди азоту звичайно класифікуються в залежності від ступеня окислення азоту. При з'єднанні азоту з киснем у міру збільшення його валентності утворюються геліооксід N 2 О, оксид NO, азотистий ангідрид N 2 O 3, діоксид NO 2, тетраоксід діазота N 2 O 4 і азотний ангідрид N 2 O 5. У проблемі охорони атмосферного повітря найбільше практичне значення мають оксид і діоксид азоту, суму яких часто позначається як NO X. Інші оксиди азоту не вважаються важливим з біологічної точки зору або їх присутність в земній атмосфері нікчемно мало внаслідок нестійкості цих сполук. Оксид азоту NO - малоактивний в хімічному відношенні безбарвний газ, позбавлений запаху і погано розчинний у воді. При кімнатній температурі і атмосферному тиску розчинність NO становить лише 0.047 г / см 3, з підвищенням температури розчинність падає. Діоксид азоту NO 2, більш активний, він червоно-бурого кольору і відрізняється різким запахом. Головною проблемою, що виникає в результаті присутності в повітрі оксидів азоту, є їх токсичний вплив на здоров'я людей. Встановлено, що навіть короткочасне (до 1 год) вплив діоксиду азоту в концентрації 47-140 мг / м 3 може викликати запалення легень і бронхіт, а при концентрації 560-940 мг / м 3 велика ймовірність летального результату внаслідок набряку легенів. Підвищені концентрації оксидів азоту в повітрі впливають не тільки на людей, але і на рослинний світ; за даними американських дослідників, при концентраціях від 280 до 560 мкг / м 3 спостерігалися пошкодження томатів і бобових. Основним джерелом викиду оксидів азоту в атмосферу є спалювання викопного палива стаціонарними установками при виробництві теплоти та електроенергії. Велику роль, особливо в містах, грають також викиди автотранспорту та деяких промислових підприємств (заводів з виробництва азотної кислоти, вибухових речовин і т.д.). Найважливішою сферою боротьби із забрудненням атмосфери оксидами азоту є енергетика. Для оцінки перспектив забруднення атмосфери токсичними продуктами згоряння органічного палива важливо правильно оцінити очікуваний приріст споживання первинної енергії, а також зростання споживання тих енергоносіїв. Такими є нафта і нафтопродукти, які використовуються для спалювання, природний газ, а так само тверді палива. На виході з димової труби склад оксидів азоту майже не змінюється в порівнянні з топкової камерою, тобто складається з NO, і тільки в атмосфері може відбуватися процес його поступового доокісленія. Найбільший вихід оксидів азоту характерний для висококалорійних сортів палива (мазут, кам'яне вугілля, природний газ). З аналізу впливу основних факторів на утворення оксидів азоту виступають методи їх придушення в котельній камері. При впровадженні заходів, розрахованих на зниження утворення оксидів азоту, доводиться враховувати, що деякі з них можуть збільшити вміст інших, не менш небезпечних забруднювачів. Зокрема при деяких режимах спалювання газу утворюються канцерогенні продукти: бензаперен та інші поліциклічні ароматичні вуглеводні. Концентрація бензаперена в димових газах при повному навантаженні газових котлів становить 1-10 мкг/100м 3, причому нижнє значення відповідає великим енергетичним котлам, а верхнє-опалювальним котлам. Якщо врахувати, що середньодобова гранично-допустима концентрація бензаперена в повітрі дорівнює 0,001 мкг / м 3, то стає зрозумілим, що при нормальних умовах роботи котла токсичність димових газів визначається в основному вмістом в них оксидів азоту, і тільки при часткових навантаженнях, головним чином, на опалювальних блоках, або при порушенні нормальних режимів горіння сумарна відносна токсичність продуктів неповного згорання може виявитися порівнянною з токсичністю оксидів азоту. Найпростішим заходом, що знижує максимальний рівень температури в топці, є зменшення навантаження котла. Численні виміри, проведені на котлах різної потужності з пальниками різних конструкцій, показали, що залежність концентрації Nox від навантаження котла близька до статечної. Зниження навантаження котла супроводжується зниженням температур у топці за рахунок зменшення об'ємного тепловиділення і температури підігріву повітря. Зниження вихідних швидкостей в пальниках також надає певний вплив на освіту Nox. Зрозуміло, що зниження навантаження котла не можна розглядати в якості заходи щодо зниження викидів оксидів азоту (за винятком, можливо, випадків особливо не сприятливих метеорологічних умов, тривалість яких досить обмежена), однак впливу теплового напруги зони активного горіння на утворення оксидів азоту може бути використано конструкторами при створенні нових котлів на природному газі. Ще одним найпростішим засобом зниження температурного рівня, а отже, і концентрації оксидів азоту в димових газах є здійснення рециркуляції димових газів. При спалюванні газу, коли відсутні слабозавісящіе від температури паливні NOx, ефективність рециркуляції газів вельми велика. При рециркуляції димових газів через пальники зменшується також концентрація кисню, що призводить до додаткового зниження утворення NOx. Якщо ж подавати гази рециркуляції через шліци в під топки, як це іноді робиться для регулювання температури проміжного перегріву при зниженні навантаження, то їхній вплив на викиди оксидів азоту буде незначно. Подальше збільшення рециркуляції вже менш ефективно. Обмеженість застосування цього методу зниження викидів оксидів азоту пояснюється тим, що рециркуляція димових газів знижує економічні показники (зростають втрати з газами, що і витрата електроенергії на власні потреби). У тих випадках, коли рециркуляцію газів необхідно проводити на вже діючих котлах, з'являються додаткові труднощі, пов'язані з установкою димососа рециркуляції і коробів для подачі димових газів до пальників. Ще одним недоліком цього методу є небезпечне зростання концентрації бензапирену в міру збільшення рециркуляції димових газів. Зниження максимальної температури в котельній камері, а отже, і концентрації оксидів азоту, можна забезпечити збільшенням тепловідведення, наприклад за рахунок установки двусветной екрану або інших теплосприймаючої поверхонь нагріву в зоні інтенсивного горіння. Зниження температурного рівня за рахунок введення вологи в зону горіння є одним з можливих шляхів скорочення викидів оксидів азоту при спалюванні природного газу. При цьому ефективність методу залежить не тільки від кількості введеної в топку вологи, але і від способу введення, а також від коефіцієнта надлишку повітря в котельній камері. Як і у випадку спалювання вугілля чи мазуту, найпростішим методом зменшення концентрації оксидів азоту в продуктах згорання газу є зниження надлишку повітря, що подається через пальники. Сказане відноситься тільки до того діапазону надлишків повітря, який застосовується зазвичай в енергетичних котлах (1,1-1,2). У випадку більш високих a зниження температури в котельній камері надає більший вплив на утворення оксидів азоту і в результаті збільшення надлишку повітря понад a = 1,2 знижує концентрацію NOx в димових газах. Зниження надлишку повітря можливе лише до тих пір, поки це не призводить до інтенсивного зростання продуктів неповного згоряння, коли не тільки зменшується економічність топкового процесу, а й створюється небезпека забруднення атмосфери іншими речовинами, не менш шкідливими, ніж оксиди азоту. При багатоярусному розміщенні пальників ефективним засобом зниження викидів оксиду азоту може виявитися нестехіометріческіе спалювання. Іншим методом нестехіометричного спалювання є поетапне спалювання. При цьому на котлах для подачі повітря, необхідного для повного згоряння, як правило, встановлюють окремі пальника (звичайно-верхнього ярусу), якщо через інші пальники вдається подати кількість палива, необхідного для роботи котла з номінальною навантаженням. Розрахунок викидів оксидів азоту В умовах високотемпературного горіння палива азот повітря стає реакційноздатні та, з'єднуючись з киснем, утворює оксиди. Крім того, утворення оксидів азоту в процесах горіння може відбуватися за рахунок розкладу та окислення азотовмісних сполук, що входять до складу палива. Всього азот з киснем може утворювати шість сполук: N 2 O, NO, N 2 O 3, NO 2, N 2 O 4, N 2 O 5. Найбільш стійким оксидом є NO 2 , В який можуть переходити і інші оксиди азоту, тому встановлені норми ГДК даються для суми всіх оксидів в перерахунку на NO 2. У димових газах котлоагрегатів оксиди азоту звичайно складаються на 95-99% з оксиду азоту, 1-5% становить діоксид азоту, частка інших оксидів азоту пренебрежимо мала. Масовий викид оксидів азоту в перерахунку на NO 2 (Т / г, г / с) в атмосферу з димовими газами котла обчислюється за формулою: M NO2 = 0,34 × 10 -7 kBQ р н (1-q / 100) 1 2 де 1 - коефіцієнт, що враховує вплив на вихід оксидів азоту якості палива, що спалюється (вміст N г), приймається рівним 0,8; k - коефіцієнт, що характеризує вихід оксидів азоту, кг / т умовного палива; 2 - коефіцієнт, що враховує конструкцію пальників (для вихрових пальників 2 = 1); Коефіцієнт k для котлів паропродуктивністю менше 70 т / год при спалюванні мазуту і газу визначається за формулою: k = 3,5 D ф / 70, де D ф-фактична паропродуктивність котла; Приймається D ф = 0,95 D, де D-номінальна паропродуктивність котла Тоді [2]: k = 3,5 × , 95 × 20/70 = 0,95 M ДКВР-20/13 NO2 = 0,34 × 10 -7 × 9 × 386 × 7346 × 372 × г / с Розрахунок викидів оксидів вуглецю. У недостатньо скоєних топкових пристроях або при неналаженном режимі спалювання палива частина його горючих не окислюється до кінцевих продуктів, а утворюються продукти неповного згоряння. Найбільш імовірним продуктом неповного згоряння всіх видів палива є окис вуглецю CO. Масовий викид оксидів вуглецю (г / с) в атмосферу з димовими газами котла обчислюється за формулою M CO = 0,001 C CO B (1 - q 4 / 100) Де C CO - вихід оксиду вуглецю при спалюванні палива (кг / тис.м 3) C CO = q 3 RQ р н / 1013 де q 3 - втрати теплоти від хімічної неповноти згорання палива, 0,5%; R - коефіцієнт, що враховує частку втрати теплоти внаслідок хімічної неповноти згорання палива, обумовлену змістом в продуктах неповного згорання оксиду вуглецю. Для газу R = 0,5; Q р н - теплота згоряння натурального палива, кДж / м 3; q 4 - втрати теплоти від механічної неповноти згоряння палива,% Значення q 3, q 4 приймаємо за даними укрупненого розрахунку котлоагрегату. C CO = 0,5 × 0,5 × 37346/1013 = 9,21 кг / тис м 3 M ДКВР-20/13 CO = 0,001 × 21 × 386 = 0,003 г / с; Визначення висоти труби здійснюється за формулою 
Де p п - поправочний коефіцієнт для розрахунку багатоствольних труб, що залежить від числа стовбурів у трубі, відносини відстані між найближчими стовбурами на виході до діаметру стовбура (на виході) і від кута нахилу вихідного ділянки вихідного ділянки стовбура до вертикальної осі . Для одностовбурних труб p п = 1,0. m - коефіцієнт, що враховує умови виходу з устя труби, значення якого приймаються в залежності від швидкості W 0 . A - коефіцієнт, що залежить від температурної стратифікації атмосфери град 1 / 3, (для Республіки Білорусь A = 160) M - сумарний викид NO 2 з усіх труб котельні, м / с F - безрозмірний коефіцієнт, що враховує вплив швидкості осадження домішки в атмосфері: для газоподібних речовин і дрібнодисперсних аерозолів, швидкість упорядкованого осідання яких практично дорівнює нулю, F = 1; ГДК - гранично допустима концентрація в атмосфері NO 2, SO 2 або золи. (За СНіП для NO 2 (ГДК) дорівнює 0,085 мг / м 3) З ф - фонова концентрація району, встановлювана органами санінспекції району; z - число димових труб; V - сумарний об'єм димових газів; t - різниця температур викидаються газів та повітря (остання приймається за середній температурі самого жаркого місяця опівдні). Т.к розраховується котел працює на газі, то викидів SO 2 немає, розрахунок ведеться по NO 2. Фонову концентрацію приймаємо в розмірі 20% від ГДК NO 2. Таким чином З ф = 0,2 × 0,085 = 0,017 мг / м 3. Обсяг димових газів приймається за даними розрахунку котлоагрегату ДКВР-20/13. При спалюванні об'єм димових газів виходять за 1с з котла складе V = 5,46 м 3 / с; Наводячи отриману цифру до нормальних умов отримаємо: V ДКВР-10/13 = V до × (t ух +273) / 273 = 5,46 × (140 +273) / 273 = 6,26 м 3 / с. Середню температуру самого жаркого місяця опівдні приймаємо 25 Про С. Висота труби складе: 
Приймається найближча велика труба стандартної висоти 30 м. Діаметр гирла димової труби:  ,
де: V ТР - об'ємна витрата продуктів згоряння через трубу при розрахунковій температурі їх у вихідному перерізі, м 3 / с; V ТР = V Д = 5,46 м 3 / с; w ВИХІД - швидкість продуктів згоряння на виході з димової труби, приймається рівною 25 м / с [1]. 
За СНиП II -35-76 вибирається цегляна димова труба діаметром вихідного перерізу 1, 2 м. Охорона праці та екологія Парові і водогрійні котли повинні відповідати нормам і вимогам щодо забезпечення безпечної їх експлуатації., Які викладені у відповідних Правилах будови і безпечної експлуатації парових та водогрійних котлів. Конструкція котла і його основних елементів повинна забезпечувати надійність і безпеку експлуатації на розрахункових параметрах протягом призначеного терміну служби, а також можливість технічного огляду, очищення, промивання, ремонту та експлуатаційного контролю металу, фасонних і литих деталей, зварних з'єднань. Конструкція котла повинна забезпечувати можливість рівномірного прогріву і вільного теплового розширення його елементів при розпалюванні і нормальному режимі роботи. Кожен котел з камерним спалюванням палива повинен бути забезпечений вибуховими запобіжними пристроями, які повинні бути розміщені і влаштовані так, щоб при їх спрацьовуванні виключалося травмування людей. Газоходи, через які подаються гази, що відходять, повинні мати вибухові клапани такої конструкції, яка забезпечить безпеку обслуговуючого персоналу при їх спрацьовуванні. Пальникові пристрої повинні бути безпечні й економічні. Повинні забезпечувати надійне запалення і стійке горіння палива без відриву і проскакування полум'я за межі топки в заданому діапазоні режимів роботи, не допускати випадання крапель рідкого палива на під і стінки. Виготовлення, монтаж, ремонт, а також реконструкція, модернізація котлів та їх елементів повинні виконуватись спеціалізованими підприємствами та організаціями, що мають технічні вимогами, необхідними для якісного виконання робіт. При виготовленні, монтажі та ремонті повинна застосовуватися система контролю якості, яка гарантувала б виявлення неприпустимих дефектів, її високу якість і надійність в експлуатації. Контроль якості зварювання і зварних з'єднань включає: перевірку рівня кваліфікації та атестації персоналу; перевірку складально - зварювального, контрольного обладнання, апаратури, приладів та інструментів; контроль якості основних матеріалів; контроль якості зварювальних матеріалів і матеріалів для дефектоскопії; операційний контроль технології зварювання; неруйнівний контроль якості зварних з'єднань; руйнівний контроль; контроль виправлення дефектів.
Основними методами неруйнівного контролю металу і зварних з'єднань котлів є: - Візуальний і візуально - оптичний; - Радіографічний; - Ультразвуковий; - Капілярний; - Прогонка металевої кулі; - Гідравлічне випробування. При руйнівному контролі повинні проводитися випробування механічних властивостей. Для управління роботою котлів і забезпечення режимів експлуатації вони повинні бути оснащені: пристроями, які запобігають підвищенню тиску (запобіжними пристроями); покажчиками рівня води (для парових котлів); манометрами; приладами для вимірювання температури середовища; запірної та регулюючої арматурою; приладами безпеки.
Кожен елемент котла, внутрішній об'єм якого обмежений запірною арматурою, повинен бути захищений запобіжними пристроями, які автоматично запобігають підвищенню тиску понад допустимий шляхом випуску робочого середовища в атмосферу. Як запобіжні пристрої допускається застосовувати: важільно - вантажні запобіжні клапани прямої дії виключаючи їх використання в транспортабельних котелень; пружинні запобіжні клапани прямої дії; викидні запобіжні пристрої (гідрозатвори).
Манометри, що встановлюються на котлах і трубопроводах в межах котельні, повинні мати клас точності не нижче 2,5. У водогрійних котлів для вимірювання температури води встановлюють термометри при вході води в котел і на виході з нього. При наявності в котельні двох і більше котлів термометри, крім того розміщують на загальних подавальному і зворотному трубопроводах. Арматура, встановлена на котлах і трубопроводах, повинна мати маркування із зазначенням: умовного проходу; умовного або робочого тиску і температури середовища; напрямку потоку середовища.
Кожен котел обладнують наступними трубопроводами: для продувки котла і спускання води при зупинці котла; для видалення повітря з котла при розпалюванні; для видалення конденсату з паропроводів; для відбору проб води і пари; для введення коригувальних (миючих) реагентів при експлуатації (хімічне очищення) котла.
Гідравлічного випробування підлягають всі котли та їх елементи після виготовлення. Котли, виготовлення яких закінчується на місці установки, що транспортуються на місце монтажу окремими деталями, елементами або блоками, піддаються гідравлічним випробуванням на місці монтажу. Гідравлічного випробування з метою перевірки щільності та міцності всіх елементів котла, а також всіх зварних та інших з'єднань підлягають: всі трубні, зварні, литі, фасонні та інші елементи і деталі, а також арматура, якщо вони не пройшли гідравлічне випробування на місцях їх виготовлення; гідравлічне випробування не є обов'язковим для перерахованих елементів і деталей, якщо вони піддаються стовідсоткового контролю ультразвуком або іншими рівноцінними неруйнівними методами дефектоскопії; елементи котлів у зібраному вигляді; котли, пароперегрівачі та економайзери після закінчення їх виготовлення або монтажу.
Пробний тиск при гідравлічному випробуванні повинне складати 1,5 робочого тиску, але бути не менше 0,2 МПа (2 кг * с / см 2). Котли, на які є ГОСТи, повинні випробовуватися тиском, вказаним у цих ГОСТах. Для гідравлічних випробувань повинна застосовуватися вода з температурою не нижче 278 К (5 0 С) і не вище 313 К (40 0 С). Котел вважається витримали гідравлічне випробування, якщо не виявлено: ознак розриву; течі, слезок і потіння на основному металі і в зварних з'єднаннях; залишкових деформацій.
Час витримки котла під пробним тиском повинен бути не менше 10 хв. Падіння тиску під час випробування не допускається. Улаштування приміщень і горищних перекриттів над котлами не допускається. Місце встановлення котлів всередині виробничих приміщень повинно бути відокремлене від решти приміщення вогнетривкими перегородками на всю висоту котла, але не менше 2 м, з улаштуванням дверей. Для обслуговуючого персоналу в будівлях котельні повинні бути обладнані побутові та службові приміщення відповідно до санітарних норм. Вихідні двері з приміщення котельної повинні відкриватися назовні. Приміщення котельні повинні бути забезпечені достатнім природним світлом, а в нічний час - електричним освітленням. Крім робочого освітлення в котельній має бути аварійне електричне освітлення. Приміщення котельної, котли і все обладнання слід утримувати в справному стані і чистоті. Проходи в котельному приміщенні і виходи з нього повинні бути завжди вільними. Водно - хімічний режим повинен забезпечувати роботу котла і живильного тракту без ушкодження їх елементів внаслідок відкладення накипу і шламу, підвищення відносної лужності котлової води до небезпечних меж або в результаті корозії металу. Для рідинних котлів повинно бути встановлено не менше двох циркуляційних насосів з електричним приводом, з яких один повинен бути резервним. Подача і натиск циркуляційних насосів повинні вибиратися так, щоб була забезпечена необхідна швидкість циркуляції теплоносія в котлі. Рідинні котли повинні бути обладнані лінією рециркуляції з автоматичним пристроєм, що забезпечує підтримку постійної витрати теплоносія через котли при частковому або повному відключенні споживача. Для заповнення втрат циркулює в системі теплоносія повинен бути передбачений пристрій для забезпечення підживлення системи. ОПИС теплової схеми котельні Для покриття чисто парових навантажень або для відпустки незначної кількості теплової енергії у вигляді гарячої води від теплових джерел, призначених для постачання споживачів парою, встановлюються парові котли низького тиску. Основна частина пара відпускається на виробничі потреби з паропроводів котельні, частина скороченої і охолодженого пара використовується в пароводяних подогревателях мережної води, звідки направляється в закриту систему теплових мереж. Конденсат від зовнішніх споживачів збирається в конденсатні баки і перекачується конденсатними насосами в деаератори живильної води. Конденсат від пароводяних підігрівників, встановлених у котельні, подається прямо в деаератори. Крім того, є трубопровід для можливості зливу його в конденсатні баки. Основною метою розрахунку будь-якої теплової схеми котельні є вибір основного і допоміжного обладнання з визначенням вихідних даних для подальших техніко-економічних розрахунків. Насос сирої води подає воду в охолоджувач продувочной води, де вона нагрівається за рахунок теплоти продувочной води. Потім сира вода підігрівається до 20-30 о С в пароводяному подогревателе сирої води і прямує в хімводоочищення. Хімічно очищена вода прямує в охолоджувач деаерірованой води і підігрівається до певної температури. Подальший підігрів хімічно очищеної води здійснюється в подогревателе парою. Перед вступом в головку деаератора частина хімічно очищеної води проходить через охолоджувач випарив деаератора. Підігрів мережної води проводиться парою в послідовно включених двох мережних подогревателях. Конденсат від всіх підігрівачів направляється в головку деаератора, до якої також надходить конденсат, що повертається зовнішніми споживачами пари. Підігрів води в атмосферному деаераторі проводиться парою від котлів і парою з розширювача безперервної продувки. Безперервна продувка від котлів використовується в розширнику, де котельна вода внаслідок зниження тиску частково випаровується. У котельнях з паровими котлами незалежно від теплової схеми використання теплоти безперервної продувки котлів є обов'язковим. Використана в охолоджувачі продувальна вода скидається в продувний колодязь (барботер). Деаерірованная вода з температурою близько 104 о С живильним насосом подається в парові котли. Підживлювальної вода для системи теплопостачання забирається з того ж деаератора, охолоджуючись в охолоджувачі деаерірованной води до 70 о С перед надходженням до підживлювальних насосів. Використання загального деаератора для приготування живильної і підживлювальної води можливе тільки для закритих систем теплопостачання через малий витрати підживлювальної води в них. Для технологічних споживачів, що використовують пар більш низького тиску в порівнянні з вироблюваним котлоагрегатами, і для підігрівачів власних потреб в теплових схемах котелень передбачається редукційна установка для зниження тиску пари (РУ) або редукційно-охолоджувальна установка для зниження тиску і температури пари (РОУ) [1 ]. Температура знижується за рахунок випаровування поданої в РОУ живильної води, яка розпилюється за рахунок зниження тиску з 13 - 14 кгс / см 2 до 6 кгс / см 2. Оскільки в парової котельні Речицького пивзаводу постійно в роботі знаходиться лише один з трьох встановлених котлів, то для всіх трьох агрегатів встановлений один загальний відцентровий поживний електронасос, такий же насос знаходиться в резерві. Вода в парові котли може також подаватися одним поршневим насосом з паровим приводом. Фактичні напори теплоносіїв визначаються виходячи з робочого тиску пари в котлах і розрахунків гідравлічного опору системи трубопроводів, арматури і теплообмінників. Розрахунок теплової схеми котельні з паровими котлами виконується для трьох режимів: максимально-зимового; найбільш холодного місяця та літнього. РОЗРАХУНОК теплової схеми котельні Розташування котельні: м. Речиця Таблиця 3.1 Найменування | Позна- чення | Обгрунтувати вання | | Режими * |
|
|
| 1 | 2 | 3 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 1. Витрата пари на технологічні потреби, т / год P = 0,6 МПа, h = 2957 кДж / кг | D т | задано | 16 | 16 | 17,9 | 3. Розрахункова потужність опалення та вентиляції ПП, МВт | Q ів | задано | 6,3 | 4,249 | 0 | 4. Розрахункова потужність гарячого водопостачання ПП, МВт | Q гв | задано | 1,000 | 1,000 | 0,8000 | 5. Розрахункова температура зовнішнього повітря на опалення, З | t але | СниП | -25 | -11 | - | 6. Температура повітря всередині приміщення, ° С | t вн | СниП | 18 | 18 | | 7. Температура мережевої води в пря- мом трубопроводі, ° С | t 1 | задано | 150 | 111 | 120 | 9. Температура гарячої води в місці водорозбору, ° С | t гв | СниП | 55 | 55 | 55 | 10. Частка повернення конденсату від зовнішніх споживачів | β | задано | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 11. Ентальпія свіжої пари, кДж / кг (2,2 МПа) | h 'Роу | табл. | 2934 | 2934 | 2934 | 12.Ентальпія скороченої пара, кДж / кг (1,4 МПа) | h »Роу | табл. | 2830 | 2830 | 2830 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 13. Температура сирої води, ° С | t св | прийнята | 5 | 5 | 11 | 14. Температура живильної води, ° С | t пв | прийнята | 104 | 104 | 104 | 15. Ентальпія живильної води, кДж / кг | h пв | табл. | 437 | 437 | 437 | 16. Безперервна продувка котлів,% | Р пр | прийнята | 3 | 3 |
| 3 | 17. Ентальпія котлової води, кДж / кг | h кв | табл. | 810 | 810 | 810 | 18. Ентальпія пари, що виходить з розширювача безперервної про дувкі, кДж / кг | h "розшити | табл. | 2680 | 2680 | 2680 | 19.Температура Хов перед остуди- телем деаерірованной води, ° С | t 'хов | прийнята | 20 | 20 | 20 | 20. Температура підживлювальної води, ° С | t під | прийнята | 70 | 70 | 70 | 21. Ентальпія підживлювальної води, кДж / кг | h під | табл. | 293,3 | 293,3 | 293,3 | 22. Температура конденсату повер- ням, що споживачами, ° С | t до | задано | 80 | 80 | 80 | 23. Ентальпія конденсату, кДж / кг | h до | табл. | 336 | 336 | 336 | 24. Температура води після остуди теля безперервної продувки, ° С | t пр | прийнята | 50 | 50 | 50 | 25. Ентальпія конденсату редукує- ванного пара, кДж / кг |
h до Роу | табл. | 790 | 790 | 790 | 26. ККД підігрівачів | | прийнято | 0,98 | 0,98 | 0,98 | 27. Втрати пари в циклі котельні,% | k до | прийнято | 3 | 3 | 3 | 28. Коеф-т покриття втрат котель ної,% | k п | прийнято | 1 | 1 | 3 | 29.Степень сухості пара, | x | прийнято | 0,98 | 0,98 | 0,98 | 30.К-т витрати пари на власні потреби,% | k сн | прийнято | 9,00 | 9,00 | 9,20 | 31.Потері води в системі тепло постачання,% | K тс | прийнято | 3 | 3 | 3 | 32.Коеффіціент безперервної продувки,% | k пр | прийнято | 3 | 3 | 3 | 33.Коеф-т витрати сирої води на потреби ХВО | k хв | прийнято | 1,25 | 1,25 | 1,25 |
* 1 - максимально зимовий режим 2 - режим найбільш холодного місяця 3 - літній режим Коефіцієнт зниження витрат теплоти на опалення і вентиляцію для 2 режиму  , де  - Розрахункова температура зовнішнього повітря на опалення для 2 режиму, (табл. 2.1)  Температура мережевої води на потреби опалення та вентиляції в лінії подачі для 2 режиму t 1 = 18 + 64,5 × k ів 0,8 +67,5 × k ів , О С t 1 = 18 + 64,5 · 0,7 0,8 + 67,5 · 0,7 = 111 ° С Температура зворотної мережної води після систем опалення та вентиляції t 2 = t 1 - 90 × k ів , О С t 2 = 111 - 90.0, 7 = 50 ° С Витрата води в лінії подачі для потреб гарячого водопостачання  , Т / год 1.  т / год 2.  т / год 3.  т / год Витрата мережевої води на опалення і вентиляцію  , Т / год 1.  т / год 2.  т / год 3.  т / год Витрата мережної води G = G ів + G гв , Т / год 1. G = 67,7 + 10,7500 = 78,5 т / год 2. G = 59,9 + 14,0984 = 74,0 т / год 3. G = 0,0 + 9,8286 = 9,8 т / год Витрата пари на підігрівач мережевої води  , Т / год 1.  , Т / год 2.  , Т / год 3.  , Т / год Витік води в теплових мережах G ут = 0,01 × k тс × G ів , Т / год де k тс - втрати води в системі теплопостачання, приймаються рівними 1,5-3% [табл. 3.1] 1. G ут = 0,01 × 3 × 67,7 = 2,0 т / год 2. G ут = 0,01 × 3 × 59,9 = 1,8 т / год 3. G ут = 0,01 × 3 × 0 = 0,0 т / год Кількість підживлювальної води G подп = G гв + G ут, т / год 1. G подп = 10,75 + 2 = 12,78 т / год 2. G подп = 14,0984 + 1,8 = 15,90 т / год 3. G подп = 9,8286 + 0 = 9,83 т / год Витрата скороченої пара зовнішнім споживачем D ll Роу = D т + D ПСВ, т / год 1. D "Роу = 16 + 10,78 = 26,78 т / год 2. D "Роу = 16 + 7,76 = 23,76 т / год 3. D "Роу = 17,9 + 1,18 = 19,08 т / год Сумарна витрата свіжої пари зовнішнім споживачем  , Т / год 1.  , Т / год 2.  , Т / год 3.  , Т / год Кількість води, що впорскується в РОУ  1.  , Т / год 2.  , Т / год 3.  , Т / год Витрата пари на власні потреби котельні D l сн = 0,01 × k сн × D вн , Т / год де k сн - коефіцієнт витрати пари на власні потреби котельні,%. Приймаються в інтервалі 5 - 10% 1. D 'сн = 0,01 × 9 × 25,66 = 2,31 т / год 2. D 'сн = 0,01 × 9 × 22,77 = 2,05 т / год 3. D 'сн = 0,01 × 9,2 × 18,29 = 1,68 т / год Витрата пари на покриття втрат котельні D п = 0,01 × k п × (D вн + D l сн), т / год де k п - коефіцієнт покриття втрат котельні,%. Приймаються в інтервалі 1 - 3% [табл. 3.1] 1. D п = 0,01 × 1 × (25,66 + 2,31) = 0,28 т / год 2. D п = 0,01 × 1 × (22,77 + 2,05) = 0,25 т / год 3. D п = 0,01 × 3 × (18,29 + 1,68) = 0,60 т / год Сумарна витрата пари на власні потреби та втрати D сн = D l сн + D п , Т / год 1. D сн = 2,31 + 0,28 = 2,59 т / год 2. D сн = 2,05 + 0,25 = 2,30 т / год 3. D сн = 1,68 + 0,6 = 2,28 т / год Сумарна паропродуктивність котельні D = D сн + D вн , Т / год 1. D = 2,59 + 25,66 = 28,25 т / год 2. D = 2,3 + 22,77 = 25,07 т / год 3. D = 2,28 + 18,29 = 20,57 т / год Втрати конденсату в обладнанні зовнішніх споживачів і всередині котельні G піт к = (1 - b) × D n + 0,01 × k до × D, т / год де b - частка повернення конденсату [табл. 3.1] k к - втрати конденсату в циклі котельні ,% [Табл.3.1] 1. G піт к = (1 - 0,7) ּ 16 + 0,01 ּ 3 ּ 28,25 = 5,65 т / год 2. G піт к = (1 - 0,7) ּ 16 + 0,01 ּ 3 ּ 25,07 = 5,55 т / год 3. G піт к = (1 - 0,7) ּ 17,9 + 0,01 ּ 3 ּ 20,57 = 5,99 т / год Витрата хімочищенням води на підживлення тепломереж G хов = G піт до + G подп , Т / год 1.G хов = 5,65 +12,78 = 18,43 т / год 2.G хов = 5,55 +15,9 = 21,45 т / год 3.G хов = 5,99 + 9,83 = 15,82 т / год Витрата сирої води G св = k хв ּ G хов, т / год k хв - коефіцієнт, що враховує витрату сирої води на потреби хім водоочищення, приймаємо в інтервалі 1,1 - 1,25 [табл.3.1] 1. G св = 1,25 ּ 18,43 = 23,04 т / год 2. G св = 1,25 ּ 21,45 = 26,81 т / год 3. G св = 1,25 ּ 15,82 = 19,78 т / год Кількість котлової води, що надходить з безперервною продувкою в сепаратор G пр = 0,01 ּ P пр ּ D де Р пр - коефіцієнт безперервної продувки,%, приймаємо в інтервалі від 2 до 5% [табл. 3.1] 1. G пр = 0,01 ּ 3 ּ 28,25 = 0,85 т / год 2. G пр = 0,01 ּ 3 ּ 25,07 = 0,75 т / год 3. G пр = 0,01 ּ 3 ּ 20,57 = 0,62 т / год Кількість пара, що утворилася в розширнику безперервної продувки  , Т / год Де χ - ступінь сухості пара. Приймаються χ = 0,98 h 'Розширений - ентальпія відсепароване потокової води, кДж / кг. Приймаються за табл. 3.1 h "розшити - ентальпія пара, що виходить з сепаратора безперервної про дувкі, кДж / кг [табл.3.1] 1.  т / год 2.  т / год 3.  т / год Кількість води на виході з розширювача безперервної продувки G Розширений = G пр - D розшити, т / год 1. G Розширений = 0,85 - 0,14 = 0,71 т / год 2. G Розширений = 0,75 - 0,13 = 0,62 т / год 3. G Розширений = 0,62 - 0,11 = 0,51 т / год Температура сирої води після охолоджувача безперервної продувки  , Т / год де h "пр - ентальпія продувочной води з t = 50 о C h "пр = 50 ּ 4,2 = 210 кДж / кг 1.  ° C 2.  ° C 3.  ° C Витрата пари на підігрівач сирої води  , Т / год де h 'св - ентальпія води при температурі t' св 1. h 'св = 4,2 ּ 7 = 29,4 кДж / кг 2. h 'св = 4,2 ּ 6 = 25,2 кДж / кг 3. h 'св = 4, 2 ּ 6 = 25,2 кДж / кг h 'хов - ентальпія хімічно очищеної води при t' хов = 20 о С 1. h 'хов = 4,2 ּ 20 = 84,0 кДж / кг 2. h 'хов = 4,2 ּ 20 = 84,0 кДж / кг 3. h 'хов = 4,2 ּ 20 = 84,0 кДж / кг 1.  т / год 2.  т / год 3.  т / год Температура хімочищенням води після охолоджувача підживлювальної води  , О С 1  ° C 2  ° C 3  ° C Витрата пари на підігрів хімочищенням води в підігрівачі перед деаератором  , Т / год де h "хов - ентальпія хімочищенням води при t" хов, рівної h "хов = 4,2 ּ t" хов , КДж / кг 1. h "хов = 4,2 ּ 43,1 = 181 кДж / кг 2. H "хов = 4,2 ּ 59,2 = 248,6 кДж / кг 3. h "хов = 4,2 ּ 52,9 = 222,2 кДж / кг 1.  т / год 2.  т / год 3.  т / год Сумарна кількість води і пари, що надходять в деаератор, без урахування пари, що гріє G д = G хов + β ּ D т + D хов + D св + D ПСВ + D розшити, т / год 1. G д = 18,43 + 0,7 ּ 16 + 1,43 + 0,62 + 1 0,78 + 0,14 = 42,60 т / год 2. G д = 21,45 + 0,7 ּ 16 + 0,31 +0,77 + 7,76 + 0,13 = 41,62 т / год 3. G д = 15,82 + 0,7 ּ 16 + 0,29 + 0,57 + 1,18 + 0,11 = 29,17 т / год Середня температура води в деаераторі без урахування пари, що гріє  , О С 1.  о С 2.  о С 3.  о С Витрата гріючої пари на деаератор  , Т / год 1.  т / год 2.  т / год 3.  т / год Витрата скороченої пара на власні потреби котельні D сн Роу = D д + D хов + D св , Т / год 1. D сн Роу = 1,3 +1,43 + 0,62 = 3,35 т / год 2. D сн Роу = 1,46 + 0,31 + 0,77 = 2,54 т / год 3. D сн Роу = 0,79 + 0,29 + 0,57 = 1,65 т / год Витрата свіжої пари на власні потреби котельні  , Т / год 1.  т / год 2.  т / год 3.  т / год Дійсна паропродуктивність котельні D к = D вн + D сн +0,01 ּ k п ּ (D вн + D сн), т / год 1. D к = 25,66 + 3,21 + 0,01 ּ 1 ּ (25,66 + 3,21) = 28,93 т / год 2. D к = 22,77 + 2,43 + 0,01 ּ 1 ּ (22,77 + 2,43) = 25,25 т / год 3. D к = 18,29 + 1,58 + 0,01 ּ 3 ּ (18,29 + 1,58) = 19,99 т / год Невязка:  ,% 1.  % 2.  % 3.  % Моделювання теплової схеми котельні закінчено, тому що небаланс з попередньо прийнятої паропродуктивністю котельні менше 3%. АЕРОДИНАМІЧНИЙ РОЗРАХУНОК КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТУ Газовий тракт Присос повітря на ділянці газоходу між котлом і димососом: Δα д = 0,05 Температура димових газів перед димососом:  о С Щільність димових газів за топкою: a = 1,1  кг / м 3 Щільність димових газів в конвективної пучку:  кг / м 3 За установкою (перед димосом):  кг / м 3 У димової труби:  кг / м 3 Дійсний часовий об'єм димових газів:  , де a 11 і q 11 - відповідно коефіцієнт надлишку повітря і температура в кінці поверхні нагрівання, що передує розглядався сусіднього газоходу; У р = 1390,116 кг / год V o г = V o N 2 + V RO 2 + V o H 2 O = 7.84 +1.06 +2.22 = 11.12 м 3 / м 3 У конвективному пучку:  м 3 / год За котлом:  м 3 / год За установкою:  м 3 / год У димової труби:  м 3 / год Паровий котел: Опір топки D h T = 30 Па Опір котла: D h к = D h п + D h м Опір пучка труб: D h n = D h дин × x до Динамічний опір при середній швидкості і щільності:   м / с Середня щільність: r ср = 0,378  Па x к - коефіцієнт опору коридорного пучка: x к = x про × z 2 де z 2 - кількість труб по глибині пучка: z 2 = 43 x о - коефіцієнт опору даного ряду пучка: x о = x гр × C s × C RE де x гр - графічний коефіцієнт, що залежить від швидкості потоку, діаметра труб і середньої температури потоку; t сер = 706 о С При w ср = 26,4 м / с і дтрубой 51 '2,5 мм x гр = 0,420 З s = 0,37 З RE = 1,26 x 0 = 0,420 × 0,37 × 1,26 = 0,193 x к = 0,193 × 4,3 = 8,299 D h n = 131,7 × 8,299 = 1092,9 Па Значення опору конвективного газоходу (поворот на 90 о) x о = 0,5 D h м = x пов × D h дин = 0,5 × 131,7 = 65,85 Па Повний опір: D h к = 1092,9 +65,85 = 1158,7 Па 5.3 Газоходи між димососом та димової трубой6 q д = 146,8 о С r р = 0,905 кг / м 3 Дифузор за димососом (10 о С) x вих = 0,6 j = 0,2; x = 0,6 × 0,2 = 0,12 F = 0,53 м 2   м / с  Па Коліно 45 о С  Па  м / с Введення в трубу:  Па Сумарне аеродинамічний опір установки: D h у = D h T + D h дин + D h к + D h д + D h к2 + D h тр = = 30 +131,7 +1158,7 +1,9 +0,84 +1,88 = 1325,02 Па = 135,09 мм.вод.ст. Розрідження у верхній частині топки: D h ll T = 3 мм.вод.ст. Разом перепад тисків по газовому тракту: D h п T = 135,09 - 3 = 132,09 мм.вод.ст. АВТОМАТИЗАЦІЯ ТЕПЛОМЕХАНІЧНИХ ПРОЦЕСІВ Управління роботою обладнання потребує наявності в котельні апаратури контролю і управління. Основний і необхідною частиною апаратури є контрольно-вимірювальні прилади, за якими здійснюється оперативне управління технологічним процесом, що забезпечує економічну, надійну і безпечну роботу устаткування. Крім того, показання приладів використовуються для отримання вихідних даних при складанні обліку та звітності по роботі установки в цілому [3]. У котельнях технологічному контролю підлягають наступні параметри: - Кількість і параметри води, що нагрівається - тиск і температура; - Аналіз продуктів згоряння; - Кількість і якість палива, що спалюється; - Якість води; - Витрата електроенергії на власні потреби та ін Поточний контроль і ведення режиму здійснюється за показує приладів. Для вимірювання параметрів, необхідних при підрахунку техніко-економічних показників, а також подальшому аналізі причин порушення режимів або аварій, встановлюються реєструючі прилади. Заміри кількості води та електроенергії, необхідні тільки для звітності, виробляються витратомірами з підсумовують лічильниками [3]. Для зручності обслуговування персоналом устаткування в сучасних котелень прилади контролю та управління концентруються на теплових щитах. Управління роботою котельного агрегату здійснюється шляхом впливу на окремі механізми та пристрої (вентилятори, димососи, замочна арматура і ін) дистанційно. Розташування теплових щитів може бути індивідуальним, груповим і централізованим. При індивідуальному управлінні теплові щити передбачаються окремо для кожного котельного агрегату. У цьому випадку вони розташовуються зазвичай поблизу агрегату (на основному майданчику котельні), перед фронтом котлів, що робить зручним поєднання дистанційного керування з можливістю безпосереднього спостереження за роботою устаткування. Крім того, індивідуальне розташування щитів дозволяє використовувати більш прості і надійні механічні пристрої та прилади управління (знижені покажчики рівня води, штурвали до запірної та регулюючої арматури та ін.) Всі необхідні операції з обслуговування котельного агрегату при індивідуальній системі управління здійснюються черговим персоналом з 2-3 осіб. Один з них знаходиться в теплового щита, інші ведуть спостереження за роботою допоміжних механізмів за місцем їх установки (місцеве обслуговування). Така організація управління досить надійна, але вимагає більшої кількості персоналу. При груповому управлінні черговий та його помічник виконують однотипні операції з обслуговування групи котлів. Теплові щити окремих котлів при цьому об'єднуються в один. Це призводить до додаткового зниження кількості обслуговуючого персоналу [6, 3]. Централізована система управління є найбільш досконалою, вона дозволяє поєднати обслуговування всього обладнання котельні з одного центрального щита. Однак при цьому деякі функції місцевого управління зберігаються (система паливоподачі та ін.) Здійснення централізованої системи управління потребує значних витрат матеріалів, обладнання та ін Тому в котельнях малої (і середньої) продуктивності переважно застосовуються індивідуальна та групова системи управління. У зв'язку з широким впровадженням механізації в котельнях створюються передумови для переходу до повної автоматизації управління технологічними процесами. Автоматизація означає механізацію оперативного управління роботою обладнання котельні за допомогою різних пристроїв або засобів. В автоматизованій котельні оснащеність котлоагрегатів апаратурою автоматичного контролю і управління збільшується, що приводить до деякого збільшення і штату персоналу, необхідного для обслуговування засобів автоматизації. Проте впровадження автоматизації та підвищення при цьому ступеня централізації управління сприяють підвищенню продуктивності праці та значного скорочення кількості персоналу, що обслуговує обладнання. Застосування автоматичних пристроїв захисту і блокувань технологічно взаємопов'язаних між собою механізмів дозволяє підвищити надійність роботи обладнання та скоротити кількість аварій. Крім того, при автоматизації роботи котельної установки збільшується економічність її роботи внаслідок більш точної підтримки параметрів пари і більш економічного ведення процесу горіння палива. ККД котлів за рахунок їх автоматизації може бути збільшений на 0,5-1% і вище [3]. Розвиток автоматизації котелень відбувається в напрямку переходу від автоматизації окремих агрегатів і процесів до повної (комплексної) автоматизації котельні в цілому. При цьому основними об'єктами є котельні агрегати, в межах яких автоматизуються процеси горіння палива, харчування котла водою, безперервної продувки котла. Деякі з цих процесів автоматизуються шляхом установки самостійних, незалежно діючих регуляторів (регулювання живлення, температури перегрітої пари та ін.) Для інших процесів автоматичні регулятори можуть об'єднуватися в складну систему регулювання, в якій дії окремих регуляторів взаємно погоджуються (регулювання процесу горіння). Основним завданням автоматизації процесу горіння, зокрема автоматичного регулювання, є підтримка тиску пари на заданому значенні шляхом впливу на подачу палива в топку при змінах навантаження котла. Для забезпечення необхідної економічності роботи топкового пристрою одночасно змінюється кількість подаваного повітря. Відповідно до зміни подачі палива і повітря здійснюється вплив на димосос для підтримки нормальної величини розрідження в топці. Таким чином, у систему автоматичного регулювання процесу горіння входять регулятори тиску, співвідношення «паливо - повітря» і розрідження. Пристрої для автоматизації живлення котла водою забезпечують підтримання величини зміни рівня води в барабані котла в певних заданих межах. Для цього необхідна відповідність між кількістю води, що подається в котел і кількістю витрачається з нього води. Зміна рівня, що характеризує порушення вказаної відповідності, використовується в якості основного імпульсу в регуляторах харчування. У сучасних котлах, що мають порівняно малий водяний об'єм, надійне регулювання живлення тільки за рівнем води не забезпечується, оскільки при різких змінах навантаження можливі значні коливання рівня, що викликають небезпеку Упускаючи води. У зв'язку з цим в даний час розроблені найбільш досконалі двохімпульсного авторегулятори харчування. У першому випадку регулятор харчування сприймає імпульси по рівню води в барабані котла і по витраті води з нього. Система автоматичного регулювання безперервної продувки призначена для підтримки постійного солевмісту котлової води. Основний імпульс на регулятор передається від датчика солеміри котлової води, другий імпульс надходить від дифманометра, сприймає зміну витрати пари на котлі. Регулятор впливає на клапан безперервної продувки, змінюючи величину безперервної продувки при відхиленні солевмісту котлової води від встановленої норми. Регулювання температури води, що подається в систему опалення, в залежності від температури зовнішнього повітря здійснюється загальним для всіх котлів регулятором співвідношення температур (РСТ). Витоку з системи опалення компенсуються водопровідною водою за допомогою автоматичного клапана підживлення, що одержує імпульс по тиску в лінії зворотної води перед циркуляційними насосами. При недостатньому напорі води у водопроводі до клапана підживлення підводиться вода від насоса, призначеного для підживлення водопроводу. У цих випадках насос перекладається на автоматичне управління. Електрогідравлічна система автоматичного регулювання процесу горіння в котлах малої потужності модернізована шляхом застосування безконтактних електронних (транзисторних) підсилювачів і безшкальний датчиків, перетворюють зміна параметрів в електричний струм [3]. Котел ДКВР 20/13 після капітального ремонту перекладається на спалювання природного газу, для чого передбачена самостійна установка регулювання природного газу. Мазут залишається резервним паливом. Прилади тепломеханічного контролю прийняті відповідно до таких принципів: а) параметри, спостереження за якими необхідне для правильного ведення технологічного процесу і здійснення передпускових операцій, вимірюються показують приладами; б) параметри, облік яких необхідний для господарських розрахунків або аналізу роботи обладнання, контролюються самописними приладами лічильником обліку; в) параметри, зміна яких може призвести до аварійного стану устаткування, контролюються сигналізують приладами. Для автоматизації котла ДКВР 20/13 застосовано щит ДЕ. Обладнання, розміщене в щиті разом з обладнанням, що встановлюються поза щита, забезпечує: - Напівавтоматичний розпал котлоагрегату; - Автоматичне регулювання і дистанційне керування процесом горіння і рівня в барабані котла за допомогою регуляторів палива (поз.Е8, додатки), повітря (поз.Е5), розрідження (Поз.Е6) та рівня (поз.Е7); - Дистанційний контроль температури димових газів за котлом, за економайзером і струму електродвигуна димососа; - Дистанційне керування електродвигунами димососа; - Дистанційне керування електродвигунами димососа, дуттєвого вентилятора і виконавчими механізмами; - Захист котлоагрегата і світлову сигналізацію при аварійному відхилення від заданих значень наступних параметрів: - Тиск газу (підвищення); - Тиск газу (зниження); - Тиск мазуту (зниження) - Тиск повітря (зниження); - Розрідження в топці (зниження); - Рівня води в барабані (підвищення); - Рівня води в барабані (зниження); - Згасання факела пальників; - Несправності ланцюгової захисту, включаючи зникнення напруги. Схема захисту котлоагрегату ДКВР 20/13 передбачає дистанційний розпалювання запальника, напівавтоматичний запалення пальника, контроль за станом параметрів в розпалювальний і технологічному режимах, автоматичну відсічення подачі палива до казана і запам'ятовування першопричини відсічення подачі палива до котла. Місцеві прилади зведені на приладові стійки і щит загальних вимірів. Для виміру загальної кількості вироблюваного пара котлом на збірному паропроводі до редукційної установки встановлено теплолічильник СПТ-961, який працює за принципом змінного перепаду тиску на стандартній діафрагмі. Крім діафрагми до складу теплолічильника входять: - Три вимірювальних перетворювача тиску «Сапфір-22М-ДД» - Термометр опору ТСП-100П; - Перетворювач вимірювальний тиску «Сапфір-22М-ДН»; - Блок живлення перетворювачів різниці тиску 22БП-36 з вихідною напругою 36В. Автоматизація газовоздухоснабженія Проектом передбачається установка місцевих самописних приладів обліку зниження тиску газу. Прилади обліку встановлені на вході і виході з ГРУ. На ГРУ встановлені: - Термометр технічний ртутний У-2-1-260-104; - Термометр манометричний самописний ТГС-712М; - Манометр показує МПУ-4; - Манометр самопішущійМТС-712М1; - Дифманометр самописний ДСС-712М1. Для обліку газу передбачається установка лічильника газу СПГ-761. До лічильнику підключаються наступні прилади: - Діафрагма камерна; - Три вимірювальних перетворювача різниці тиску «Сапфір-22М-ДД»; - Перетворювач вимірювальний тиску «Сапфір-22М-ДН»; - Термометр опору ТСП-100; - Блок живлення 22 бп-36. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ ПОКАЗНИКИ КОТЕЛЬНО Оцінка якості прийнятого в дипломному проекті технічного рішення повинна здійснюватися на основі аналізу її техніко-економічних показників, до числа яких входять технологічні та економічні показники. До основних технологічних показника, визначеним в економічній частині проекту, відносяться: встановлена потужність котельні, річне вироблення теплоти або пари і відпустку їх споживачам, витрати палива та ін Тут розраховується і режимний показник - число годин використання встановленої потужності котельні. Найважливішим економічним показником, визначеним в дипломному проекті, є собівартість відпущеної теплоти. У ході її розрахунку визначаються і інші економічні показники: кошторисна вартість будівництва, штати котельні, річні експлуатаційні витрати тощо, які зводяться поряд з технологічними в підсумкову таблицю «Основні техніко-економічні показники» [1]. Технологічні показники характеризують робочі процеси в котельні, вони служать для встановлення режиму експлуатації обладнання з метою отримання оптимальних економічних показників; сюди відносяться коефіцієнт надлишку повітря, вміст у газах СО 2 або О 2, температура газів, зміст горючих в віднесенні і т. п. До економічних показників роботи котельні установки відносяться ККД брутто та нетто, питома витрата умовного палива на вироблення відпускається тепла і питома витрата електроенергії на власні потреби котельні. Собівартість тепла або пара складається з змінних і постійних витрат. До змінних належать витрати, пропорційні кількості вироблюваного тепла або пара - паливо, вода, електроенергія. На електростанціях до змінних витрат відноситься тільки паливо. Постійні витрати майже не залежать від виробітку пари або тепла. Сюди відносяться заробітна плата, амортизація основних засобів, поточний ремонт та інше Основною складовою собівартості тепла або пари є витрати на паливо, які залежать від його питомої витрати на одиницю теплоти. Паливна складова може мати значну перевагу по відношенню до інших витрат на виробництво тепла або пара [3]. За величиною собівартості можна судити про раціональність проектування, будівництва або реконструкції об'єктів. Досягти зниження собівартості можна за рахунок зростання ККД котлоагрегатів, допоміжного обладнання, що призводить до зниження витрати палива, електроенергії не тільки на відпуск теплоти, а й на власні потреби. Знизити собівартість можна також за рахунок установки агрегатів більшої одиничної потужності замість декількох котлів меншої потужності. Завданням дипломного проекту є переведення котла ДКВР 20/13 котельні Речицького пивзаводу з мазутного палива на природний газ, тому для оцінки ефективності прийнятого технічного рішення необхідно провести техніко-економічний розрахунок для двох видів палив і зіставити результати розрахунків між собою. Для кращої наочності отриманих результатів виробляємо паралельний розрахунок двох варіантів, при цьому в розрахунковій рядку з номером «1» вказуємо розрахунок показників, що характеризують роботу котельні на мазутному паливі, а в рядку з номером «2»-на природному газі. Розрахунок технологічних показників. Розрахунок встановленої потужності котельні, МВт:  , де  - Номінальна паропродуктивність котла ДКВР 20/13, = 20 т / год = 5,55 кг / с;  - Число встановлених котлів ДКВР 20/13, = 2;  - Витрата води на безперервну продувку котлів ДКВР 20/13, = 0,01 ·  = 0,01 · 5.55 = 0.0555 кг / с;  - Ентальпія пари на виході з котла, = 2934 кДж / кг [4];  - Ентальпія котлової води, = 810 кДж / кг [4];  - Номінальна паропродуктивність котла ДЕ-16-14, = 16 т / год = 4,44 кг / с;  - Число встановлених котлів ДЕ-16-14, = 1;  - Витрата води на безперервну продувку котлів ДЕ-16-14, = 0,01 · = 0,01 · 4,44 = 0.0444 кг / с;  - Ентальпія пари на виході з котла, = 2870 кДж / кг [4];  - Ентальпія котлової води, = 746 кДж / кг [4];  - Ентальпія живильної води, = 437 кДж / кг [4];  ([5,55 × (2934-437) +0,0555 × (810-437)] × 2 + [4,44 × (2870-437) +0,0444 × (746-437)]) × 10 - 3 = 38,6 МВт. Річний відпустку теплоти на опалення, ГДж / рік:  , де  - Тривалість опалювального періоду, = 197 діб для Гомеля, табл. 9.1 [1];  - Середня витрата теплоти на опалення за опалювальний період на потреби опалення, кВт,  [1, с. 153], де  - Максимальна годинна опалювальна навантаження; відповідно до завдання, сумарна максимальне теплове навантаження складає 6,3 МВт, тому, розбиваючи її на складові, отримуємо витрату тепла на опалення = 4,05 МВт, на вентиляцію -  = 2,25 МВт;  - Розрахункова температура повітря всередині будівель, приймається відповідно до СНіП 11-35-76,   ;  - Середня за опалювальний період температура зовнішнього повітря, згідно зі СНіП 11-35-76,  ;  - Розрахункова температура зовнішнього повітря для опалення, у відповідності зі СНіП 11-35-76,  .  кВт;  ГДж / рік. Річний відпустку теплоти на вентиляцію, ГДж / рік:  , де  - Середня витрата теплоти на вентиляцію за опалювальний період, кВт,  , де  - Розрахункова температура зовнішнього повітря для вентиляції, відповідно до СНиП 11-35-76,  ;  кВт;  - Усереднене за опалювальний період число годин роботи системи вентиляції протягом доби, приймається рівним 16 годин [1].  ГДж / рік. 10.1.4 Річний відпустку теплоти на гаряче водопостачання, ГДж / рік:  , де  - Середня витрата теплоти на гаряче водопостачання за опалювальний період, кВт, визначається [1],  , де  - Максимальна витрата теплоти на гаряче водопостачання, приймається згідно з показниками розрахунку теплової схеми,  кВт, тоді  кВт;  - Середня витрата теплоти на гаряче водопостачання за літній період, кВт,  кВт, де  - Температура холодної води в літній період, приймається рівною 15 ° С [1];  - Температура холодної води в опалювальний період, приймається рівною 5 ° С [1];  - Коефіцієнт, що враховує зниження середньої витрати води на гаряче водопостачання в літній період по відношенню до опалювального періоду, приймається рівним 0,8 [1]; 350 - число діб в році роботи системи гарячого водопостачання;  ГДж / рік. 10.1.5. Річний відпустку теплоти на технологічні потреби, ГДж / рік:  , де  - Витрата пари на технологічні потреби при максимальному режимі, із завдання на проектування, = 16 т / год;  - Ентальпія пари на технологічні потреби, = 2830 кДж / кг [4];  - Ентальпія повертається конденсату, = 336 кДж / кг [4]; - Повернення конденсату технологічними споживачами, 70%;  - Річне число годин використання пари споживачами, при тризмінному режимі роботи одно 6120 год.  ГДж / рік. 10.1.6 Річний відпустку тепла від котельні:   ГДж / рік  Гкал / рік. Річне виробництво теплоти котельні ГДж / рік (Гкал / рік):  , де  - К.п.д теплового потоку, для газу дорівнює 98%, а для мазуту- 93% [1]. 1)  ГДж / рік  Гкал / рік; 2)  ГДж / рік  Гкал / рік. Число годин використання встановленої потужності котельні в році:  , 1)  год / рік; 2)  год / рік. Питома витрата палива на 1 ГДж відпущеної теплоти: умовного:  , де  -ККД (брутто) котельного агрегату, = 91,6%, визначаємо з рівняння теплового балансу котлоагрегату. 1)  тут / ГДж; 2)  тут / ГДж; натурального:  , де  - Нижча теплота згоряння робочої маси палива, для мазуту = 39,73 МДж / кг, для природного газу - = 39,73 МДж / м 3; 1)  тнт / ГДж; 2)  тис.м 3 / ГДж. 10.1.10 Річна витрата палива котельні: умовного:  , 1)  тут / рік; 2)  тут / рік; натурального:  , 1)  тнт / рік; 2)  тис.м 3 / рік. Річна витрата електроенергії на власні потреби котельні:  , де  - Число годин роботи котельні на рік, для котельні з гарячим водопостачанням = 8400 годин [1];  - Коефіцієнт використання встановленої електричної потужності, приймається рівним 0,65 [1];  - Коефіцієнт використання встановленої електричної потужності за часом, приймається рівним 0,5;  - Встановлена потужність струмоприймачів, кВт,  , де  - Питома витрата електричної потужності на власні потреби, приймається 25 кВт / МВ, табл. 13.1. [1];  - Встановлена теплова потужність котельні за вирахуванням складової котла ДКВР 20/13, який знаходиться в закон- сервірованим стані і підлягає демонтажу, = 23,42 МВт.  кВт;  кВт / год. Річна витрата води котельні:  , де  - Витрата сирої води на Хімводоочистка для зимового і літнього режимів, згідно тепловій схемі,  = 23,04 т / год,  = 19,78 т / ч.  т / рік. Питома витрата сирої води на 1 ГДж відпущеного тепла:  т / ГДж. Розрахунок економічних показників. Паливна складова витрат:  , де  - Оптова ціна палива за прейскурантом, 1) = 144000 руб / тис.м 3; 2) = 95 $ / тнт = 95 * 2150 = 204250 руб / тнт, тоді: 1)  млн.руб / рік; 2)  млн.руб / рік. Річні витрати на електроенергію:  , де  - Вартість однієї кіловат-години, визначається за двохставковим тарифом,  , де  - Ставка основний місячної оплати за заявлену максимальну потужність, дорівнює 11447,6 (руб / кВт) / рік;  - Заявлена максимальна потужність год / рік, для тризмінної режиму роботи підприємства приймаємо 6000 год / рік;  - Ставка додаткової оплати, дорівнює 106,4 руб / кВт ч.  руб / кВт ч.  млн.руб / рік. Річні витрати на використану воду:  , де  - Вартість 1 тонни води, = 1800 руб / м 3.  млн.руб / рік. Розрахунок капітальних витрат на спорудження котельні та реконструкцію:  , де  - Капітальні витрати на спорудження котельні, млн. руб.;  - Питомі капіталовкладення для введення, відповідно, першого і другого котлів ДКВР 20/13, табл. 13.6. [1],  ,  ;  - Питомі капвкладення для введення котла ДЕ-16-14,  ;  - Номінальна потужність котлоагрегатів ДКВР 20/13,  МВт;  - Номінальна потужність котлоагрегату ДЕ-16-14,  МВт;  - Капітальні витрати на переклад котла ДКВР 20/13 на природний газ, згідно з кошторисно-фінансового розрахунку:  = 54,8 тис.руб, тоді: 1)  тис.руб; 2)  тис.руб; Так як всі проекти виконуються в базових цінах, у нашому випадку в цінах 91-го року, то за допомогою коефіцієнта перерахунку  зробимо перерахування величин капвкладень в ціни 2004 р.: 1)  млн.руб; 2)  млн.руб. Річні амортизаційні відрахування:  , де  - Капітальні витрати на спорудження котельні, при оцінці її роботи на мазуті, і капітальні витрати на спорудження котельні, плюс витрати на реконструкцію, при оцінці роботи на природному газі. 1)  млн.руб / рік; 2)  млн.руб / рік. Річні витрати на поточний ремонт: 1)  млн.руб / рік; 2)  млн.руб / рік. Річні витрати на заробітну плату:  , де  - Чисельність експлуатаційного персоналу, = 14 чол;  - Середньорічна заробітна плата з нарахуваннями, дорівнює 3360000 (руб / чол) / рік (280 000 (руб / чол) / рік); 1,4 - коефіцієнт відрахувань, 40%.  млн.руб / рік. Інші річні витрати:  , 1)  млн.руб / рік; 2)  млн.руб / рік. Річні експлуатаційні витрати котельні:  , 1)  2)  Собівартість відпускається теплоти, руб / ГДж:  ; Паливна складова собівартості, руб / ГДж:  ; Таблиця - Техніко - економічні показники котельні Найменування | Позначення | Результат | Місце розташування котельні |
| Мінська область. | Паливо | ----------- | Природний газ | Система теплопостачання | ----------- | закрита | Встановлена потужність котельні, МВт | Q вуст | 26,4 | Річне виробництво теплоти, ГДж / рік | Q вир рік | 310714 | Число годин використання встановленої потужності, рік | h вуст | 3270 | Питома витрата палива на 1 відпущений ГДж теплоти умовного, тут / ГДж натурального, тис.м 3 / ГДж |
в у отп в н отп |
0,037 0,029 | Річна витрата палива в котельні Умовного, тут / рік Натурального, тис.м 3 / рік | В у рік У н рік |
11267 8830,5 | Питома витрата електричної енергії на власні потреби, кВт / МВт | N сп |
30 | Встановлена потужність струмоприймачів, кВт | N вуст | 792 | Питома витрата води, т / ГДж | G с.в. | 0,22 | Річна витрата води, тис.т. / рік | G св рік | 67,368 | Штатний коефіцієнт | До шт | 2 | Питомі капіталовкладення, тис.руб. / МВт -Для першого агрегату -Для подальших |
До I До II |
780 370 | Кошторисна вартість будівництва, тис. грн. в т.ч. | До кіт | 12474 | Будівельні роботи обладнання та монтажу
| До стр До про |
3742,2 7484,4 | Річні експлуатаційні витрати, тис.руб. / рік |
S кіт |
2282245,016 | Собівартість відпускається теплоти, руб / ГДж в т.ч. |
S g |
7495 | Паливна складова, руб / ГДж | S т | 5000 | Рентабельність,% | Р до | 37 | Наведені витрати на ГДж відпускається теплоти, руб / ГДж |
З | 7500 |
Висновок Після розрахунку технологічних показників ми встановили: потужність котельні = 23,26 МВт; річну вироблення теплоти котельні = 732,96 ГДж / рік; річна витрата палива котельні = 31698,2 тут / рік, 66617,5 тнт / рік, а число годин використання встановленої потужності котельні = 5807,2 м / рік. Розрахувавши економічні показники, встановили: собівартість відпускається теплоти = 6738 руб. / ГДж; рентабельність капіталовкладень = 12,3%.
Додати в блог або на сайт
Цей текст може містити помилки.
Фізика та енергетика | Диплом
493.9кб. | скачати
Схожі роботи:
PVT співвідношення реальний газ і ідеальний газ
Аналіз виробництва зерна на фураж в СВК Лісове Речицького району Гом
Аналіз виробництва зерна на фураж в СВК Лісове Речицького району Гомельської області
Розрахунок котла ТВГ-8М
Конструювання корпусу вулканізаційного котла
Тепловий розрахунок котла-утилізатора П-83
Допоміжне обладнання котла ТП35У
Розробка топково-пальникового пристрою котла
Тепловий розрахунок парового газомазутного котла типу ДЕ-25-І4 тг
| 