Перевод на природный газ котла ДКВР 20/13

Пункт2.doc

2. ОПИСАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ
Для покрытия чисто паровых нагрузок или для отпуска незначительного количества тепловой энергии в виде горячей воды от тепловых источников предназначенных для снабжения потребителей паром устанавливаются паровые котлы низкого давления.
Основная часть пара отпускается на производственные нужды из паропроводов котельной часть редуцированного и охлажденного пара используется в пароводяных подогревателях сетевой воды откуда направляется в закрытую систему тепловых сетей. Конденсат от внешних потребителей собирается в конденсатные баки и перекачивается конденсатными насосами в деаэраторы питательной воды. Конденсат от пароводяных подогревателей установленных в котельной подается прямо в деаэраторы. Кроме того имеется трубопровод для возможности слива его в конденсатные баки.
Основной целью расчета любой тепловой схемы котельной является выбор основного и вспомогательного оборудования с определением исходных данных для последующих технико-экономических расчетов.
Насос сырой воды подает воду в охладитель продувочной воды где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до 20-30 оС в пароводяном подогревателе сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированой воды и подогревается до определенной температуры. Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогревателе паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть химически очищенной воды проходит через охладитель выпара деаэратора.
Подогрев сетевой воды производится паром в последовательно включенных двух сетевых подогревателях. Конденсат от всех подогревателей направляется в головку деаэратора в которую также поступает конденсат возвращаемый внешними потребителями пара.
Подогрев воды в атмосферном деаэраторе производится паром от котлов и паром из расширителя непрерывной продувки. Непрерывная продувка от котлов используется в расширителе где котловая вода вследствие снижения давления частично испаряется.
В котельных с паровыми котлами независимо от тепловой схемы использование теплоты непрерывной продувки котлов является обязательным. Использованная в охладителе продувочная вода сбрасывается в продувочный колодец (барботер).
Деаэрированная вода с температурой около 104 оС питательным насосом подается в паровые котлы. Подпиточная вода для системы теплоснабжения забирается из того же деаэратора охлаждаясь в охладителе деаэрированной воды до 70 оС перед поступлением к подпиточному насосу. Использование общего деаэратора для приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них.
Для технологических потребителей использующих пар более низкого давления по сравнению с вырабатываемым котлоагрегатами и для подогревателей собственных нужд в тепловых схемах котельных предусматривается редукционная установка для снижения давления пара (РУ) или редукционно-охладительная установка для снижения давления и температуры пара (РОУ) [1].
Температура снижается за счет испарения поданной в РОУ питательной воды которая распыляется за счет снижения давления с 13 - 14 кгссм2 до 6 кгссм2.
Поскольку в паровой котельной Речицкого пивзавода постоянно в работе находится только один из трех установленных котлов то для всех трёх агрегатов установлен один общий центробежный питательный электронасос такой же насос находится в резерве. Вода в паровые котлы может также подаваться одним поршневым насосом с паровым приводом.
Фактические напоры теплоносителей определяются исходя из рабочего давления пара в котлах и расчетов гидравлического сопротивления системы трубопроводов арматуры и теплообменников.
Расчет тепловой схемы котельной с паровыми котлами выполняется для трех режимов: максимально-зимнего; наиболее холодного месяца и летнего.

ЛИТЕРАТУРА.doc

Эстеркин С. И. Котельные установки. Курсовое проектирование.- Л.: Энергоатомиздат 1989.
Уревич А. Л. Краткий справочник работника газового хозяйства. -Мн. 1978.
Кузовникова Е. А. Котельные установки . ч. 3. -Мн.: «Высшая школа» 1992.
Вукалович Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара.
Роддатис К. Ф. Полтарецкий А. Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. -М. 1989.
Деев Л. В. Балахничев Н. А. Котельные установки и их обслуживание.
-М.: Стройиздат 1974.
Зах Р. Г. Котельные установки. -М.: Машиностроение 1969.
Гусев Ю. Л. Основы проектирования котельных установок. -М.: Стройиздат 1967.
Роддатис К. Ф. Котельные установки. -М.: Энергоиздат 1977.
Рабинович О. М. Сборник задач по технической термодинамике. -М.: Машиностроение 1969.
Каталог-справочник. Котлы малой средней мощности и топочные устройства. – М.: НИИ Информтяжмаш 1972.
Справочник по водоподготовке котельных установок. Изд. 2-е перераб. и доп. Под ред. О. В. Лившица. –М.:Энергия 1978.
Кузнецов Н. В. Митор В. В. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). –М.: Энергия 1973.
Мочан С. Н. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод). –Л.: Энергия 1977
Панин В. И. Обслуживание коммунальных котельных и тепловых сетей.-М.: Стройиздат 1974.
Киселев Н. А. Котельные установки . –М.: «Высшая школа» 1986.
Центробежные консольные насосы общего назначения для воды каталог. –М.: Центихимнефтемаш 1989.
Николаев А. А. Справочник проектировщика. –М.: Издательство литературы по строительству 1965.
Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. –М.: Энергоатомиздат 1997.

Всёёёёёёёёёёёёёёёёёё.doc

В середине 70-х годов Беларусь почти половину своих потребностей в топливе покрывала за счет собственных ресурсов. Главным образом это обеспечивалось высоким уровнем добычи нефти (до 8млн.т. в год) но к 2010г. предполагается его снижение до 14-15 млн.т. в год. Другим видом топлива который в свое время обеспечивал энергетическую независимость Беларуси является торф.
В республике почти половина электроэнергии расходуется на про-мышленные нужды. Поэтому наиболее существенных эффектов в энергосбережении можно добиться только при структурной перестройке нашего хозяйства и внедрении новых технологий.
Основные направления выхода из энергетического кризиса следующие: энергосбережение; использование местных топливных ресурсов и малая энергетика; модернизация существующих электростанций и котельных; строительство новых атомных электростанций.
От надежной работы систем теплоснабжения зависит обеспечение комфортных условий труда и быта во всех жилых общественных и произ-водственных зданиях с постоянным или периодическим пребыванием людей. По своей значимости система теплоснабжения не уступает другим системам инженерного оборудования системам электроснабжения топливоснабжения водоснабжения без которых немыслима жизнь современного города. При этом решение вопросов теплоснабжения городов требует их комплексного рассмотрения совместно с вопросами их электро- и топливоснабжения. Такое рассмотрение представляется необходимым на всех стадиях планирования и проектирования городов в целом жилых районов и микрорайонов промышленных узлов и комплексов а также отдельных предприятий групп жилых зданий и учреждений культурно-бытового обслуживания. При этом наиболее ответственным оно является для городов в целом так как принимаемыми при этом принципиальными решениями в значительной мере предопределяются последующие решения по выбору систем теплоснабжения для отдельных городских районов и объектов.
В современных городах снабжение зданий различного назначения теплом осуществляется в основном от централизованных систем ( котельных электростанций). Однако в результате централизованной подачи тепла мо-гут быть охвачены только те системы теплоиспользования которые требуют такой подачи при низких и средних температурах как правило не свыше 300°С. Если тепло должно подаваться при более высоких температурах что имеет место в основном при технологических процессах то его приходится получать от местного источника тепла непосредственно включенного в систему его использования.
Преимущества электрического тока как энергоносителя во всех процессах транспорта и преобразования энергии из электрической в другие виды ее в том числе и в тепло настолько неоспоримы что в принципе могли бы оправдать использование электрического тока как единственного энергоносителя в системах централизованного энергоснабжения городов и экономических районов. При этом получение необходимого потребителям тепла как при низких так и при высоких температурах может быть обеспечено непосредственно у этих потребителей за счет преобразования электроэнергии в тепло с помощью электрических печей плит водонагревателей и т. п. с незначительными потерями энергии. Таким образом можно было бы обойтись без создания наряду с системами централизованного электроснабжения городов также систем их централизованного или местного теплоснабжения основанных на сжигании топлива в источниках тепла и его подаче потребителям. Отпала бы надобность в сооружении тепловых сетей функции которых могли бы принять на себя городские электрические сети во всех случаях охватывающие практически все здания городов которым обязательно требуется электроэнергия для целей освещения и электрического привода различных машин и механизмов.
Однако такое кардинальное решение проблем централизованного энергоснабжения городов следует признать экономически неприемлемым по крайней мере до тех пор пока получение электроэнергии будет базироваться в основном на превращении тепла в работу в тепловых двигателях. При таком превращении в сочетании с последующим обратным превращением электроэнергии в тепло неизбежны гораздо большие потери тепла и затраты топлива чем при прямом получении тепла за счет сжигания топлива в источниках теплоснабжения.
Поэтому создание отдельных систем теплоснабжения городов является необходимостью как в настоящее время так и в обозримой перспективе. Для снабжения потребителей теплом при температурах не выше 300°С централизованное теплоснабжение городов несмотря на дополнительные вложения в сооружение тепловых сетей оказывается как правило более экономичным решением чем теплоснабжение от местных источников тепла расположенных у потребителей оно обеспечивает также меньшее загрязнение окружающей среды.
В настоящем дипломном проекте ставится задача о переводе парового котла ДКВР 2013 с жидкого топлива на природный газ. Данное мероприятие имеет ряд преимуществ: значительно снижаются выбросы в окружающую среду; нет необходимости складирования запасов топлива; газовое топливо нет необходимости доставлять каким-либо видом транспорта. Кроме того замена в котлах твердого и жидкого топлив газовым позволяет увеличить их производительность за счет: дополнительного экранирования топок; повышения теплового напряжения топочного объема; правильного выбора количества горелок их конструкции и мест установки; улучшения условий теплопередачи в конвективной части котла благодаря уменьшению загрязненности поверхностей нагрева; увеличения к.п.д. котла благодаря отсутствию потерь тепла с механическим и химическим недожогами и возможности сжигания газа с меньшими избытками воздуха.
1. Вода и ее свойства. Общие сведения
Надежная и экономичная работа котельной установки в значительной степени зависит от качества воды используемой для питания водогрейных котлов [3].
Источниками водоснабжения при питании котлов служат пруды реки озера грунтовые или артезианские воды а также водопровод. Такие природные воды всегда содержат различные примеси которые придают воде определенные свойства имеющие большое значение для работы котлов.
Все примеси природных вод могут быть разделены в основном на две группы:
а) нерастворимые или механические (ил песок глина и др.);
б) растворимые вещества; к последним относятся газы (СО2 О2 воздух); труднорастворимые минеральные вещества (соли кальция и магния); легкорастворимые – сода (Na2CO3) сернокислый кальций (CaSO4) хлористый кальций (CaC продукты загрязнения водного источника сточными водами промышленных предприятий и населенных пунктов – аммиак сероводород хлор органические соединения (фенолы крезолы) и др.
В зависимости от состава и количества примесей в воде изменяются ее свойства.
Наиболее существенной частью примесей являются труднорастворимые вещества состоящие в основном из солей кальция и магния. Эти соединения являются накипеобразователями и придают воде определенное свойство
называемое жесткостью. Жесткость – важный показатель качества воды и ее наличие определяет образование накипи в котлах.
За единицу измерения жесткости в настоящее время приняты миллиграмм-эквивалент на литр (мг-эквл) и микрограмм-эквивалент на литр (мкг-эквл). 1 мг-эквл жесткости соответствует содержанию 2004 мгл иона кальция Ca2+ или 1216 иона Mg2+.
Важными показателями качества воды являются также кислотность щелочность и сухой остаток [3].
Кислотность воды обусловливается наличием свободных минеральных и органических кислот. Она оценивается по величине показателя концентрации иона водорода (pH). Для нейтральной воды рН=7; если рН7 – реакция кислая а при рН>7 – реакция щелочная. Для большинства природных вод рН=55–7.
Щелочность воды характеризуется содержанием в ней бикарбонатных карбонатных и гидроксильных ионов в сочетании с катионами Ca2+ Mg2+ Na+ K+. Единица ее измерения в мг-эквл.
Сухой остаток характеризует общее содержание в воде минеральных и органических веществ и выражается в мгл. Величина сухого остатка является одним из критериев пригодности воды для питания котлов.
К показателям качества воды относится и ее солесодержание т.е. суммарная концентрация солей в воде подсчитанная по ионному составу.
Наличие различных примесей в природной воде делает ее непригодной для питания котлов так как вызывают накипеобразование коррозию и отложение солей поэтому для обеспечения нормального режима работы испарительных поверхностей нагрева защиты их от коррозии питательная вода должна удовлетворять соответствующим нормам [3].
2. Система химводоочистки котельной
На нужды горячего водоснабжения и подпитку поступает вода из существующего хозяйственно-питьевого водопровода котельной отвечающая требованиям ГОСТ 2874–82 «Вода питьевая».
Требования к качеству подпиточной воды приняты по «Нормам качества подпиточной и сетевой воды тепловых сетей НР 34–70–051–83».
Для уменьшения содержания железа в проекте предусматривается установка обезжелезивания. Умягчение воды по способу натрий-катионирования.
Обезжелезивание воды происходит в фильтрах обезжелезивания. Через фильтр загруженный сульфоуглем пропускается аэрированная вода в течение 170–180 часов. За это время на поверхности зерен сульфоугля образуется пленка из соединений железа служащая в дальнейшем катализатором. Когда потери напора в слое загрузки возрастают до 10 м. вод. ст. фильтр отключают на промывку.
Химводочистка воды принята по схеме двухступенчатого Na-катионирования. К установке принят блок из четырех Na-катионитовых фильтров. Два фильтра работают на 1-ой ступени умягчения один - на 2-ой ступени умягчения и один резервный.
В баке мокрого хранения соли поддерживается постоянный уровень при помощи бачка постоянного уровня 26% раствор соли из бака мокрого хранения поступает в емкость для хранения. Концентрированный раствор соли при помощи эжектора разбавляется до 7% концентрации и подается на регенерацию.
Для подпитки сети используется вода из системы водоснабжения которая после химводоочистки поступает в вакуумную деаэрационную установку ДСА–50. Деаэрированная вода через регулятор давления поступает в обратный сетевой трубопровод для подпитки теплосети.
3. Выбор схемы водоподготовки
Расход пара на технологию DТ = 18 тч.
Количество потерянного конденсата:
Gк =(1-m)× DТ = (1-07)×18=54 тч
где m - доля возврата конденсата принимаем (60-70%);
DТ – расход пара на производство тч.
Количество возвращаемого конденсата:
GТ = DТ - GК = 18 - 54 = 126 тч
Расход пара на деаэрацию и подогрев сырой воды.
Принимается равной 9% от DТ:
Dд +Dсв = 009×DТ = 009×18 = 162 тч
Потери пара внутри котельной принимается равными 2 % от DT:
Dпот =002×DT=002×18=036 тч
Полное количество пара производимого котельной:
D = DT+Dд+Dсв+Dпот = 18+162+036=1998 тч
Количество пара которое можно получить из расширителя непрерывной продувки:
Рпр – величина прдувки (2-10%) принимаем 3%;
il1- энтальпия котловой воды при давлении в котле
illн и il2 – энтальпия пара и воды при давлении в
расширителе (15 кгссм2);
c - степень сухости пара выходящего из расширителя
hпод – КПД подогревателя (расширителя) (098)
Количество воды уходящей из расширителя:
G1пр=Gпр-Dпр=06 – 01=05тч
Количество питательной воды поступающей в котлы:
Gпит=D+G1пр =1998+05=2048 тч
Общее количество воды на выходе из деаэратора (питательная вода):
Если принять что количество выпара из деаэратора питательной воды равно 04% расхода подаваемой через него воды то:
Dвып=0004×Gд=0004×2048=008 тч
Тогда производительность химводоочистки должна быть:
Gхво=Gк+G1пр+Dпот+Dвып=18+05+036+008=1894 тч
Расход сырой воды на ХВО учитывается величиной коэффициента k = 11-125. Этот коэффициент учитывает количество воды идущей на взрыхление катионита его регенерацию обмывку и прочие нужды ХВО
Gсв=k×Gхво=125×1894=2368 тч
Так как от производственных потребителей конденсат возвращается не полностью то питание котлов предусматривается химически очищенной водой. Согласно нормам качества питательной воды для экранированных котлов давлением до 14 ата не должна превышать 20 мг-эквкг.
(Справочник эксплуат-ка газ. котельных стр.223 )
Замена в котлах твердого и жидкого топлив газовым позволяет увеличить их производительность за счет: дополнительного экранирования топок; повышения теплового напряжения топочного объема; правильного выбора количества горелок их конструкции и мест установки; улучшения условий теплопередачи в конвективной части котла благодаря уменьшению загрязненности поверхностей нагрева; увеличения к.п.д. котла благодаря отсутствию потерь тепла с механическим и химическим недожогами и возможности сжигания газа с меньшими избытками воздуха.
3. Компоновка котельных
При компоновке котельной преследуют цель наиболее рационально разместить основное и вспомогательное оборудование чтобы его удобно было эксплуатировать и вместе с тем чтобы котельная получалась компактной с минимальным объемом здания несложным для сооружения.
Котельные располагают в отдельных помещениях удовлетворяющих требованиям Правил Госгортехнадзора «Строительных Норм и Правил» «Противопожарных норм строительного проектирования промышленных предприятий и населенных мест» и «Санитарных норм проектирования промышленных предприятий». Котельные помещения не должны примыкать к жилым зданиям. Нежелательно также примыкание котельных к производственным помещениям.
Различают три типа котельных: закрытые полуоткрытые открытые. В закрытых котельных все основное и вспомогательное оборудование (обычно за исключением золоулавливателей) размещают в закрытых помещениях. В котельных полуоткрытого типа котельные агрегаты и некоторое наиболее ответственное вспомогательное оборудование размещают в закрытом помещении а дымососы дутьевые вентиляторы золоулавливатели и деаэраторы баки и прочее – на открытом воздухе. В открытых котельных почти все оборудование размещают на открытом воздухе сооружая только очень небольшое помещение для укрытия персонала обслуживающего фронт котлов а также насосов и щитов управления. Рекомендации по выбору типа котельной даны в СНиП II-92-76.
Котельные установки проектируют только с индивидуальными дымососами дутьевыми вентиляторами и золоулавливателями. Топливоподачу питательные насосы водоумягчительную установку деаэраторы и другое оборудование а также дымовую трубу как правило проектируют общие для всей котельной.
Каждую котельную установку размещают в отдельной строительной ячейке; вспомогательное оборудование водопарового тракта размещают в строительной ячейке в одном из торцов котельной причем помещение вспомогательного оборудования можно не отделять стеной от помещения котельных установок. Наряду с этим вспомогательное оборудование размещают и перед фронтом котлов. Здесь устанавливают тепловой щит а при котельных агрегатах без воздухоподогревателей часто и дутьевые вентиляторы; в некоторых случаях перед фронтом котлов размещают питательные и сетевые насосы водоподготовительную установку деаэраторы.
Оборудование котельной размещают с учетом того чтобы ее здание можно было выполнить из сборных железобетонных конструкций той номенклатуры и типоразмеров которые применяют в промышленном строительстве.
Пролет здания котельной можно принимать равным: 6 9 12 18 24 и 30 метров шаг колонн 6 и 12 метров. Высоту помещения от отметки чистого пола до низа несущих конструкций на опоре следует принимать при пролете 12 м от 36 до 6 м включительно кратной 06 м от 6 до 108 включительно – кратной 12 м при больших высотах – кратной 18 м.
При пролете 18 и 24 м от 6 до 108 - кратной 12 м .
При пролете 30 м от 126 - кратной 18 м .
Кроме того при пролете 18 м. допускаются высоты равные 48 и 54 м. а для пролета 24 м – 54 м. Для возможности расширения котельной одну из стен ее оставляют свободной от застройки.
Помещения в которых установлены котлы предусматриваю на каждом этаже два выхода наружу расположенные с противоположных сторон котельной. Выходные двери должны открываться наружу от нажатия руки. Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до противоположной стены котельной принимают не менее 3 м причем в случае установки вспомогательного оборудования ширину свободных проходов перед фронтом котлов оставляют на менее 15 м. Однако это оборудование не должно мешать обслуживанию котла. Ширина остальных проходов между котлами и стенами должна быть не менее 13 м. Расстояние от верхней отметки котла или от отметки верхней площади обслуживания котла до нижних частей конструкций покрытия котельной должно быть не мене 2 м. Для обслуживания котлов устанавливают лестницы и площадки из несгораемых материалов. К площадкам более 5 м устанавливают не менее 2 лестниц шириной не менее 600 мм с углом наклона к горизонту не более 500.
Площадки предназначенные для обслуживания арматуры контрольно-измерительных приборов и т.п. выполняют шириной не менее 800 мм остальные площадки шириной не менее 600 мм.
Котельную оборудуют надлежащей вентиляцией и обеспечивают естественным и искусственным освещением создающим освещенность в пределах 5-50 лк. Аварийное освещение предусматривают от самостоятельного источника энергии. В котельной располагают средства огнетушения в соответствии действующими правилами пожарной безопасности.
4. Тепловая схема котельной с паровыми котлами
Для покрытия чисто паровых нагрузок или для отпуска незначительного количества тепловой энергии в виде горячей воды от тепловых источников предназначенных для снабжения потребителей паром устанавливаются паровые котлы низкого давления. Развернутая тепловая схема с четырьмя паровыми котлами показана на чертеже 2.
Пар из котлов поступает на редукционно-охладительные установки РОУ где снижаются его давление и температура. Температура снижается за счет испарения поданной в РОУ питательной воды которая распыляется за счет снижения давления с 14 -16 кгссм2 до 6 кгссм2.
Основная часть пара отпускается на производственные нужды из паропроводов котельной часть редуцированного и охлажденного пара используется в пароводяных подогревателях сетевой воды откуда направляется в закрытую систему тепловых сетей. Конденсат от внешних потребителей собирается в конденсатные баки и перекачивается конденсатными насосами в деаэраторы питательной воды. Конденсат от пароводяных подогревателей установленных в котельной подается прямо в деаэраторы. Кроме того имеется трубопровод для возможности слива его в конденсатные баки.
Каждый паровой котел укомплектован питательным центробежным электронасосом. Для всех трёх установленных котлов установлен один такой же резервный насос. Вода в паровые котлы может также подаваться двумя паровыми поршневыми насосами.
Фактические напоры теплоносителей определяются исходя из рабочего давления пара в котлах и расчетах гидравлического сопротивления системы трубопроводов арматуры и теплообменников.
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА
Тепловой расчет котельного агрегата может иметь двоякое назначение:
а) при проектировании нового котельного агрегата по заданным параметрам его работы (паропроизводительность температуры перегретого пара питательной воды подогрева воздуха и др.) определяют величины всех его поверхностей нагрева.
б) при наличии готового котельного агрегата проверяют соответствие всех величин поверхностей нагрева заданным параметрам его работы.
Первый вид расчета называется конструкторским второй – поверочным. В курсовом проекте выполняется поверочный расчет.
Тепловой расчет котельного агрегата выполняют по следующим разделам:
ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
1. Выбор питательных насосов.
Питательные насосы выбираются на подачу питательной воды при максимальной мощности котельной с запасом 10 %. Расчётный напор питательного насоса должен превышать давление пара на выходе из котла с учётом потерь давления в тракте и необходимой высоты подъёма воды.
= 13 МПа - избыточное давление в барабане котла;
- запас давления на открытие предохранительных клапанов принимается равным 5% от ;
=017 МПа – сопротивление водяного экономайзера принято;
=02 МПа - сопротивление питательных трубопроводов от насоса до котла с учётом сопротивления АРП принято;
=001 МПа - сопротивление всасывающих трубопроводов принято;
=003 МПа – давление столба воды от оси деаэраторов до оси барабана котла принято;
=012 МПа – давление воды в деаэраторе котла;
Производительность питательного насоса:
=2 - работающий и резервный паровые котлы в котельной;
=20 тч – номинальная паропроизводительность котла;
=06 тч – расход пара на продувку (принят ранее);
=11 тч – расход питательной воды на РОУ (принят ранее);
По таблице 68 [3] выбираются 2 питательных электронасоса (один рабочий со 100%-ой подачей второй – резервный) марки ЦНСГ –60- 198 с характеристиками:
производительность Q= 60 м3ч;
давление рп.н = 198 МПа;
температура питательной воды tпв = 100 °С;
номинальная мощность электродвигателя Nэл = 50 кВт.
2. Выбор сетевых насосов.
Сетевые насосы также выбираются по производительности и напору. Суммарная производительность насосов выбирается из расчёта обеспечения максимального расхода сетевой воды при выходе из строя одного насоса. В котельных устанавливается не менее двух насосов.
По =150 тч к установке выбираются 2 насоса Д 200-95 с характеристиками:
производительность Q= 200 м3ч;
давление рп.н = 095 МПа;
номинальная мощность электродвигателя Nэл = 85 кВт.
3. Выбор сетевых подогревателей.
Сетевые подогреватели выбираются по необходимой площади поверхности нагрева.
Поверхность нагрева подогревателя:
= 1394 МВт – максимальная нагрузка отопления и горячего водоснабжения;
- коэффициент теплопередачи Втм2К для пароводяных подогревателей по [1] выбирается равным 2000 Втм2К;
- средняя разность температур между теплоносителями в подогревателе °С;
Площадь поверхности нагрева теплообменника:
Так как по СНиП II-35-76 число устанавливаемых подогревателей для систем отопления и вентиляции должно быть не менее двух по таблице 10.7 [1] выбираются 2 горизонтальные пароводяные теплообменники ПВП – 224 с площадью поверхности нагрева 224 м2 площадью живого сечения для прохода воды = 0 5488 м2. Допустимое давление пара = 1 МПа = 300°С.
4. Выбор деаэраторов.
Деаэратор подпитывающей воды выбирается по максимальному её расходу. Для закрытых систем теплоснабжения суммарная ёмкость баков деаэрированной воды выбирается из расчёта 20-минутной производительности деаэратора.
Vб = 20·Gп.вмакс 60 = 20 ·475 60 = 1583 м3.
Производительность головки деаэратора выбирается по максимальному расходу питательной воды т.е Gп.вмакс = 475 тч.
По таблице 5-1 [4] выбираются 2 деаэратора марки ДСА-25 с параметрами: = 12 МПа
Природный газ как высокоэффективный энергоноситель широко применяемый в настоящее время во всех звеньях общественного производства оказывает прямое воздействие на увеличение выпуска промышленной продукции рост производительности труда и снижение удельных расходов топлива а следовательно и себестоимости выпускаемой продукции.
В результате реконструкции котельной Речицкого пивзавода котел ДКВР 2013 был переведен на природный газ. При этом был произведен расчет необходимого расхода газа для покрытия заданной нагрузки определены параметры тепловой схемы необходимая поверхность теплообмена экономайзера т.е. выполнен его конструктивный расчет. Кроме того выполнен поверочный котлоагрегата рассчитана схема водоподготовки а также сделан выбор основного и вспомогательного оборудования. Для надежной и безопасной эксплуатации котлоагрегата разработаны схемы автоматического контроля и регулирования процессов. В проекте отражены вопросы техники безопасности и охраны окружающей среды на основе сметно-финансовой документации произведен расчет основных технико-экономических показателей сделан сравнительный анализ работы котла на мазуте и газе из чего определен экономический эффект.
Эстеркин С. И. Котельные установки. Курсовое проектирование.- Л.: Энергоатомиздат 1989.
Уревич А. Л. Краткий справочник работника газового хозяйства. -Мн. 1978.
Кузовникова Е. А. Котельные установки . ч. 3. -Мн.: «Высшая школа» 1992.
Вукалович Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара.
Роддатис К. Ф. Полтарецкий А. Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. -М. 1989.
Деев Л. В. Балахничев Н. А. Котельные установки и их обслуживание.
-М.: Стройиздат 1974.
Зах Р. Г. Котельные установки. -М.: Машиностроение 1969.
Гусев Ю. Л. Основы проектирования котельных установок. -М.: Стройиздат 1967.
Роддатис К. Ф. Котельные установки. -М.: Энергоиздат 1977.
Рабинович О. М. Сборник задач по технической термодинамике. -М.: Машиностроение 1969.
Каталог-справочник. Котлы малой средней мощности и топочные устройства. – М.: НИИ Информтяжмаш 1972.
Справочник по водоподготовке котельных установок. Изд. 2-е перераб. и доп. Под ред. О. В. Лившица. –М.:Энергия 1978.
Кузнецов Н. В. Митор В. В. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). –М.: Энергия 1973.
Мочан С. Н. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод). –Л.: Энергия 1977
Панин В. И. Обслуживание коммунальных котельных и тепловых сетей.-М.: Стройиздат 1974.
Киселев Н. А. Котельные установки . –М.: «Высшая школа» 1986.
Центробежные консольные насосы общего назначения для воды каталог. –М.: Центихимнефтемаш 1989.
Николаев А. А. Справочник проектировщика. –М.: Издательство литературы по строительству 1965.
Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. –М.: Энергоатомиздат 1997.
Учреждение образования
_Гомельский государственный технический университет им. П. О. Сухого__
Факультет Энергетический Кафедра ”Промышленная теплоэнергетика
ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
Студенту Соловьеву Виталию Николаевичу
Тема проекта Перевод на природный газ котла ДКВР 2013 котельной
Речицкого пивзавода
(Утверждена приказом по ВУЗу от 11.02.04г № 228 – с )
Сроки сдачи студентом законченного проекта 24.06.04 г
Исходные данные к проекту 1.Место нахождения котельной - город Речица;
Минимальная нагрузка потребления пара Dm
Максимальная выработка пара Dma
Установленная мощность котельной Dуст =56 тч;
Расчетная температура наружного воздуха для отопления tно = - 25оС;
Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции tнв = -11 оС;
Средняя температура наружного воздуха за отопительный период
Содержание расчётно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов) Аннотация;
Описание котельной;
Описание тепловой схемы котельной;
Расчет тепловой схемыкотельной; 4. Тепловой расчет котельного агрегата; 5. Аэродинамический расчет котельного агрегата;
Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования;
Водоподготовка; 8. Охрана труда и экология;
Автоматизация тепломеханических процессов;
Технико-экономические показатели;
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей и графика) 1. План котельной ДП.Т.01.02.03.04.52.01. – 1 лист;
Разрез котельнойДП.Т.01.02.03.04.52.02. – 1 лист;
Тепловая схема котельной ДП.Т.01.02.03.04.52.03. – 1 лист;
Разрез котла ДКВР 2013 ДП.Т.01.02.03.04.52.04. – 2 листа;
Автоматизация котла. Регулирование ДП.Т.01.02.03.04.52.05.-
лист; 6. Автоматизация котла. Контроль ДП.Т.01.02.03.04.52.06.- 1 лист;
Водоподготовка ДП.Т.01.02.03.04.52.07. - 1 лист;
Технико-экономические показатели ДП.Т.01.02.03.04.52.08.-
Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)
Руководитель и консультант дипломного проекта Иванова Е.М.
Консультант по разделу охраны труда и экологии Овсяник Г.А. Раздел 8
Консультант по экономической части Прокопчик Г.А. Раздел 10
выдачи задания « 11 » февраля 2004г.
Пункты 1-3 -5.04.-12.04.
Пункты 4-7 -13.04.-26.04
Пункт 8-9 - 27.04-10.05.
Оформление графической части - 11.05.- 31.05.
Оформление пояснительной записки -1.06.-7.06.
Сбор подписей -8.06.-19.06.
Задание принял к исполнению (дата) « 11 » февраля 2004г.
Основы проектирования котельных 4
1 Выбор производительности и типа котельной 4
2 Выбор числа и типов котлов . 5
3 Компоновка котельной 10
4 Тепловая схема котельной 13
Тепловой расчет котельного агрегата 14
1 Общие положения 14
2 Сводка конструктивных характеристик 15
3 Определение количества воздуха необходимого для горения
состава и количества дымовых газов и их энтальпии 16
4 Составление теплового баланса 21
5 Тепловой расчет топки 22
6 Тепловой расчет конвективного пучка . 29
Расчет хвостовых поверхностей нагрева 35
1 Конструктивный расчет экономайзера 35
2 Проверка теплового баланса 39 Заключение .. 40
Котельной установкой называют совокупность устройств и механизмов предназначенных для производства водяного пара или приготовления горячей воды. Водяной пар используют для привода в движение паровых двигателей для нужд промышленности и сельского хозяйства и отопления помещения. Горячую воду предназначают для отопления производственных общественных и жилых зданий для коммунально-бытовых нужд населения.
По роду производимого теплоносителя различают установки с паровыми и водогрейными котлами. По назначению паровые котельные агрегаты делят на промышленные устанавливаемые в производственных и отопительных котельные которые устанавливают в котельных тепловых электрических станций. По типу паровые котлы можно разделить на вертикально-цилиндрические вертикально-водотрубные с развитой испарительной поверхностью нагрева и экранные. Современная паровая котельная установка представляет собой сложное сооружение. Основной частью её является собственно паровой котел в котором осуществляется превращение воды в насыщенный пар. Однако в настоящее время собственно паровой котел с целью повышения экономичности котельной установки дополняется пароперегревателем водяным экономайзером и воздухоподогревателем. Пароперегреватель предназначается для повышения температуры и энтальпии пара полученного в котле. В водяном экономайзере используют тепло дымовых газов уходящих из котла для подогрева воды подаваемой в котел а в воздухоподогревателе - для подогрева воздуха поступающего в его топку. Устанавливают водяной экономайзер или воздухоподогреватель либо тот и другой в совокупности. Собственно котел пароперегреватель водяной экономайзер воздухоподогреватель а также топка связанные в единое органическое целое совместно с примыкающими к ним паро- и водопроводами газо- и воздухопроводами арматурой образуют в целом котельный агрегат. Котельный агрегат имеет каркас с лестницами и помостами для обслуживания и заключается в обмуровку. Металлические поверхности элементов котельного агрегата соприкасающиеся с дымовыми газами и водой паром или воздухом служат для передачи тепла от дымовых газов к воде пару и воздуху и называются поверхностями нагрева. Современный котельный агрегат обслуживается рядом вспомогательных механизмов и устройств которые могут быть индивидуальными и групповыми. К вспомогательным механизмам и устройствам относят дымососы и дутьевые вентиляторы питательные и водоподготовительные установки пылеприготовительные установки топливоподачу системы золоулавливания и золоудаления - при сжигании твердого топлива мазутное хозяйство - при сжигании жидкого топлива газорегуляторную станцию - при сжигании газообразного топлива. Дымососы предназначаются для удаления дымовых газов из котельной установки. Дутьевые вентиляторы устанавливают для того чтобы при подаче воздуха в топку преодолеть сопротивление горелок или слоя топлива на решетке а также сопротивления воздухоподогревателя. Тепловые гидродинамические и аэродинамические процессы протекающие в котельной установке необходимо регулировать и контролировать. По этому ее оснащают регулирующими устройствами такими как регулятор температуры перегретого пара запорными регулирующими и предохранительными органами контрольно-измерительными приборами. На ряду с этим в котельных установках осуществляют комплексную автоматизацию регулирования всех основных происходящих в них процессов. Котельные установки расположенные в одном здании или на общей площадке в совокупности со всем комплексом вспомогательных механизмов и устройств называют котельной. В соответствии с назначением и родом производимого теплоносителя различают энергетические производственные отопительные и производственно-отопительные котельные а также котельные с паровыми и водогрейными котлами.
ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЕЛЬНЫХ
1. Выбор производительности и типа котельной
Проектирование котельной начинают с выявления характера потребителей и определения количества потребного для них тепла или пара а также вида и параметров теплоносителя. При этом производственные котельные обычно вырабатывают пар для технологических нужд отопления и вентиляции производственных цехов; отопительные котельные приготавливают горячую воду для отопления жилых и общественных зданий а также для хозяйственных нужд; производственно-отопительные котельные вырабатывают пар и приготавливают горячую воду для всех перечисленных выше видов потребления.
Потребность в тепле на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение жилых общественных и промышленных зданий определяют по проектам местных систем отопления вентиляции и горячего водоснабжения. При отсутствии таких проектов потребность в тепле может быть подсчитана по укрупненным показателям. Отпуск пара на технологические нужды промышленных предприятий и горячей воды определяю по технологическим проектам этих предприятий.
Когда вид и параметры теплоносителя а также полный отпуск тепла или пара выявлены можно установить профиль и производительность проектируемой котельной. Если все тепло отпускается в виде горячей воды проектируют котельную с водогрейными котлами если в виде пара и в виде горячей воды то в зависимости от количественного соотношения отпусков пара и горячей воды можно спроектировать паровую котельную с установкой для подогрева сетевой воды либо комбинированную котельную с водогрейными и паровыми котлами.
2. Выбор числа и типа котлов
Число и тип котлов при проектировании котельной выбирают исходя из годового графика отпуска тепла или пара для отопления и подогрева вентилируемого воздуха для горячего водоснабжения и технологических нужд. Для котельных с паровыми котлами целесообразно строить годовые графики отпуска пара производя перерасчет отпуска тепла на отопление вентиляцию и отпуск пара по формуле:
где: hс п – энтальпия пара поступающего в сетевой подогреватель воды кДжкг;
hк – энтальпия конденсата выходящего из охладителя конденсата сете- вого подогревателя кДжкг;
с п – КПД сетевого подогревателя воды составляющий 095-098.
Над суммирующей кривой отпуска тепла или пара надстраивают кривую собственного расхода тепла или пара котельной и потери тепла или пара в ней. Расход пара на деаэрацию определяют по формуле приведенной в таблице 1 а расход пара на другие нужды принимают в процентах к ее выработке: на обдувку поверхностей нагрева 1% на распыление мазута в паровых форсунках 2-3% на разогрев мазута в мазутохранилище – до 5% на паровые питательные насосы 1%. Потери тепла и пара в котельной принимают равными 1-2% отпущенного тепла или пара.
Приходя к определению числа и производительности котлов подлежащих установке в котельной исходят из того что котлы должны быть однотипными и одинаковой производительности. Предпочтительнее выбирать меньшее число более крупных котлов; желательно чтобы в котельной было 2-3 работающих котла. Резервного котла как правило не предусматривают за исключением тех случаев когда по условиям производства недопустимо даже кратковременное сокращение отпуска тепла или пара.
Производительность котлов выбирают из такого расчета чтобы они полностью обеспечивали требуемую выработку пара в зимний максимум и чтобы в летний период можно было выводить по очереди все котлы в капитальный ремонт. Расчет сводим в таблицу 1 [определение номинальной производительности котельной выбор числа и производительности котельного агрегата].
Наименование расчетной величины
Расчетная формула или источник
Максимальное потребление пара на технические нужды производства
Отпуск пара из котельной на технологические нужды производства
Потери тепла в сетях
Тепло на отопление и вентиляцию
Отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию
Температура прямой сетевой воды
Температура обратной сетевой воды
Энтальпия прямой сетевой воды
Таблица воды и водяного пара
Энтальпия обратной сетевой воды
Энтальпия насыщенного пара
Потери тепла сетевым подогревателем в окружающую среду
Температура конденсата греющего пара на выходе из системы подогревателей сетевой воды
Опытные данные при x=1 Т-S диаграмма
Отпуск пара на подогре- ватели сетевой воды
Полный отпуск пара из котельной
Собственный расход пара с учетом потерь
Выработка пара котельной без учета расхода на деаэрацию
Количество возвращающегося конденсата
Потребность в добавочной
Температура возвращающегося конденсата перед деаэратором
Температура химически очищенной воды перед деаэратором
Средняя температура воды перед деаэратором
Средняя энтальпия воды перед деаэратором
Потери тепла деаэратором в окружающую среду
Давление в деаэраторе
Температура воды в деаэраторе
Расход пара в деаэраторе
Максимальная нагрузка котлов
Номинальная производительность котла
Количество котлов установленных в котельной
Котельные располагают в отдельных помещениях удовлетворяющих требованиям Правил Госгортехнадзора «Строительных Норм и Правил» «Противопожарных норм строительного проектирования промышленных предприятий и населенных мест» и «Санитарных норм проектирования промышленных предприятий». Котельные помещения не должны примыкать к живым зданиям. Нежелательно также примыкание котельных к производственным помещениям.
2. Сводка конструктивных характеристик котельного агрегата
При поверочном расчете пользуясь чертежами котельного агрегата составляют сводку конструктивных характеристик топки конвективных поверхностей нагрева пароперегревателя водяного экономайзера и воздухоподогревателя. Для облегчения составления сводки конструктивных характеристик следует пользоваться эскизами элементов котельного агрегата.
Характеристика котла ДЕ - 65 - 14ГМ
Паропроизводительность тч 65 Давление пара на выходе из котла МПа 14
насыщенного пара 194
питательной воды 100
Объем топочной камеры м3 1121
Площадь поверхностей нагрева м2
водяного экономайзера 1416
Температура газов 0С
на выходе из топки 1079
Температура уходящих газов 0С 162
Расчетный КПД брутто % 9115
Газовое сопротивление котла кПа 110
Диаметр и толщина стенки труб мм
Масса котлоагрегата т 9545
Площадь живого сечения для прохода
продуктов сгорания м2 03482.3. Определение количества воздуха необходимого для горения состава и количества дымовых газов и их энтальпии
Определить количество воздуха необходимого для горения и количество дымовых газов по газоходам котла требуется для подсчета скорости газов и воздуха в рассчитанных поверхностях нагрева с целью определения величины коэффициента теплопередачи в них. Определение энтальпии дымовых газов необходимо для составления уравнения теплового баланса рассчитываемых элементов котельного агрегата:
а) определяют теоретическое количество воздуха необходимое для горения и теоретическое количество продуктов сгорания топлива по формулам таблицы 2;
б) выбирают значение коэффициента избытка воздуха в конце топки по данным таблицы 1 приложения 1 а затем определив по данным таблицы 3 присос воздуха в элементах котельного агрегата подсчитывают среднее значение коэффициента избытка воздуха по газоходам котла;
в) подсчитывают действительное количество воздуха необходимое на горение а также среднее действительное количество продуктов сгорания и парциальное давление трехатомных газов в газоходах котла по формулам 3;
г) подсчитывают энтальпию теоретического количества воздуха необходимого для горения при различных температурах и коэффициенте избытка воздуха по формуле таблицы 4 с последующим составлением h-t таблицы.
Характеристики топлива: газ Брянск - Москва [1]cтр.35
СН4 = 928 % С2 Н6 = 39 % С3Н8= 11 %
С4Н10 = 04 % С5Н12 = 01 % N2 = 16 % Теплота сгорания топлива: QСн = 37310 кДжкг СО2 = 01 %
СН4 + С2 Н6 + С3Н8 + С4Н10 + С5Н12 + N2 + СО2 = 100 %
8 + 39 +11 + 04 + 01 + 16 + 01=100 %
Теоретическое количество воздуха необходимое для горения. Теоретический состав дымовых газов
Наименование величины
Расчетная формула или источник определения
Теоретическое количество воздуха необходимое для горения
Теоретический объем азота в дымовых газах
Объем сухих трехатомных газов
Теоретический объем водяных паров в дымовых газах
Полный объем теоретического количества дымовых газов
Состав продуктов сгорания и объемная доля углекислоты и водяных паров по газоходам котельного агрегата
Наименование рассчитываемой величины
Наименование элементов газового тракта
Конвек-тивный пучок 1
Конвек-тивный пучок 2
Коэффициент избытка воздуха в конце топки
Присос по элементам тракта
Коэффициент избытка воздуха за элементом тракта
Коэффициент избытка воздуха средний
Избыточный объем воздуха
Избыточный объем водяных паров
Действительный объем продуктов сгорания
V0RO2+ V0N2+ V0H2O+223+1734
Объемная доля сухих трехатомных газов в продуктах сгорания
Объемная доля водяных паров в продуктах сгорания
Объемная доля трехатомных газов в продуктах сгорания
Температура продуктов сгорания 0С
Энтальпия теоретического количества воздуха необхо-димого для горения
Энтальпия теоретического количества продуктов сгорания
H0г=H0RO2 +H0N2+H0H2O
Энтальпия избыточного количества воздуха
Энтальпия действительного количества продуктов сгорания
Энтальпия продуктов сгорания для различных значений температуры и коэффициента избытка воздуха
Построение H – t диаграммы:
Диаграмма H – t имеет важнейшее значение для теплового расчета котла. Поэтому к расчету и построению ее нужно отнестись более тщательно.диаграммы должен быть таким чтобы отсчет температуры можно было производить с точностью до 5 0С а энтальпия – 50 кДжкг. При использовании для этой цели миллиметровой бумаги масштаб принимаем следующий: по оси температур 1 мм – 50; по оси энтальпий 1 мм – 50 кДжкг.
4. Составление теплового баланса
Составление теплового баланса котельного агрегата служит для определения часового расхода топлива на котельный агрегат.
В настоящем разделе пользуясь формулами таблицы 5 а также данными таблицы 1;
а) определяют тепловые потери котельного агрегата и ;
б) составляют тепловой баланс и определяют КПД котлоагрегата;
в) подсчитывают действительный часовой расход топлива;
кроме того в данном разделе определяют две вспомогательные величины а именно:
г) расчетный расход топлива (действительно сгоревшее топливо);
д) коэффициент сохранения тепла.
5. Тепловой расчет топки
Тепловой расчет топки сводится к определению ее размеров при конструктивном расчете или проверке их при поверочном расчете а также определение коэффициента теплоотдачи в ней от факела к лучевоспринимающим поверхностям нагрева (экрану фестону или первому ряду кипятильных труб).
В случае конструктивного расчета ставится цель по выбранной температуре дымовых газов в конце топки определить требуемую лучевоспринимающую поверхность нагрева топки а в случае поверочного расчета по заданной величине лучевоспринимающей поверхности нагрева топки определить температуру дымовых газов в конце топки. При тепловом расчете котельного агрегата связанном с проектированием котельных обычно выполняют поверочный расчет топки так как на заводах топки и экранные поверхности нагрева выполняют единообразно для всех котельных агрегатов данного типоразмера.
Достаточность объема топки определяют исходя из характеристик выбранной топки с последующей поверкой ее размеров. При расчете слоевых топок для твердого топлива кроме того проверяют достаточность зеркала горения.
Температуру дымовых газов в конце топки при поверочном расчете определяют согласно табл. 4 предварительно подсчитав значения входящих в нее величин. При этом сначала определяют величину полезного тепловыделения в топке и теоретическую температуру горения по H-t таблице.
Если в котельном агрегате предусмотрен воздухоподогреватель то для определения названых величин необходимо знать температуру горячего воздуха которая пока неизвестна и окончательно определяется только в самом конце теплового расчета котельного агрегата при расчете воздухоподогревателя. Поэтому определяя величину полезного тепловыделения в топке при расчете котельного агрегата в котором предусмотрен подогрев воздуха предварительно задаются температурой горячего воздуха.
После того как температура дымовых газов в конце топки подсчитана необходимо проверить насколько правильно было выбрано предварительное значение дымовых газов в конце топки при определении степени черноты топки. Если разница в значениях температуры дымовых газов определенной по формуле и предварительно выбранной не превышает 1000С расчет считается законченным и в качестве окончательного значения температуры дымовых газов в конце топки принимают то значение которое получено по расчету. В противном случае расчет проверяют при другом значении предварительно выбранной температуры дымовых газов в конце топки.
После того как температура дымовых газов в конце топки подсчитана необходимо также проверить насколько она соответствует рекомендуемым значениям. Если полученная расчетная температура лежит вне рекомендуемых пределов это значит что величина лучевоспринимающей поверхности нагрева топки не соответствует требуемой. Если она велика то следует закрыть часть экранов кирпичной кладкой если она недостаточна то следует решить вопрос об увеличении ее. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.
Тепловой баланс котельного агрегата
Располагаемое теп-ло топлива
Температура ухо-дящих газов
Технические соображения
Энтальпия уходя-щих газов
hУХ = H0г300 - H0г100
Температура хо-лодного воздуха поступающего в котельный агрегат
Рекомендации нормативного метода теплового расчета котлоагрегатов
Энтальпия теоре-тически необходи-мого холодного воз-духа
Потеря тепла от механической не-полноты сгорания
Потеря тепла от химической непол-ноты сгорания
Потеря тепла с отходящими газами
. Потеря тепла на наружное охлаж-дение котельного агрегата
Потеря с физи-ческим теплом шла-ков
Имеет место только при сжигании твердого топлива
Сумма тепловых потерь
Коэффициент полезного действия котельного агрегата
Процент про-дувки котла
Температура дымовых газов на выходе из топки
Принимается предварительно
Суммарная погло-щающая способность трехатомных газов
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами
Суммарная сила поглощения газового потока
Степень черноты несветящейся части пламени
= 1 – 2718 - 25 01 1347
Коэффициент ослабления лучей светящейся части пламени
Суммарная сила поглощения светя-щейся части пламе-ни
Степень черноты светящейся части пламени
– е – (Ксв+ Кг r ) PS =
– 2718 – (25 0216+135) 011347
Степень черноты факела
Условный коэф-фициент загрязнения лучевоспринима-ющих поверхностей
Рекомендации нормативного метода теплового расчета
Коэффициент тепловой эффективности топки
Тепловыделение в топке на 1м2 стен топки
Расчетный коэф-фициент
Действительная температура дымовых газов на выходе из топки
Энтальпия дымо-вых газов на выходе
Тепловосприятие теплоносителя на 1 кг произведенного перегретого пара
h нп= 2789 кДжкг при
Действительный часовой расход топлива
Расчетный часо-вой расход топлива
Коэффициент сохранения тепла
Расчетное теп-ловое напряжение топочного прос-транства
Полезное тепло-выделение в топке
QPP (100-q3-q4-qшл)+
Тепло передан-ное излучением в топке
6. Тепловой расчет конвективного пучка
По конструктивным данным выбираем:
Н - площадь поверхности нагрева;
F - площадь живого сечения (м2) для прохода продуктов сгорания;
d-наружный диаметр труб;
S1 S2 - поперечный и продольный шаг труб S1 = S2 = 110 мм [2] стр.33
Подсчитываем относительный поперечный шаг G1 = S1 d и относительный
продольный шаг G2 = S2 d
G1 =110 51 = 215; G2 =110 51 = 215
Предварительно принимаем два значения температуры продуктов сгорания после рассчитанного газохода. В дальнейшем весь расчет ведется для двух предварительно принятых температур.
Определяем теплоту отданную продуктами сгорания (кДжкг):
Qs = (h - h² + h0прc)
где: — коэффициент сохранения теплоты (табл.5); h—энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева определяется по рис.1(приложение) при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева предшествующей рассчитываемой поверхности; h²— энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева определяется по рис.1(приложение) при двух предварительно принятых температурах после конвективной поверхности нагрева; — присос воздуха в конвективную поверхность нагрева определяется как разность коэффициентов избытка воздуха на входе и выходе из нее (табл.3); h0прc — энтальпия присосанного в конвективную поверхность нагрева воздуха при температуре воздуха tв = 30°С определяется по формуле: h0прс= V0В CВ tв
h0прc=991 132 30 = 392436 кДжкг
По h-t диаграмме: h²m
Коэффициент сохранения тепла: = 0985
Вычисляем расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе (°С)
где Q и ²— температура продуктов сгорания на входе в поверхность и на выходе из нее.
Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева (мс)
Wг = Bр Vг ( +273) (F 273 3600)
где Вр — расчетный расход топлива кгс (табл.5); F— площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания (см. п. 1) м2; VГ —объем продуктов сгорания на 1 кг твердого и жидкого топлива (из расчетной табл. 3 при соответствующем коэффициенте избытка воздуха); — средняя расчетная температура продуктов сгорания °С (см. п. 4).
Wг max=45962 1111 (750 + 273) (0348 273 3600) = 1527 мс.
Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева:
при поперечном смывании коридорных и шахматных пучков и ширм
где: - коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме:
при поперечном омывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; - поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания определяется при поперечном омывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; - поправка на компоновку пучка определяется: при поперечном смывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; Сф - коэффициент учитывающий влияние изменения физических параметров потока определяется: при поперечном омывании коридорных пучков труб - по рис. 6.1 [2].
ak min = 1 108 84 1= 9072 ВтКм2
ak max=1 104 89 1 = 9256 ВтКм2
Вычисляем степень черноты газового потока по номограмме рис. 5.6. [2]. При этом необходимо вычислить суммарную оптическую толщину
kps = (kг rn + kзл ) p s
где: kг — коэффициент ослабления лучей трехатомными газами;
kзл коэффициент ослабления лучей золовыми частицами [2] стр.75
концентрация золовых частиц.
Толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков (м)
S = 09 d (4 (S1 S2 d2 ) -1)
S = 09 51 10-3 (4 314 (1102 512) -1) = 0213 м
Pn = 0216 01 = 00216 МПа
где: p — давление продуктов сгорания в газоходе принимается 01 МПа [2] стр.62.
kpsmin = 3648 00216 0213 = 0167
kps2 = 3305 00216 0213 = 0152
По рис.5.6 [2] определяем степень черноты газового потока
Определяем коэффициент теплоотдачи учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева Вт(м2 К):
для незапыленного потока (при сжигании жидкого и газообразного топлива)
где: — коэффициент теплоотдачи определяется по номограмме на рис. 6.4[2]; а — степень черноты; cг — коэффициент определяется по рис. 6.4[2].
Для определения и коэффициента cг вычисляется температура загрязненной стенки (°С)
где: t — средняя температура окружающей среды для паровых котлов принимается равной температуре насыщения при давлении в котле а для водогрейных — полусумме температур воды на входе в поверхность нагрева и на выходе из нее °С; t — при сжигании газа принимается равной 25°С [2] стр.78.
t3= 19504 + 25= 2204 °C
cг min= 093 cг max= 097.
max = 58 097 014= 787 Вт(м2K).
Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева Вт(м2K):
где: - коэффициент использования учитывающий уменьшение тепловосприя-
тия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами
сгорания частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования
застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимается = 1.[2] стр.79.
a1max = 1 (9256 + 787) = 10043 Вт(м2K).
Вычисляем коэффициент теплопередачи Вт(м2K)
где: —коэффициент тепловой эффективности определяемый из табл. 6.1 и 6.2 в зависимости от вида сжигаемого топлива [2]:
Kmax = 085 10043 = 85366 Вт(м2K).
Определяем количество теплоты воспринятое поверхностью нагрева на 1кг сжигаемого твердого и жидкого топлива (кДжкг)
Qт = [(K H T) (Bр 1000 )] 3600
Для испарительной конвективной поверхности нагрева °С :
tk - температура насыщения при давлении в паровом котле определяется из таблиц для насыщенных водяных паров °С
tk = 19504 °С [1]стр.47:
Tmin = (1000 - 300) [ln (1000 – 19504) (300 – 19504)] = 344 °С
Tmax = (1000 - 500) [ln (1000 – 19504) (500 – 19504)] = 515 °С
Qт max = (85366 633 515 36) 45962 = 2179214 кДжкг.
По принятым двум значениям температуры 1” и 2” и полученным двум значениям Qт и Qб производится графическая интерполяция для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Для этого строится зависимость Q =f(") показанная на рис.2[приложение]. Точка пересечения прямых укажет температуру продуктов сгорания²кп1 которую следовало бы принять при расчете.
Определив температуру кп1 = 370 °С находим по рис.1 [приложение] h²кп = 7000 кДжкг.
Количество тепла переданное в первом конвективном пучке
Qкп = (hкп - h²кп + h0прс )
Qкп = 0985 (23500 – 7000 + 005 39244) = 1627189 кДжкг.
РАСЧЕТ ХВОСТОВЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
1. Конструктивный расчет водяного экономайзера
В промышленных паровых котлах работающих при давлении пара до 25 МПа чаще всего применяются чугунные водяные экономайзеры а при большем давлении — стальные. При этом в котельных агрегатах горизонтальной ориентации производительностью до 25 тч имеющих развитые конвективные поверхности часто ограничиваются установкой только водяного экономайзера. В котельных агрегатах паропроизводительностью более 25 тч вертикальной ориентации с пылеугольными топками после водяного экономайзера всегда устанавливается воздухоподогреватель. При сжигании высоковлажных топлив в пылеугольных топках применяется двухступенчатая установка водяного экономайзера и воздухоподогревателя.
При установке только водяного экономайзера рекомендуется такая последовательность его расчета:
По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты (кДжкг) которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов:
Qэк= (hэк-h²эк+эк h0прc)
где — коэффициент сохранения теплоты (табл.5) при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева предшествующей рассчитываемой поверхности; hэк— энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер определяется из рис.1[приложение ] по температуре продуктов сгорания известной из расчета предыдущей поверхности нагрева кДжкг; h²эк — энтальпия уходящих газов определяется из табл.5 по принятой в начале расчета температуре уходящих газов кДжкг; эк— присос воздуха в экономайзер принимается по табл.3; h0прc — энтальпия теоретического количества воздуха при температуре воздуха Tв = 30(°С) определяется по формуле: h0прc=V0В CВ Tв
hэк=h²кп=7000 кДжкг
h²эк=hух=3165 кДжкг
Qэк = 0985 (7000-3165+005392436 )=37968 кДжк
Приравнивая теплоту отданную продуктами сгорания теплоте воспринятой водой в водяном экономайзере определяем энтальпию воды после водяного экономайзера (кДжкг):
hв= Bр Qэк (D 1000) + hп.в
hв= 4596 237968 (65 1000) + 419 30 = 39417 кДжкг
где: hп.в — энтальпия питательной воды на входе в экономайзер кДжкг; D - паропроизводительность котла кгч.
По энтальпии воды после экономайзера и давлению ее из таблиц для воды и водяного пара определяем температуру воды после экономайзера tв.
tв= hв Cв = 39417 41989 = 939 °С
Т.к полученная температура воды оказалась более чем на 20 °С ниже температуры при давлении в барабане котла то для котлов давлением до 24 МПа к установке принимают чугунный водяной экономайзер. При несоблюдении указанных условий к установке следует принять стальной змеевиковый водяной экономайзер.
Выбираем конструктивные характеристики принятого к установке экономайзера. Для чугунного и стального экономайзера выбирается число труб в ряду с таким расчетом чтобы скорость продуктов сгорания была в пределах от 6 до 9 мс при номинальной паропроизводительности котла. Конструктивные характеристики труб чугунных экономайзеров ВТИ приведены в табл. 6.3.[2] Число труб в ряду для чугунных экономайзеров должно быть не менее 3 и не более 10.
Определяем площадь экономайзера и среднеарифметическую температуру продуктов сгорания по формулам: Fэк= Bр Vг(+273) (Wг 273 3600)
где: Wг -предварительно принятая скорость продуктов сгорания Wг=6 мс ; Vг –объём дымовых газов за экономайзером (табл.3).
где: Q= Q²кп2 –до экономайзера;
Q²= Qух =200°С- на выходе из экономайзера.
= (370+200) 2=285 °С.
Fэк= 45962 1111 (285 + 273) (6 3600 273) = 048 м2
Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания :
Действительная площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания
Fфэк= 4 012 = 048 м2.
Определяем действительную скорость продуктов сгорания в экономай-зере (мс)
Wутг=Bр Vг (+273) (Fфэк 2733600)
Wутг=45962 1111 (285+273) (048 273 3 600) = 604 мс.
Определяем коэффициент теплопередачи. Для чугунных экономайзеров:
K=KH CV определяется с помощью номограммы рис.6.9[2]
По известным значениям температур воды и дымовых газов определяем температурный напор:
T1= tэк-tВ = 370 – 939 = 2761 °С.
T2= t²эк-tпв = 200 -30 = 170 °С.
T= (2761 -170) [ln (2761 170)] = 21878 °С
Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера (м2)
Hэк=103 Qэк Bр (K T 3600)
Hэк= 103 37968 45962 (18 21878 3600) = 12309 м2.
По полученной поверхности нагрева экономайзера окончательно устанавливаем его конструктивные характеристики. Для чугунного экономайзера определяем общее число труб и число рядов по формулам:
где: hтр - площадь поверхности нагрева одной трубы м2 [2 табл.6.3]; Z1 — принятое число труб в ряду.
2. Проверка теплового баланса
Проверка теплового баланса котлоагрегата заключается в определении невязки баланса по уравнению:
DQ = Qр hка - (Qл + Qкп + Qэк)
где: Qл Qкп Qэк — количества теплоты воспринятые луче-воспринимающими поверхностями топки конвективным пучком и экономайзером; в формулу подставляют значения определенные из уравнения баланса.
При правильном расчете невязка не должна превышать 05 %
Q = 37310 0903 - (136606 + 1627189 + 37968) = - 3836
Q 100 Qрн hка = -3836 100 37310 0903 = 011 % 05 %
Расчет можно считать оконченным.
В результате выполненного проекта в отопительно-производственной котельной предусматривается установка шести котлов ДЕ 65-14- ГМ работающих на газе. Паропроизводительность и тепловая мощность котельной полностью обеспечивают потребности производства и собственных нужд.
При выполнении данного курсового проекта были рассчитаны тепловые нагрузки определены параметры котельной произведены расчёты процессов горения теплового баланса котельных агрегатов рассчитан расход газа на котёл было выбрано вспомогательное оборудование.
Так же был произведены тепловые расчёты топок газоходов котла выполнен конструктивный расчёт экономайзера (расчёт хвостовых поверхностей котельного агрегата) и проверка теплового баланса.
Тепловые и атомные электростанции. М.: Энергоатомиздат. 1989 г. Под ред. В. А. Григорьева В. М. Зорина.
Р. И. Эстеркин. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. Л.: Энергоатомиздат 1989 г.
Гусев К. Л. Основы проектирования котельных установок. М.: Стройиздат 1973 г.
Сидельский Л. Н. Юренев В. Н. Котельные установки промышленных предприятий. М.: Энергоиздат 1986 г.
Зах Р. Г. Котельные установки. М.: Энергия 1968 г.
К. Ф. Роддатис А. Н. Полтарецкий. Справочник по котельным установкам малой производительности. М.: Энергоатомиздат 1991 г.
Г. Н. Делягин В. И. Лебедев и др. теплогенерирующие установки. М.: Стройиздат 1986 г.
Теплотехнический справочник. Том 2. М.: Энергоатомиздат 1976 г.
Паровая котельная оборудована двумя котлами ДКВР 2013 и котлом ДЕ-16-14-225ГМ с соответствующим вспомогательным оборудованием водоподготовкой деаэрационно-питательной сетевой подпиточной установками установкой сбора и перекачки конденсата. При котельной имеется мазутное хозяйство емкостью 2х1000м3.
Котельная снабжает теплом и паром собственное производство пивзавода.
Котлы ДКВР 2013в 1998г. выработали свой ресурс и после капремонта один котел газифицируется а второй консервируется
на дипломный проект студента энергетического факультета
Гомельского государственного технического
университета им. П.О. Сухого
Соловьева Виталия Николаевича
на тему: "Перевод на природный газ котла ДКВР 2013 Речицкого пивзавода.
В данном дипломном проекте произведен расчет по переводу котла ДКВР 2013 с мазута на природный газ и определены: необходимый расход газа для покрытия заданной нагрузки параметры тепловой схемы необходимая поверхность теплообмена экономайзера т.е. выполнен его конструктивный расчет. Кроме того выполнен поверочный расчет котлоагрегата рассчитана схема водоподготовки а также сделан выбор основного и вспомогательного оборудования. Для надежной и безопасной эксплуатации котлоагрегата разработаны схемы автоматического контроля и регулирования процессов. В проекте отражены вопросы техники безопасности и охраны окружающей среды а также на основе сметно-финансовой документации произведен расчет основных технико-экономических показателей сделан сравнительный анализ работы котла на мазуте и газе на основе которого определен экономический эффект.
Следует отметить достаточно хороший уровень технической подготовки дипломника и умение использовать свои знания при решении поставленных практических задач а также хорошее качество графических разработок и оформление расчетно-пояснительной записки на ПЭВМ.
Соловьев В.Н. освоил технику инженерного конструирования и расчетов подготовлен для работы по специальности на производстве в проектных и научно-исследовательских организациях.
Оценка проекта: дипломный проект заслуживает оценки "хорошо".
Начальник ПТО ГТС Ефименко Виктор Александрович
на студента энергетического факультета
Во время работы над дипломным проектом зарекомендовал себя как старательный студент проявил активность и инициативу в сборе материала.
Показал хорошие знания и навыки по всем разделам проекта. Проявил творческий подход к выполнению дипломного проекта. Благодаря полученным знаниям может считаться готовым к серьезной инженерной работе.
Полученное задание по дипломному проекту выполнил качественно и в срок.
Заслуживает оценки «хорошо».
Дипломник Соловьев В.Н. заслуживает присвоения квалификации инженер-теплоэнергетик.
Руководитель проекта ассистент кафедрыИванова Е.М.
Промышленная теплоэнергетика и экология
Охрана труда и экология
Паровые и водогрейные котлы должны удовлетворять нормам и требованиям по обеспечению безопасной их эксплуатации. которые изложены в соответствующих Правилах устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.
Конструкция котла и его основных элементов должна обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течение назначенного срока службы а также возможность технического освидетельствования очистки промывки ремонта и эксплуатационного контроля металла фасонных и литых деталей сварных соединений.
Конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева и свободного теплового расширения его элементов при растопке и нормальном режиме работы.
Каждый котел с камерным сжиганием топлива должен быть снабжен взрывными предохранительными устройствами которые должны быть размещены и устроены так чтобы при их срабатывании исключалось травмирование людей. Газоходы через которые подаются отходящие газы должны иметь взрывные клапаны такой конструкции которая обеспечит безопасность обслуживающего персонала при их срабатывании. Горелочные устройства должны быть безопасны и экономичны. Должны обеспечивать надежное воспламенение и устойчивое горение топлива без отрыва и проскока пламени за пределы топки в заданном диапазоне режимов работы не допускать выпадения капель жидкого топлива на под и стенки.
Изготовление монтаж ремонт а также реконструкция модернизация котлов и их элементов должны выполнятся специализированными предприятиями и организациями располагающими техническими требованиями необходимыми для качественного выполнения работ. При изготовлении монтаже и ремонте должна применяться система контроля качества которая гарантировала бы выявление недопустимых дефектов ее высокое качество и надежность в эксплуатации. Контроль качества сварки и сварных соединений включает:
проверку уровня квалификации и аттестации персонала;
проверку сборочно – сварочного контрольного оборудования аппаратуры приборов и инструментов;
контроль качества основных материалов;
контроль качества сварочных материалов и материалов для дефектоскопии;
операционный контроль технологии сварки;
неразрушающий контроль качества сварных соединений;
разрушающий контроль;
контроль исправления дефектов.
Основными методами неразрушающего контроля металла и сварных соединений котлов являются:
- визуальный и визуально – оптический;
- прогонка металлического шара;
- гидравлическое испытание.
При разрушающем контроле должны проводиться испытания механических свойств.
Для управления работой котлов и обеспечения режимов эксплуатации они должны быть оснащены:
устройствами предохраняющими от повышения давления (предохранительными устройствами);
указателями уровня воды (для паровых котлов);
приборами для измерения температуры среды;
запорной и регулирующей арматурой;
приборами безопасности.
Каждый элемент котла внутренний объем которого ограничен запорной арматурой должен быть защищен предохранительными устройствами автоматически предотвращающими повышение давления сверх допустимого путем выпуска рабочей среды в атмосферу.
В качестве предохранительных устройств допускается применять:
рычажно – грузовые предохранительные клапаны прямого действия исключая их использование в транспортабельных котельных;
пружинные предохранительные клапаны прямого действия;
выкидные предохранительные устройства (гидрозатворы).
Манометры устанавливаемые на котлах и трубопроводах в пределах котельной должны иметь класс точности не ниже 25.
У водогрейных котлов для измерения температуры воды устанавливают термометры при входе воды в котел и на выходе из него. При наличии в котельной двух и более котлов термометры кроме того размещают на общих подающем и обратном трубопроводах.
Арматура установленная на котлах и трубопроводах должна иметь маркировку с указанием:
условного или рабочего давления и температуры среды ;
направления потока среды.
Каждый котел оборудуют следующими трубопроводами :
для продувки котла и спуска воды при остановке котла ;
для удаления воздуха из котла при растопке ;
для удаления конденсата из паропроводов ;
для отбора проб воды и пара ;
для ввода корректирующих (моющих) реагентов при эксплуатации (химической очистке) котла.
Гидравлическому испытанию подлежат все котлы и их элементы после изготовления. Котлы изготовление которых заканчивается на месте установки транспортируемые на место монтажа отдельными деталями элементами или блоками подвергаются гидравлическому испытанию на месте монтажа.
Гидравлическому испытанию с целью проверки плотности и прочности всех элементов котла а также всех сварных и других соединений подлежат :
все трубные сварные литые фасонные и другие элементы и детали а также арматура если они не прошли гидравлическое испытание на местах их изготовления ; гидравлическое испытание не является обязательным для перечисленных элементов и деталей если они подвергаются стопроцентному контролю ультразвуком или иными равноценными неразрушающими методами дефектоскопии ;
элементы котлов в собранном виде ;
котлы пароперегреватели и экономайзеры после окончания их изготовления или монтажа.
Пробное давление при гидравлическом испытании должно составлять 15 рабочего давления но быть не менее 02 МПа (2 кг*ссм2) . Котлы на которые имеются ГОСТы должны испытываться давлением указанным в этих ГОСТах.
Для гидравлических испытаний должна применяться вода с температурой не ниже 278 К (5 0С) и не выше 313 К (40 0С).
Котел считается выдержавшим гидравлическое испытание если не обнаружено:
течи слезок и потения на основном металле и в сварных соединениях;
остаточных деформаций.
Время выдержки котла под пробным давлением должно быть не менее 10 мин. Падение давления во время испытания не допускается.
Устройство помещений и чердачных перекрытий над котлами не допускается. Место установки котлов внутри производственных помещений должно быть отделено от остальной части помещения несгораемыми перегородками по всей высоте котла но не менее 2 м с устройством дверей. Для обслуживающего персонала в зданиях котельной должны быть оборудованы бытовые и служебные помещения в соответствии с санитарными нормами. Выходные двери из помещения котельной должны открываться наружу.
Помещения котельной должны быть обеспечены достаточным естественным светом а в ночное время – электрическим освещением. Помимо рабочего освещения в котельной должно быть аварийное электрическое освещение.
Помещение котельной котлы и все оборудование следует содержать в исправном состоянии и чистоте. Проходы в котельном помещении и выходы из него должны быть всегда свободными.
Водно – химический режим должен обеспечивать работу котла и питательного тракта без повреждения их элементов в следствие отложений накипи и шлама повышения относительной щелочности котловой воды до опасных пределов или в результате коррозии металла.
Для жидкостных котлов должно быть установлено не менее двух циркуляционных насосов с электрическим приводом из которых один должен быть резервным. Подача и напор циркуляционных насосов должны выбираться так чтобы была обеспечена необходимая скорость циркуляции теплоносителя в котле.
Жидкостные котлы должны быть оборудованы линией рециркуляции с автоматическим устройством обеспечивающим поддержание постоянного расхода теплоносителя через котлы при частичном или полном отключении потребителя.
Для восполнения потерь циркулирующего в системе теплоносителя должно быть предусмотрено устройство для обеспечения подпитки системы.
2.1. Общие положения.
Газ не содержит твердых примесей связанного азота и практически не содержит серы за исключением поставок газа не прошедшего стадий очистки на газоперерабатывающем предприятии или когда сжижаются попутные газы технологические сбросные газы нефтехимического или металлургического производства.
Отсюда следует что борьба с выбросами оксидов азота часто является единственным средством позволяющим обеспечить чистоту атмосферы в районе расположенного теплоэнергетического объекта работающего на газу.
Концентрация оксидов азота в дымовых газах при сжигании природного газа в крупных котлах (производительностью по пару 210-420 тч) составляет обычно 04-08 гм3 (в пересчете на диоксид NO2) а в мощных энергетических котлах может достигать 15 гм3 . В дымовых газах небольших отопительных и промышленных котлов содержится меньше оксида азота ( 01-05гм3) но дымовые трубы которыми оснащают такие котельные имеют обычно столь малую высоту что приземная концентрация Nox часто превышают санитарные нормы. В отличие от молекулярного азота N2 который составляет почти 79% атмосферного воздуха оксиды азота содержатся в атмосфере в значительно меньших количествах но несмотря на это роль их в жизни человека весьма существенна.
Оксиды азота обычно классифицируются в зависимости от степени окисления азота. При соединении азота с кислородом по мере увеличения его валентности образуются гелиооксид N2О оксид NO азотистый ангидрид N2O3
диоксид NO2 тетраоксид диазота N2O4 и азотный ангидрид N2O5.В проблеме охраны атмосферного воздуха наибольшее практическое значение имеют оксид и диоксид азота сумму которых часто обозначают как NOX . Другие оксиды
азота не считаются важным с биологической точки зрения или их присутствие в земной атмосфере ничтожно мало вследствие неустойчивости этих соединений.
Оксид азота NO – малоактивный в химическом отношении бесцветный газ лишенный запаха и плохо растворимый в воде. При комнатной температуре и атмосферном давлении растворимость NO составляет лишь 0.047 гсм3 с повышением температуры растворимость падает. Диоксид азота NO2более активен он красно-бурого цвета и отличается резким запахом.
Главной проблемой возникающей в результате присутствия в воздухе оксидов азота является их токсическое воздействие на здоровье людей. Установлено что даже кратковременное (до 1 ч) воздействие диоксида азота в концентрации 47-140 мгм3 может вызвать воспаление легких и бронхит а при концентрации 560-940 мгм3 велика вероятность летального исхода в результате отека легких.
Повышенные концентрации оксидов азота в воздухе воздействуют не только на людей но и на растительный мир ; по данным американских исследователей при концентрациях от 280 до 560 мкгм3 наблюдались повреждения томатов и бобовых.
Основным источником выброса оксидов азота в атмосферу является сжигание ископаемого топлива стационарными установками при производстве теплоты и электроэнергии. Большую роль особенно в городах играют также выбросы автотранспорта и некоторых промышленных предприятий ( заводов по производству азотной кислоты взрывчатых веществ и т.д. ).
Важнейшей сферой борьбы с загрязнением атмосферы оксидами азота является энергетика.
Для оценки перспектив загрязнения атмосферы токсичными продуктами сгорания органического топлива важно правильно оценить ожидаемый прирост потребления первичной энергии а также рост потребления тех энергоносителей . Таковыми являются нефть и нефтепродукты используемые для сжигания природный газ а так же твердые топлива .
На выходе из дымовой трубы состав окислов азота почти не изменяется по сравнению с топочной камерой т.е состоит из NOи только в атмосфере может происходить процесс его постепенного доокисления .
Наибольший выход окислов азота характерен для высококалорийных сортов топлива ( мазут каменный уголь природный газ ).
Из анализа влияния основных факторов на образование окислов азота выступают методы их подавления в топочной камере.
При внедрении мероприятий рассчитанных на снижение образования оксидов азота приходится учитывать что некоторые из них могут увеличить содержание других не менее опасных загрязнителей. В частности при некоторых режимах сжигания газа образуются канцерогенные продукты: бензаперен и другие полициклические ароматические углеводороды. Концентрация бензаперена в дымовых газах при полной нагрузке газовых котлов составляет 1-10 мкг100м3 причем нижнее значение соответствует крупным энергетическим котлам а верхнее- отопительным котлам. Если учесть что среднесуточная предельно-допустимая концентрация бензаперена в воздухе равна 0001 мкгм3 то становится ясным что при нормальных условиях работы котла токсичность дымовых газов определяется в основном содержанием в них оксидов азота и только при частичных нагрузках главным образом на отопительных блоках или при нарушении нормальных режимов горения суммарная относительная токсичность продуктов неполного сгорания может оказаться сопоставимой с токсичностью оксидов азота.
Простейшим мероприятием снижающим максимальный уровень температуры в топке является уменьшение нагрузки котла. Многочисленные измерения проведенные на котлах различной мощности с горелками разных конструкций показали что зависимость концентрации Nox от нагрузки котла близка к степенной. Снижение нагрузки котла сопровождается снижением температур в топке за счет уменьшения обьемного тепловыделения и температуры подогрева воздуха. Снижение выходных скоростей в горелках также оказывает определенное влияние на образование Nox.
Понятно что снижение нагрузки котла нельзя рассматривать в качестве мероприятия по снижению выбросов оксидов азота (за исключением может быть случаев особо не благоприятных метеорологических условий продолжительность которых довольно ограничена) однако влияния теплового напряжения зоны активного горения на образование оксидов азота может быть использовано конструкторами при создании новых котлов на природном газе.
Еще одним простейшим средством снижения температурного уровня а следовательно и концентрации оксидов азота в дымовых газах является осуществление рециркуляции дымовых газов. При сжигании газа когда отсутствуют слабозависящие от температуры топливные NOx эффективность рециркуляции газов весьма велика.
При рециркуляции дымовых газов через горелки уменьшается также концентрация кислорода что приводит к дополнительному снижению образования NOx . Если же подавать газы рециркуляции через шлицы в под топки как это иногда делается для регулирования температуры промежуточного перегрева при снижении нагрузки то их влияние на выбросы оксидов азота будет незначительно.
Дальнейшее увеличение рециркуляции уже менее эффективно. Ограниченность применения этого метода снижения выбросов оксидов азота объясняется тем что рециркуляция дымовых газов снижает экономические показатели (возрастают потери с уходящими газами и расход электроэнергии на собственные нужды). В тех случаях когда рециркуляцию газов необходимо производить на уже действующих котлах появляются дополнительные трудности связанные с установкой дымососа рециркуляции и коробов для подачи дымовых газов к горелкам.
Еще одним недостатком этого метода являются опасное возрастание концентрации бензапирена по мере увеличения рециркуляции дымовых газов.
Снижение максимальной температуры в топочной камере а следовательно и концентрации оксидов азота можно обеспечить увеличением теплоотвода например за счет установки двусветного экрана или других тепловоспринимающих поверхностей нагрева в зоне интенсивного горения.
Снижение температурного уровня за счет ввода влаги в зону горения является одним из возможных путей сокращения выбросов оксидов азота при сжигании природного газа. При этом эффективности метода зависит не только от количества вводимой в топку влаги но и от способа ввода а также от коэффициента избытка воздуха в топочной камере.
Как и в случае сжигания угля или мазута простейшим методом уменьшения концентрации оксидов азота в продуктах сгорания газа является снижение избытка воздуха подаваемого через горелки . Сказанное относится только к тому диапазону избытков воздуха который применяется обычно в энергетических котлах (11-12) . В случае более высоких a снижение температуры в топочной камере оказывает большее влияние на образование оксидов азота и в результате увеличение избытка воздуха сверх a=12 снижает концентрацию NOx в дымовых газах.
Снижение избытка воздуха возможно лишь до тех пор пока это не приводит к интенсивному росту продуктов неполного сгорания когда не только уменьшается экономичность топочного процесса но и создается опасность загрязнения атмосферы другими веществами не менее вредными чем оксиды азота.
При многоярусном размещении горелок эффективным средством снижения выбросов оксида азота может оказаться нестехиометрическое сжигание.
Другим методом нестехиометрического сжигания является ступенчатое сжигание. При этом на котлах для подачи воздуха необходимого для полного сгорания как правило устанавливают отдельные горелки (обычно-верхнего яруса) если через остальные горелки удается подать количество топлива необходимое для работы котла с номинальной нагрузкой.
2.2. Расчет выбросов оксидов азота
В условиях высокотемпературного горения топлива азот воздуха становится реакционноспособным и соединяясь с кислородом образует оксиды. Кроме того образование оксидов азота в процессах горения может происходить за счет разложения и окисления азотосодержащих соединений входящих в состав топлива. Всего азот с кислородом может образовывать шесть соединений: N2ONON2O3NO2N2O4N2O5. Наиболее устойчивым оксидом является NO2 в который могут переходить и другие оксиды азота поэтому установленные нормы ПДК даются для суммы всех оксидов в пересчете на NO2 . В дымовых газах котлоагрегатов оксиды азота обычно состоят на 95-99% из оксида азота 1-5% составляет диоксид азота доля других оксидов азота пренебрежимо мала.
Массовый выброс оксидов азота в пересчете на NO2 (тг гс) в атмосферу с дымовыми газами котла вычисляется по формуле :
MNO2=034×10-7kBQрн(1-q100)12
где1- коэффициент учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива (содержание Nг ) принимается равным 08;
k- коэффициент характеризующий выход оксидов азота кгт условного топлива;
- коэффициент учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок 2=1);
Коэффициент k для котлов паропроизводительностью менее 70 тч при сжигании мазута и газа определяется по формуле:
где Dф -фактическая паропроизводительность котла;
Принимается Dф=095D
где D -номинальная паропроизводительность котла
MДКВР-2013NO2=034×10-7×9×386×7346×372× гс
2.3. Расчет выбросов оксидов углерода.
В недостаточно совершенных топочных устройствах или при неналаженном режиме сжигания топлива часть его горючих не окисляется до конечных продуктов а образуются продукты неполного сгорания. Наиболее вероятным продуктом неполного сгорания всех видов топлива является окись углерода CO.
Массовый выброс оксидов углерода (гс) в атмосферу с дымовыми газами котла вычисляется по формуле :
MCO=0001CCOB(1-q4100)
гдеCCO- выход оксида углерода при сжигании топлива (кгтыс.м3)
гдеq3- потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива 05 %;
R- коэффициент учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива обусловленную содержанием в продуктах неполного сгорания оксида углерода. Для газа R=05;
Qрн- теплота сгорания натурального топлива кджм3 ;
q4- потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива %
Значения q3q4 принимаем по данным укрупнённого расчета котлоагрегата.
CCO=05×05×373461013=921 кгтысм3
MДКВР-2013CO=0001×21×386=0003 гс;
2.4. Расчет дымовой трубы
Определение высоты трубы производится по формуле :
гдеpп - поправочный коэффициент для расчета многоствольных труб зависящий от числа стволов в трубе отношения расстояния между ближайшими стволами на выходе к диаметру ствола (на выходе) и от угла наклона выходного участка выходного участка ствола к вертикальной оси . Для одноствольных труб pп =10.
m - коэффициент учитывающий условия выхода из устья трубы значения которого принимаются в зависимости от скорости W0 .
A- коэффициент зависящий от температурной стратификации атмосферы град13 (для Республики Беларусь A =160)
M- суммарный выброс NO2 из всех труб котельной гс
F- безразмерный коэффициент учитывающий влияние скорости осаждения примеси в атмосфере: для газообразных веществ и мелкодисперсных аэрозолей скорость упорядоченного оседания которых практически равно нулю F =1;
ПДК - предельно допустимая концентрация в атмосфере NO2 SO2 или золы .( По СНиП для NO2 (ПДК) равна 0085 мгм3)
Сф- фоновая концентрация района устанавливаемая органами санинспекции района;
z- число дымовых труб ;
V- суммарный объём дымовых газов;
t- разность температур выбрасываемых газов и воздуха (последняя принимается по средней температуре самого жаркого месяца в полдень).
Т.к рассчитываемый котел работает на газе то выбросов SO2 нет расчет ведется по NO2.
Фоновую концентрацию принимаем в размере 20% от ПДК NO2. Таким образом Сф=02×0085=0017 мгм3.
Объем дымовых газов принимается по данным расчета котлоагрегата ДКВР-2013. При сжигании объём дымовых газов выходящих за 1с из котла составит V=546 м3с;
Приводя полученную цифру к нормальным условиям получим:
VДКВР-1013 = Vк×(tух+273)273=546 × (140+273)273=626 м3с.
Среднюю температуру самого жаркого месяца в полдень принимаем 25 ОС.
Высота трубы составит:
Принимается ближайшая большая труба стандартной высоты 30 м .
Диаметр устья дымовой трубы:
VТР – объёмный расход продуктов сгорания через трубу при расчётной температуре их в выходном сечении м3с; VТР = VД =546 м3с;
wВЫХ – скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы принимается равной 25 мс [1].
По СНиП II-35-76 выбирается кирпичная дымовая труба диаметром выходного сечения 1 2 м.
ОПИСАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ
Для покрытия чисто паровых нагрузок или для отпуска незначительного количества тепловой энергии в виде горячей воды от тепловых источников предназначенных для снабжения потребителей паром устанавливаются паровые котлы низкого давления.
Основной целью расчета любой тепловой схемы котельной является выбор основного и вспомогательного оборудования с определением исходных данных для последующих технико-экономических расчетов.
Насос сырой воды подает воду в охладитель продувочной воды где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до 20-30 оС в пароводяном подогревателе сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированой воды и подогревается до определенной температуры. Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогревателе паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть химически очищенной воды проходит через охладитель выпара деаэратора.
Подогрев сетевой воды производится паром в последовательно включенных двух сетевых подогревателях. Конденсат от всех подогревателей направляется в головку деаэратора в которую также поступает конденсат возвращаемый внешними потребителями пара.
Подогрев воды в атмосферном деаэраторе производится паром от котлов и паром из расширителя непрерывной продувки. Непрерывная продувка от котлов используется в расширителе где котловая вода вследствие снижения давления частично испаряется.
В котельных с паровыми котлами независимо от тепловой схемы использование теплоты непрерывной продувки котлов является обязательным. Использованная в охладителе продувочная вода сбрасывается в продувочный колодец (барботер).
Деаэрированная вода с температурой около 104 оС питательным насосом подается в паровые котлы. Подпиточная вода для системы теплоснабжения забирается из того же деаэратора охлаждаясь в охладителе деаэрированной воды до 70 оС перед поступлением к подпиточному насосу. Использование общего деаэратора для приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них.
Для технологических потребителей использующих пар более низкого давления по сравнению с вырабатываемым котлоагрегатами и для подогревателей собственных нужд в тепловых схемах котельных предусматривается редукционная установка для снижения давления пара (РУ) или редукционно-охладительная установка для снижения давления и температуры пара (РОУ) [1].
Температура снижается за счет испарения поданной в РОУ питательной воды которая распыляется за счет снижения давления с 13 - 14 кгссм2 до 6 кгссм2.
Поскольку в паровой котельной Речицкого пивзавода постоянно в работе находится только один из трех установленных котлов то для всех трёх агрегатов установлен один общий центробежный питательный электронасос такой же насос находится в резерве. Вода в паровые котлы может также подаваться одним поршневым насосом с паровым приводом.
Фактические напоры теплоносителей определяются исходя из рабочего давления пара в котлах и расчетов гидравлического сопротивления системы трубопроводов арматуры и теплообменников.
Расчет тепловой схемы котельной с паровыми котлами выполняется для трех режимов: максимально-зимнего; наиболее холодного месяца и летнего.
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ
Расположение котельной: г.Речица
Расход пара на технологические
Расчетная мощность отопления и
Расчетная мощность горячего
водоснабжения ПП МВт
Расчетная температура наружного
воздуха на отоплениеС
Температура воздуха внутри
Температура сетевой воды в пря-
Температура горячей воды в месте
Доля возврата конденсата от
внешних потребителей
Энтальпия свежего пара
Энтальпия редуцированного пара
Продолжение табл.3.1
Температура сырой воды °С
Температура питательной воды
Энтальпия питательной воды
Непрерывная продувка котлов%
Энтальпия котловой воды
Энтальпия пара выходящего из
расширителя непрерывной про
Температура ХОВ перед охлади-
телем деаэрированной воды °С
Температура подпиточной воды
Энтальпия подпиточной воды
Температура конденсата возвра-
щаемого потребителями °С
Энтальпия конденсата кДжкг
Температура воды после охлади
теля непрерывной продувки °С
Энтальпия конденсата редуциро-
Потери пара в цикле котельной%
Коэф-т покрытия потерь котель
Степень сухости пара
К-т расхода пара на собственные
Потери воды в системе тепло
Коэффициент непрерывной
Коэф-т расхода сырой воды на
* 1-- максимально зимний режим
-- режим наиболее холодного месяца
Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для 2 режима
где - расчетная температура наружного воздуха на отопление для 2 режи
Температура сетевой воды на нужды отопления и вентиляции в подающей линии для 2 режима
t1 = 18 + 645× kов08 +675× kов оС
t1 = 18 + 645·0708 + 675·07 = 111 °С
Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции
t2 = 111 - 90·07 = 50 °С
Расход воды в подающей линии для нужд горячего водоснабжения
Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию тч
Расход сетевой воды
G = 677 + 107500 = 785 тч
G = 599 + 140984 = 740 тч
G = 00 + 98286 = 98 тч
Расход пара на подогреватель сетевой воды
Утечка воды в тепловых сетях
Gут = 001×kтс× Gов тч
где kтс - потери воды в системе теплоснабжения принимаются равными
Gут = 001×3×677 = 20 тч
Gут = 001×3× 599 = 18 тч
Gут = 001×3× 0 = 00тч
Количество подпиточной воды
Gподп = Gгв + Gут тч
Gподп = 1075 + 2 = 1278 тч
Gподп = 140984 + 18 = 1590 тч
Gподп = 98286 + 0 = 983 тч
Расход редуцированного пара внешним потребителем
Dllроу = Dт + Dпсв тч
D"роу = 16 + 1078 = 2678 тч
D"роу = 16 + 776 = 2376 тч
D"роу = 179 + 118 = 1908 тч
Суммарный расход свежего пара внешним потребителем
Количество воды впрыскиваемой в РОУ
Расход пара на собственные нужды котельной
Dlсн = 001×kсн×Dвн тч
где kсн - коэффициент расхода пара на собственные нужды котельной %.
Принимаем в интервале 5 – 10 %
D'сн = 001×9×2566 = 231 тч
D'сн = 001×9×2277 = 205 тч
D'сн = 001×92×1829 = 168 тч
Расход пара на покрытие потерь котельной
Dп = 001×kп× (Dвн + Dlсн) тч
где kп - коэффициент покрытия потерь котельной % .
Принимаем в интервале 1 – 3 % [табл. 3.1]
Dп = 001×1×( 2566 + 231) = 028 тч
Dп = 001×1×( 2277 + 205) = 025 тч
Dп = 001×3×( 1829 + 168) = 060 тч
Суммарный расход пара на собственные нужды и потери
Dсн = 231 + 028 = 259 тч
Dсн = 205 + 025 = 230 тч
Dсн = 168 + 06 = 228 тч
Суммарная паропроизводительность котельной
D = 259 + 2566 =2825 тч
D = 23 + 2277 = 2507 тч
D = 228 + 1829 = 2057 тч
Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной
Gпотк = (1 -b )×Dn + 001×kк×D тч
где b - доля возврата конденсата [табл. 3.1]
kк - потери конденсата в цикле котельной % [табл.3.1]1.Gпотк = (1 – 07)16 + 00132825 = 565 тч
Gпотк = (1 - 07)16 + 00132507 = 555 тч
Gпотк = (1 - 07)179 + 00132057 = 599тч
Расход химочищенной воды на подпитку теплосетейGхов = Gпотк + Gподп тч
Gхов = 565 +1278 = 1843 тч
Gхов = 555 +159 = 2145 тч
Gхов = 599 + 983 = 1582 тч
kхв - коэффициент учитывающий расход сырой воды на нужды хим
водоочистки принимаем в интервале 11 - 125 [табл.3.1]
Gсв = 1251843 = 2304 тч
Gсв = 1252145 = 2681 тч
Gсв = 1251582 = 1978 тч
Количество котловой воды поступающей с непрерывной продувкой в сепаратор
где Рпр - коэффициент непрерывной продувки % принимаем в ин-
тервале от 2 до 5 % [табл. 3.1]
Gпр = 00132825 = 085 тч
Gпр = 00132507 = 075тч
Gпр = 00132057 = 062 тч
Количество пара образовавшегося в расширителе непрерывной продувки тч
где - степень сухости пара. Принимаем = 098
h'расш - энтальпия отсепарированной поточной воды кДжкг.
Принимаем по табл. 3.1
h"расш - энтальпия пара выходящего из сепаратора непрерывной про
дувки кДжкг [табл.3.1]
Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувкиGрасш = Gпр – Dрасш тч
Gрасш = 085 - 014 = 071 тч
Gрасш = 075 - 013 = 062 тч
Gрасш = 062 - 011 = 051 тч
Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки тч
где h"пр - энтальпия продувочной воды с t = 50 оC
h"пр =5042 = 210 кДжкг
Расход пара на подогреватель сырой воды
где h'св - энтальпия воды при температуре t'св
h'св = 427 = 294 кДжкг
h'св = 426 = 252 кДжкг
h'хов - энтальпия химически очищенной воды при t'хов = 20 оС
h'хов = 4220 =840 кДжкг
Температура химочищенной воды после охладителя подпиточной воды оС
Расход пара на подогрев химочищенной воды в подогревателе перед деаэратором
где h"хов - энтальпия химочищенной воды при t"хов равной
h"хов = 42t"хов кДжкг
h"хов = 42 431 = 181 кДжкг
h"хов = 42 592 = 2486 кДжкг
h"хов = 42529= 2222 кДжкг
Суммарное количество воды и пара поступающих в деаэратор без учёта
Gд = Gхов + Dт +Dхов + Dсв + Dпсв + Dрасш тч
Gд = 1843 + 0716 + 143 + 062 + 1078 + 014 = 4260 тч
Gд = 2145 + 0716 + 031+077 + 776 + 013 = 4162 тч
Gд = 1582 + 0716 + 029 + 057 + 118 + 011 = 2917 тч
Средняя температура воды в деаэраторе без учёта греющего пара оС
Расход греющего пара на деаэратор
Расход редуцированного пара на собственные нужды котельнойDснроу = Dд + Dхов + Dсв тч
Dснроу = 13 +143 + 062 = 335 тч
Dснроу = 146 + 031 + 077 = 254 тч
Dснроу = 079 + 029 + 057 = 165 тч
Расход свежего пара на собственные нужды котельной тч
Действительная паропроизводительность котельной Dк = Dвн + Dсн +001 kп (Dвн + Dсн) тч
Dк = 2566 + 321 + 001 1(2566 + 321) = 2893 тч
Dк = 2277 + 243 + 001 1 (2277 + 243) = 2525 тч
Dк = 1829 + 158 + 001 3 (1829 + 158) = 1999 тч
Моделирование тепловой схемы котельной закончено т.к. небаланс с предварительно принятой паропроизводительностью котельной меньше 3%.
АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА
Присос воздуха на участке газохода между котлом и дымососом:
Температура дымовых газов перед дымососом:
Плотность дымовых газов за топкой: a = 11
Плотность дымовых газов в конвективном пучке:
За установкой (перед дымосом):
Действительный часовой объем дымовых газов:
где a11 и q11 – соответственно коэффициент избытка воздуха и температура в конце поверхности нагрева предшествующей рассматриваемому соседнему газоходу;
Voг = VoN2 + VRO2 +VoH2O = 7.84+1.06+2.22=11.12 м3м3
В конвективном пучке:
Сопротивление топки DhT = 30 Па
Сопротивление котла:
Сопротивление пучка труб:
Динамическое сопротивление при средней скорости и плотности:
xк – коэффициент сопротивления коридорного пучка:
где z2 – число труб по глубине пучка: z2 = 43
xо – коэффициент сопротивления данного ряда пучка:
При wср = 264 мс и дтрубой 5125 мм xгр = 0420
x0 = 0420×037×126=0193
Dhn = 1317×8299 = 10929 Па
Значение сопротивления конвективного газохода (поворот на 90о)
Dhм = xпов×Dhдин = 05×1317=6585 Па
Полное сопротивление:
Dhк = 10929+6585=11587 Па
3 Газоходы между дымососом и дымовой трубой6
qд = 1468 оС rг = 0905 кгм3
Диффузор за дымососом (10 оС)
Суммарное аэродинамическое сопротивление установки:
Dhу=DhT+Dhдин+Dhк+Dhд+Dhк2+Dhтр =
=30+1317+11587+19+084+188=132502 Па =13509 мм.вод.ст.
Разрежение в верхней части топки:
Dh llT = 3 мм.вод.ст.
Итого перепад давлений по газовому тракту:
DhпT = 13509 – 3 =13209 мм.вод.ст.
АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
Управление работой оборудования требует наличия в котельной аппаратуры контроля и управления. Основной и необходимой частью аппаратуры являются контрольно-измерительные приборы по которым осуществляется оперативное управление технологическим процессом обеспечивающее экономичную надежную и безопасную работу оборудования. Кроме того показания приборов используются для получения исходных данных при составлении учета и отчетности по работе установки в целом [3].
В котельных технологическому контролю подлежат следующие параметры:
– количество и параметры нагреваемой воды – давление и температура;
–расход питательной воды и ее параметры
–давление температура;
–температура уходящих газов и воздуха;
– анализ продуктов сгорания;
– количество и качество сжигаемого топлива;
– расход электроэнергии на собственные нужды и др.
Текущий контроль и ведение режима осуществляется по показывающим приборам. Для измерения параметров необходимых при подсчете технико-экономических показателей а также последующем анализе причин нарушения режимов или аварий устанавливаются регистрирующие приборы. Замеры количества воды и электроэнергии необходимые только для отчетности производятся расходомерами с суммирующими счетчиками [3].
Для удобства обслуживания персоналом оборудования в современных котельных приборы контроля и управления концентрируются на тепловых щитах. Управление работой котельного агрегата осуществляется путем воздействия на отдельные механизмы и устройства (вентиляторы дымососы запорная арматура и др.) дистанционно.
Расположение тепловых щитов может быть индивидуальным групповым и централизованным.
При индивидуальном управлении тепловые щиты предусматриваются отдельно для каждого котельного агрегата. В этом случае они располагаются обычно вблизи агрегата (на основной площадке котельной) перед фронтом котлов что делает удобным сочетание дистанционного управления с возможностью непосредственного наблюдения за работой оборудования. Кроме того индивидуальное расположение щитов позволяет использовать более простые и надежные механические устройства и приборы управления (сниженные указатели уровня воды штурвалы к запорной и регулирующей арматуре и др.).
Все необходимые операции по обслуживанию котельного агрегата при индивидуальной системе управления осуществляются дежурным персоналом из 2–3 человек. Один из них находится у теплового щита остальные ведут наблюдения за работой вспомогательных механизмов по месту их установки (местное обслуживание). Такая организация управления весьма надежна но требует большего количества персонала.
При групповом управлении дежурный и его помощник выполняют однотипные операции по обслуживанию группы котлов. Тепловые щиты отдельных котлов при этом объединяются в один. Это приводит к дополнительному снижению количества обслуживающего персонала [6 3].
Централизованная система управления является наиболее совершенной; она позволяет совместить обслуживание всего оборудования котельной с одного центрального щита. Однако при этом некоторые функции местного управления сохраняются (система топливоподачи и др.).
Осуществление централизованной системы управления требует значительных затрат материалов оборудования и др. Поэтому в котельных малой (и средней) производительности преимущественно применяются индивидуальная и групповая системы управления.
В связи с широким внедрением механизации в котельных создаются предпосылки для перехода к полной автоматизации управления технологическими процессами.
Автоматизация означает механизацию оперативного управления работой оборудования котельной с помощью различных устройств или средств.
В автоматизированной котельной оснащенность котлоагрегатов аппаратурой автоматического контроля и управления увеличивается что приводит к некоторому увеличению и штата персонала необходимого для обслуживания средств автоматизации. Однако внедрение автоматизации и повышение при этом степени централизации управления способствуют повышению производительности труда и значительному сокращению количества персонала обслуживающего оборудование.
Применение автоматических устройств защиты и блокировок технологически взаимосвязанных между собой механизмов позволяет повысить надежность работы оборудования и сократить количество аварий. Кроме того при автоматизации работы котельной установки увеличивается экономичность ее работы вследствие более точного поддержания параметров пара и более экономичного ведения процесса горения топлива. КПД котлов за счет их автоматизации может быть увеличен на 05–1% и выше [3].
Развитие автоматизации котельных происходит в направлении перехода от автоматизации отдельных агрегатов и процессов к полной (комплексной) автоматизации котельной в целом. При этом основными объектами являются котельные агрегаты в пределах которых автоматизируются процессы горения топлива питания котла водой непрерывной продувки котла. Некоторые из этих процессов автоматизируются путем установки самостоятельных незави
симо действующих регуляторов (регулирование питания температуры перегретого пара и др.). Для других процессов автоматические регуляторы могут объединяться в сложную систему регулирования в которой действия отдельных регуляторов взаимно увязываются (регулирование процесса горения).
Основной задачей автоматизации процесса горения в частности автоматического регулирования является поддержание давления пара на заданном значении путем воздействия на подачу топлива в топку при изменениях нагрузки котла. Для обеспечения необходимой экономичности работы топочного устройства одновременно изменяется количество подаваемого воздуха. В соответствии с изменением подачи топлива и воздуха осуществляется воздействие на дымосос для поддержания нормальной величины разрежения в топке. Таким образом в систему автоматического регулирования процесса горения входят регуляторы давления соотношения «топливо – воздух» и разрежения.
Устройства для автоматизации питания котла водой обеспечивают поддержание величины изменения уровня воды в барабане котла в определенных заданных пределах. Для этого необходимо соответствие между количеством подаваемой воды в котел и количеством расходуемой из него воды. Изменение уровня характеризующее нарушение указанного соответствия используется в качестве основного импульса в регуляторах питания. В современных котлах имеющих сравнительно малый водяной объем надежное регулирование питания только по уровню воды не обеспечивается так как при резких изменениях нагрузки возможны значительные колебания уровня вызывающие опасность упуска воды. В связи с этим в настоящее время разработаны наиболее совершенные двухимпульсные авторегуляторы питания. В первом случае регулятор питания воспринимает импульсы по уровню воды в барабане котла и по расходу воды из него.
Система автоматического регулирования непрерывной продувки предназначена для поддержания постоянного солесодержания котловой воды. Основной импульс на регулятор передается от датчика солемера котловой воды
второй импульс поступает от дифманометра воспринимающего изменение расхода пара на котле. Регулятор воздействует на клапан непрерывной продувки изменяя величину непрерывной продувки при отклонении солесодержания котловой воды от установленной нормы.
Регулирование температуры воды подаваемой в систему отопления в зависимости от температуры наружного воздуха осуществляется общим для всех котлов регулятором соотношения температур (РСТ).Утечки из системы отопления компенсируются водопроводной водой с помощью автоматического клапана подпитки получающего импульс по давлению в линии обратной воды перед циркуляционными насосами. При недостаточном напоре воды в водопроводе к клапану подпитки подводится вода от насоса предназначенного для подпитки водопровода. В этих случаях насос переводится на автоматическое управление.
Электрогидравлическая система автоматического регулирования процесса горения в котлах малой мощности модернизирована путем применения бесконтактных электронных (транзисторных) усилителей и бесшкальных датчиков преобразующих изменение параметров в электрический ток [3].
Котел ДКВР 2013 после капитального ремонта переводится на сжигание природного газа для чего предусмотрена самостоятельная установка регулирования природного газа. Мазут остается резервным топливом.
Приборы тепломеханического контроля приняты в соответствии со следующими принципами:
а) параметры наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса и осуществления предпусковых операций измеряются показывающими приборами;
б) параметры учет которых необходим для хозяйственных расчетов или анализа работы оборудования контролируются самопишущими приборами счетчиком учета;
в) параметры изменение которых может привести к аварийному сос-
тоянию оборудования контролируются сигнализирующими приборами.
Для автоматизации котла ДКВР 2013 применен щит ДЕ. Оборудо-
вание размещенное в щите совместно с оборудованием устанавливаемым вне щита обеспечивает:
- полуавтоматический розжиг котлоагрегата;
- автоматическое регулирование и дистанционное управление
процессом горения и уровня в барабане котла с помощью регулято-
ров топлива (поз.Е8 приложения) воздуха (поз.Е5) разрежения
(поз.Е6) и уровня (поз.Е7);
- дистанционный контроль температуры дымовых газов за котлом
за экономайзером и тока электродвигателя дымососа;
- дистанционное управление электродвигателями дымососа;
- дистанционное управление электродвигателями дымососа дутьево-
го вентилятора и исполнительными механизмами;
- защиту котлоагрегата и световую сигнализацию при аварийном от-
клонении от заданных значений следующих параметров:
- давление газа (повышение);
- давление газа (понижение);
- давление мазута (понижение)
- давление воздуха (понижение);
- разрежение в топке (понижение);
- уровня воды в барабане (повышение);
- уровня воды в барабане (понижение);
- погасание факела горелок;
- неисправности цепной защиты включая исчезновение напря-
Схема защиты котлоагрегата ДКВР 2013 предусматривает дистан-
ционный розжиг запальника полуавтоматический розжиг горелки контроль за состоянием параметров в растопочном и технологическом режимах авто-
матическую отсечку подачи топлива к котлу и запоминание первопричины отсечки подачи топлива к котлу.
Местные приборы сведены на приборные стойки и щит общих заме-
Для замера общего количества вырабатываемого пара котлом на сбор-
ном паропроводе до редукционной установки установлен теплосчетчик
СПТ-961 который работает по принципу переменного перепада давления на
стандартной диафрагме.
Кроме диафрагмы в состав теплосчетчика входят:
- три измерительных преобразователя давления «Сапфир-22М-ДД»
- термометр сопротивления ТСП-100П;
- преобразователь измерительный давления «Сапфир-22М-ДН»;
- блок питания преобразователей разности давления 22БП-36 с вы-
ходным напряжением 36В.
1 Автоматизация газовоздухоснабжения
Проектом предусматривается установка местных самопишущих при-
боров учета снижения давления газа. Приборы учета установлены на входе и выходе из ГРУ.
- термометр технический ртутный У-2-1-260-104;
- термометр манометрический самопишущий ТГС-712М;
- манометр показывающий МПУ-4;
- манометр самопишущийМТС-712М1;
- дифманометр самопишущий ДСС-712М1.
Для учета газа предусматривается установка счетчика газа СПГ-761.
К счетчику подключаются следующие приборы:
- диафрагма камерная ;
- три измерительных преобразователя разности давления
- термометр сопротивления ТСП-100;
- блок питания 22 бп-36.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОТЕЛЬНОЙ
Оценка качества принятого в дипломном проекте технического решения
должна производиться на основе анализа ее технико-экономических показателей в число которых входят технологические и экономические показатели. К основным технологическим показателя определяемым в экономической части проекта относятся: установленная мощность котельной годовая выработка теплоты или пара и отпуск их потребителям расходы топлива и др. Здесь рассчитывается и режимный показатель- число часов использования установленной мощности котельной.
Важнейшим экономическим показателем определяемым в дипломном
проекте является себестоимость отпущенной теплоты. В ходе ее расчета определяются и другие экономические показатели: сметная стоимость строительства штаты котельной годовые эксплуатационные расходы и т.п. которые сводятся наряду с технологическими в итоговую таблицу «Основные технико-экономические показатели» [1].
Технологические показатели характеризуют рабочие процессы в котельной они служат для установления режима эксплуатации оборудования в целях получения оптимальных экономических показателей; сюда относятся коэффициент избытка воздуха содержание в газах СО2 или О2 температура уходящих газов содержание горючих в уносе и т. п.
К экономическим показателям работы котельной установки относятся КПД брутто и нетто удельный расход условного топлива на выработку отпускаемого тепла и удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной.
Себестоимость тепла или пара складывается из переменных и постоянных расходов.
К переменным относятся расходы пропорциональные количеству вырабатываемого тепла или пара – топливо вода электроэнергия. На электростанциях к переменным расходам относится только топливо.
Постоянные расходы почти не зависят от выработки пара или тепла. Сюда относятся заработная плата амортизация зданий и оборудования текущий ремонт и пр.
Основной составляющей себестоимости тепла или пара являются издержки на топливо которые зависят от его удельного расхода на единицу теплоты. Топливная составляющая может иметь значительный перевес по отношению к другим затратам на производство тепла или пара [3].
По величине себестоимости можно судить о рациональности проектирования строительства или реконструкции объектов.
Достичь снижения себестоимости можно за счет роста КПД котлоагрегатов вспомогательного оборудования что приводит к снижению расхода топлива электроэнергии не только на отпуск теплоты но и на собственные нужды. Снизить себестоимость можно также за счет установки агрегатов большей единичной мощности взамен нескольких котлов меньшей мощности.
Задачей дипломного проекта является перевод котла ДКВР 2013 котельной Речицкого пивзавода с мазутного топлива на природный газ поэтому для оценки эффективности принимаемого технического решения необходимо произвести технико-экономический расчет для двух видов топлив и сопоставить результаты расчетов между собой.
Для лучшей наглядности получаемых результатов производим параллельный расчет двух вариантов при этом в расчетной строке с номером «1» указываем расчет показателей характеризующих работу котельной на мазутном топливе а в строке с номером «2» -на природном газе.
1. Расчёт технологических показателей.
1.1. Расчёт установленной мощности котельной МВт:
где - номинальная паропроизводительность котла ДКВР 2013
- число установленных котлов ДКВР 2013 =2;
- расход воды на непрерывную продувку котлов ДКВР 2013
=001·=001·5.55=0.0555 кгс;
- энтальпия пара на выходе из котла =2934 кДжкг [4];
- энтальпия котловой воды = 810 кДжкг [4];
- номинальная паропроизводительность котла ДЕ-16-14
- число установленных котлов ДЕ-16-14 =1;
- расход воды на непрерывную продувку котлов ДЕ-16-14
=001·=001·4.44=0.0444 кгс;
- энтальпия пара на выходе из котла =2870 кДжкг [4];
- энтальпия котловой воды = 746 кДжкг [4] ;
- энтальпия питательной воды =437 кДжкг [4];
([555 × (2934-437)+00555×(810-437)]×2+
+[444×(2870-437)+00444×(746-437)])×10-3 =386 МВт.
1.2. Годовой отпуск теплоты на отопление ГДжгод:
где - продолжительность отопительного периода =197 суток для
Гомеля табл. 9.1 [1];
- средний расход теплоты на отопление за отопительный период
на нужды отопления кВт
где - максимальная часовая отопительная нагрузка; согласно зада-
нию суммарная максимальная тепловая нагрузка составляет
МВт поэтому разбивая ее на составляющие получаем
расход тепла на отопление =405 МВт на вентиляцию -
- расчетная температура воздуха внутри зданий принимается
в соответствии со СНиП 11-35-76 ;
- средняя за отопительный период температура наружного воз-
духа в соответствии со СНиП 11-35-76 ;
- расчетная температура наружного воздуха для отопления в
соответствии со СНиП 11-35-76 .
1.3. Годовой отпуск теплоты на вентиляцию ГДжгод:
где - средний расход теплоты на вентиляцию за отопительный пери-
где - расчетная температура наружного воздуха для вентиляции в
соответствии со СНиП 11-35-76 ;
- усреднённое за отопительный период число часов работы систе-
мы вентиляции в течение суток принимается равным 16 часов [1].
1.4. Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение ГДжгод:
где - средний расход теплоты на горячее водоснабжение за отопи-
тельный период кВт определяется [1]
где - максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение
принимается согласно показателям расчета тепловой схемы
- средний расход теплоты на горячее водоснабжение за летний
где - температура холодной воды в летний период принимается
- температура холодной воды в отопительный период прини-
мается равной 5 °С [1];
- коэффициент учитывающий снижение среднего расхода воды
на горячее водоснабжение в летний период по отношению к
отопительному периоду принимается равным 08 [1];
0 - число суток в году работы системы горячего водоснабжения;
1.5. Годовой отпуск теплоты на технологические нужды ГДжгод:
где - расход пара на технологические нужды при максимальном ре-
жиме из задания на проектирование=16 тч;
- энтальпия пара на технологические нужды=2830 кДжкг [4];
- энтальпия возвращаемого конденсата = 336 кДжкг [4];
- возврат конденсата технологическими потребителями 70%;
- годовое число часов использования пара потребителями при
трехсменном режиме работы равно 6120 час.
1.6. Годовой отпуск тепла от котельной:
1.7.Годовая выработка теплоты котельной ГДжгод (Гкалгод):
где - к.п.д теплового потока для газа равен 98% а для мазута-
1.8. Число часов использования установленной мощности котель-
1.9. Удельный расход топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты:
где -КПД (брутто) котельного агрегата =916 % определяем из
уравнения теплового баланса котлоагрегата.
где - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива для мазута
=3973 МДжкг для природного газа - =3973 МДжм3 ;
1.10. Годовой расход топлива котельной:
1.11. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ко-
где - число часов работы котельной в году для котельной с горячим
водоснабжением =8400 часов [1];
- коэффициент использования установленной электрической
мощности принимается равным 065 [1];
мощности по времени принимается равным 05;
- установленная мощность токоприёмников кВт
где - удельный расход электрической мощности на собственные
нужды принимается 25 кВтМВ табл. 13.1. [1];
- установленная тепловая мощность котельной за вычетом
составляющей котла ДКВР 2013 который находится в закон-
сервированном состоянии и подлежит демонтированию
1.12 Годовой расход воды котельной:
где - расход сырой воды на химводоочистку для зимнего и летне-
го режимов согласно тепловой схеме =2304 тч
1.13. Удельный расход сырой воды на 1 ГДж отпущенного тепла:
2. Расчёт экономических показателей.
2.1. Топливная составляющая затрат:
где - оптовая цена топлива по прейскуранту
) =144000 руб тыс.м3;
) =95 тнт =95*2150=204250 руб тнт тогда:
2.2. Годовые затраты на электроэнергию:
где – стоимость одного киловатт-часа определяется по двухставочно-
где - ставка основной месячной оплаты за заявленную максималь-
ную мощность равна 114476 (рубкВт)год;
- заявленная максимальная мощность чгод для трехсменного
режима работы предприятия принимаем 6000 чгод;
- ставка дополнительной оплаты равна 1064 рубкВт ч.
2.3. Годовые затраты на использованную воду:
где – стоимость 1 тонны воды = 1800 рубм3.
2.4. Расчёт капитальных затрат на сооружение котельной и рекон-
где - капитальные затраты на сооружение котельной млн.руб.;
- удельные капиталовложения для ввода соответственно пер-
вого и второго котлов ДКВР 2013 табл. 13.6. [1]
- удельные капвложения для ввода котла ДЕ-16-14 ;
- номинальная мощность котлоагрегатов ДКВР 2013
- номинальная мощность котлоагрегата ДЕ-16-14
- капитальные затраты на перевод котла ДКВР 2013 на природ-
ный газ согласно сметно-финансового расчета:
=548 тыс.руб тогда:
Так как все проекты выполняются в базовых ценах в нашем случае в це-
ценах 91-го года то с помощью коэффициента пересчета произведем пересчет величин капвложений в цены 2004 г.:
2.5. Годовые амортизационные отчисления:
где - капитальные затраты на сооружение котельной при оценке ее ра-
боты на мазуте и капитальные затраты на сооружение котельной
плюс затраты на реконструкцию при оценке работы на природном
2.6. Годовые затраты на текущий ремонт:
2.7. Годовые затраты на заработную плату:
где - численность эксплуатационного персонала =14 чел;
- среднегодовая заработная плата с начислениями равна
60000 (рубчел)год (280000 (рубчел)год);
– коэффициент отчислений 40%.
2.8. Прочие годовые затраты:
2.9. Годовые эксплуатационные расходы котельной:
2.10. Себестоимость отпускаемой теплоты рубГДж:
2.11. Топливная составляющая себестоимости рубГДж:
Таблица - Технико – экономические показатели котельной
Месторасположение котельной
Система теплоснабжения
Установленная мощность котельной МВт
Годовая выработка теплоты ГДжгод
Число часов использования установленной
Удельный расход топлива на 1 отпущеный ГДж теплоты
натурального тыс.м3ГДж
Годовой расход топлива в котельной
Натурального тыс.м3год
Удельный расход электрической энергии на собственные нужды кВтМВт
Установленная мощность токоприемников кВт
Удельный расход воды тГДж
Годовой расход водытыс.т.год
Удельные капиталовложения тыс.руб.МВт
-для первого агрегата
Сметная стоимость строительства тыс.руб. в т.ч.
оборудование и монтажа
Годовые эксплуатационные расходы тыс.руб.год
Себестоимость отпускаемой теплоты руб ГДж в т.ч.
Топливная составляющая рубГДж
Приведенные затраты на ГДж отпускаемой теплоты рубГДж
После расчета технологических показателей мы установили: мощность котельной = 2326 МВт; годовую выработку теплоты котельной = 73296 ГДжгод; годовой расход топлива котельной = 316982 тутгод 666175 тнтгод; число часов использования установленной мощности котельной = 58072 ггод.
Рассчитав экономические показатели установили: себестоимость отпускаемой теплоты = 6738 руб.ГДж; рентабельность капиталовложений = 123 %.

Мой расчёт .DOC

Основы проектирования котельных 4
1 Выбор производительности и типа котельной 4
2 Выбор числа и типов котлов . 5
3 Компоновка котельной 10
4 Тепловая схема котельной 13
Тепловой расчет котельного агрегата 14
1 Общие положения 14
2 Сводка конструктивных характеристик 15
3 Определение количества воздуха необходимого для горения
состава и количества дымовых газов и их энтальпии 16
4 Составление теплового баланса 21
5 Тепловой расчет топки 22
6 Тепловой расчет конвективного пучка . 29
Расчет хвостовых поверхностей нагрева 35
1 Конструктивный расчет экономайзера 35
2 Проверка теплового баланса 39 Заключение .. 40
Котельной установкой называют совокупность устройств и механизмов предназначенных для производства водяного пара или приготовления горячей воды. Водяной пар используют для привода в движение паровых двигателей для нужд промышленности и сельского хозяйства и отопления помещения. Горячую воду предназначают для отопления производственных общественных и жилых зданий для коммунально-бытовых нужд населения.
По роду производимого теплоносителя различают установки с паровыми и водогрейными котлами. По назначению паровые котельные агрегаты делят на промышленные устанавливаемые в производственных и отопительных котельные которые устанавливают в котельных тепловых электрических станций. По типу паровые котлы можно разделить на вертикально-цилиндрические вертикально-водотрубные с развитой испарительной поверхностью нагрева и экранные. Современная паровая котельная установка представляет собой сложное сооружение. Основной частью её является собственно паровой котел в котором осуществляется превращение воды в насыщенный пар. Однако в настоящее время собственно паровой котел с целью повышения экономичности котельной установки дополняется пароперегревателем водяным экономайзером и воздухоподогревателем. Пароперегреватель предназначается для повышения температуры и энтальпии пара полученного в котле. В водяном экономайзере используют тепло дымовых газов уходящих из котла для подогрева воды подаваемой в котел а в воздухоподогревателе - для подогрева воздуха поступающего в его топку. Устанавливают водяной экономайзер или воздухоподогреватель либо тот и другой в совокупности. Собственно котел пароперегреватель водяной экономайзер воздухоподогреватель а также топка связанные в единое органическое целое совместно с примыкающими к ним паро- и водопроводами газо- и воздухопроводами арматурой образуют в целом котельный агрегат. Котельный агрегат имеет каркас с лестницами и помостами для обслуживания и заключается в обмуровку. Металлические поверхности элементов котельного агрегата соприкасающиеся с дымовыми газами и водой паром или воздухом служат для передачи тепла от дымовых газов к воде пару и воздуху и называются поверхностями нагрева. Современный котельный агрегат обслуживается рядом вспомогательных механизмов и устройств которые могут быть индивидуальными и групповыми. К вспомогательным механизмам и устройствам относят дымососы и дутьевые вентиляторы питательные и водоподготовительные установки пылеприготовительные установки топливоподачу системы золоулавливания и золоудаления - при сжигании твердого топлива мазутное хозяйство - при сжигании жидкого топлива газорегуляторную станцию - при сжигании газообразного топлива. Дымососы предназначаются для удаления дымовых газов из котельной установки. Дутьевые вентиляторы устанавливают для того чтобы при подаче воздуха в топку преодолеть сопротивление горелок или слоя топлива на решетке а также сопротивления воздухоподогревателя. Тепловые гидродинамические и аэродинамические процессы протекающие в котельной установке необходимо регулировать и контролировать. По этому ее оснащают регулирующими устройствами такими как регулятор температуры перегретого пара запорными регулирующими и предохранительными органами контрольно-измерительными приборами. На ряду с этим в котельных установках осуществляют комплексную автоматизацию регулирования всех основных происходящих в них процессов. Котельные установки расположенные в одном здании или на общей площадке в совокупности со всем комплексом вспомогательных механизмов и устройств называют котельной. В соответствии с назначением и родом производимого теплоносителя различают энергетические производственные отопительные и производственно-отопительные котельные а также котельные с паровыми и водогрейными котлами.
ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЕЛЬНЫХ
1. Выбор производительности и типа котельной
Проектирование котельной начинают с выявления характера потребителей и определения количества потребного для них тепла или пара а также вида и параметров теплоносителя. При этом производственные котельные обычно вырабатывают пар для технологических нужд отопления и вентиляции производственных цехов; отопительные котельные приготавливают горячую воду для отопления жилых и общественных зданий а также для хозяйственных нужд; производственно-отопительные котельные вырабатывают пар и приготавливают горячую воду для всех перечисленных выше видов потребления.
Потребность в тепле на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение жилых общественных и промышленных зданий определяют по проектам местных систем отопления вентиляции и горячего водоснабжения. При отсутствии таких проектов потребность в тепле может быть подсчитана по укрупненным показателям. Отпуск пара на технологические нужды промышленных предприятий и горячей воды определяю по технологическим проектам этих предприятий.
Когда вид и параметры теплоносителя а также полный отпуск тепла или пара выявлены можно установить профиль и производительность проектируемой котельной. Если все тепло отпускается в виде горячей воды проектируют котельную с водогрейными котлами если в виде пара и в виде горячей воды то в зависимости от количественного соотношения отпусков пара и горячей воды можно спроектировать паровую котельную с установкой для подогрева сетевой воды либо комбинированную котельную с водогрейными и паровыми котлами.
2. Выбор числа и типа котлов
Число и тип котлов при проектировании котельной выбирают исходя из годового графика отпуска тепла или пара для отопления и подогрева вентилируемого воздуха для горячего водоснабжения и технологических нужд. Для котельных с паровыми котлами целесообразно строить годовые графики отпуска пара производя перерасчет отпуска тепла на отопление вентиляцию и отпуск пара по формуле:
где: hс п – энтальпия пара поступающего в сетевой подогреватель воды кДжкг;
hк – энтальпия конденсата выходящего из охладителя конденсата сете- вого подогревателя кДжкг;
с п – КПД сетевого подогревателя воды составляющий 095-098.
Над суммирующей кривой отпуска тепла или пара надстраивают кривую собственного расхода тепла или пара котельной и потери тепла или пара в ней. Расход пара на деаэрацию определяют по формуле приведенной в таблице 1 а расход пара на другие нужды принимают в процентах к ее выработке: на обдувку поверхностей нагрева 1% на распыление мазута в паровых форсунках 2-3% на разогрев мазута в мазутохранилище – до 5% на паровые питательные насосы 1%. Потери тепла и пара в котельной принимают равными 1-2% отпущенного тепла или пара.
Приходя к определению числа и производительности котлов подлежащих установке в котельной исходят из того что котлы должны быть однотипными и одинаковой производительности. Предпочтительнее выбирать меньшее число более крупных котлов; желательно чтобы в котельной было 2-3 работающих котла. Резервного котла как правило не предусматривают за исключением тех случаев когда по условиям производства недопустимо даже кратковременное сокращение отпуска тепла или пара.
Производительность котлов выбирают из такого расчета чтобы они полностью обеспечивали требуемую выработку пара в зимний максимум и чтобы в летний период можно было выводить по очереди все котлы в капитальный ремонт. Расчет сводим в таблицу 1 [определение номинальной производительности котельной выбор числа и производительности котельного агрегата].
Наименование расчетной величины
Расчетная формула или источник
Максимальное потребление пара на технические нужды производства
Отпуск пара из котельной на технологические нужды производства
Потери тепла в сетях
Тепло на отопление и вентиляцию
Отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию
Температура прямой сетевой воды
Температура обратной сетевой воды
Энтальпия прямой сетевой воды
Таблица воды и водяного пара
Энтальпия обратной сетевой воды
Энтальпия насыщенного пара
Потери тепла сетевым подогревателем в окружающую среду
Температура конденсата греющего пара на выходе из системы подогревателей сетевой воды
Опытные данные при x=1 Т-S диаграмма
Отпуск пара на подогре- ватели сетевой воды
Полный отпуск пара из котельной
Собственный расход пара с учетом потерь
Выработка пара котельной без учета расхода на деаэрацию
Количество возвращающегося конденсата
Потребность в добавочной
Температура возвращающегося конденсата перед деаэратором
Температура химически очищенной воды перед деаэратором
Средняя температура воды перед деаэратором
Средняя энтальпия воды перед деаэратором
Потери тепла деаэратором в окружающую среду
Давление в деаэраторе
Температура воды в деаэраторе
Расход пара в деаэраторе
Максимальная нагрузка котлов
Номинальная производительность котла
Количество котлов установленных в котельной
3. Компоновка котельных
При компоновке котельной преследуют цель наиболее рационально разместить основное и вспомогательное оборудование чтобы его удобно было эксплуатировать и вместе с тем чтобы котельная получалась компактной с минимальным объемом здания несложным для сооружения.
Котельные располагают в отдельных помещениях удовлетворяющих требованиям Правил Госгортехнадзора «Строительных Норм и Правил» «Противопожарных норм строительного проектирования промышленных предприятий и населенных мест» и «Санитарных норм проектирования промышленных предприятий». Котельные помещения не должны примыкать к живым зданиям. Нежелательно также примыкание котельных к производственным помещениям.
Различают три типа котельных: закрытые полуоткрытые открытые. В закрытых котельных все основное и вспомогательное оборудование (обычно за исключением золоулавливателей) размещают в закрытых помещениях. В котельных полуоткрытого типа котельные агрегаты и некоторое наиболее ответственное вспомогательное оборудование размещают в закрытом помещении а дымососы дутьевые вентиляторы золоулавливатели и деаэраторы баки и прочее – на открытом воздухе. В открытых котельных почти все оборудование размещают на открытом воздухе сооружая только очень небольшое помещение для укрытия персонала обслуживающего фронт котлов а также насосов и щитов управления. Рекомендации по выбору типа котельной даны в СНиП II-92-76.
Котельные установки проектируют только с индивидуальными дымососами дутьевыми вентиляторами и золоулавливателями. Топливоподачу питательные насосы водоумягчительную установку деаэраторы и другое оборудование а также дымовую трубу как правило проектируют общие для всей котельной.
Каждую котельную установку размещают в отдельной строительной ячейке; вспомогательное оборудование водопарового тракта размещают в строительной ячейке в одном из торцов котельной причем помещение вспомогательного оборудования можно не отделять стеной от помещения котельных установок. Наряду с этим вспомогательное оборудование размещают и перед фронтом котлов. Здесь устанавливают тепловой щит а при котельных агрегатах без воздухоподогревателей часто и дутьевые вентиляторы; в некоторых случаях перед фронтом котлов размещают питательные и сетевые насосы водоподготовительную установку деаэраторы.
Оборудование котельной размещают с учетом того чтобы ее здание можно было выполнить из сборных железобетонных конструкций той номенклатуры и типоразмеров которые применяют в промышленном строительстве.
Пролет здания котельной можно принимать равным: 6 9 12 18 24 и 30 метров шаг колонн 6 и 12 метров. Высоту помещения от отметки чистого пола до низа несущих конструкций на опоре следует принимать при пролете 12 м от 36 до 6 м включительно кратной 06 м от 6 до 108 включительно – кратной 12 м при больших высотах – кратной 18 м.
При пролете 18 и 24 м от 6 до 108 - кратной 12 м .
При пролете 30 м от 126 - кратной 18 м .
Кроме того при пролете 18 м. допускаются высоты равные 48 и 54 м. а для пролета 24 м – 54 м. Для возможности расширения котельной одну из стен ее оставляют свободной от застройки.
Помещения в которых установлены котлы предусматриваю на каждом этаже два выхода наружу расположенные с противоположных сторон котельной. Выходные двери должны открываться наружу от нажатия руки. Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до противоположной стены котельной принимают не менее 3 м причем в случае установки вспомогательного оборудования ширину свободных проходов перед фронтом котлов оставляют на менее 15 м. Однако это оборудование не должно мешать обслуживанию котла. Ширина остальных проходов между котлами и стенами должна быть не менее 13 м. Расстояние от верхней отметки котла или от отметки верхней площади обслуживания котла до нижних частей конструкций покрытия котельной должно быть не мене 2 м. Для обслуживания котлов устанавливают лестницы и площадки из несгораемых материалов. К площадкам более 5 м устанавливают не менее 2 лестниц шириной не менее 600 мм с углом наклона к горизонту не более 500.
Площадки предназначенные для обслуживания арматуры контрольно-измерительных приборов и т.п. выполняют шириной не менее 800 мм остальные площадки шириной не менее 600 мм.
Котельную оборудуют надлежащей вентиляцией и обеспечивают естественным и искусственным освещением создающим освещенность в пределах 5-50 лк. Аварийное освещение предусматривают от самостоятельного источника энергии. В котельной располагают средства огнетушения в соответствии действующими правилами пожарной безопасности.
4. Тепловая схема котельной с паровыми котлами
Для покрытия чисто паровых нагрузок или для отпуска незначительного количества тепловой энергии в виде горячей воды от тепловых источников предназначенных для снабжения потребителей паром устанавливаются паровые котлы низкого давления. Развернутая тепловая схема с четырьмя паровыми котлами показана на чертеже 2.
Пар из котлов поступает на редукционно-охладительные установки РОУ где снижаются его давление и температура. Температура снижается за счет испарения поданной в РОУ питательной воды которая распыляется за счет снижения давления с 14 -16 кгссм2 до 6 кгссм2.
Основная часть пара отпускается на производственные нужды из паропроводов котельной часть редуцированного и охлажденного пара используется в пароводяных подогревателях сетевой воды откуда направляется в закрытую систему тепловых сетей. Конденсат от внешних потребителей собирается в конденсатные баки и перекачивается конденсатными насосами в деаэраторы питательной воды. Конденсат от пароводяных подогревателей установленных в котельной подается прямо в деаэраторы. Кроме того имеется трубопровод для возможности слива его в конденсатные баки.
Каждый паровой котел укомплектован питательным центробежным электронасосом. Для всех трёх установленных котлов установлен один такой же резервный насос. Вода в паровые котлы может также подаваться двумя паровыми поршневыми насосами.
Фактические напоры теплоносителей определяются исходя из рабочего давления пара в котлах и расчетах гидравлического сопротивления системы трубопроводов арматуры и теплообменников.
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА
Тепловой расчет котельного агрегата может иметь двоякое назначение:
а) при проектировании нового котельного агрегата по заданным параметрам его работы (паропроизводительность температуры перегретого пара питательной воды подогрева воздуха и др.) определяют величины всех его поверхностей нагрева.
б) при наличии готового котельного агрегата проверяют соответствие всех величин поверхностей нагрева заданным параметрам его работы.
Первый вид расчета называется конструкторским второй – поверочным. В курсовом проекте выполняется поверочный расчет.
Тепловой расчет котельного агрегата выполняют по следующим разделам:
2. Сводка конструктивных характеристик котельного агрегата
При поверочном расчете пользуясь чертежами котельного агрегата составляют сводку конструктивных характеристик топки конвективных поверхностей нагрева пароперегревателя водяного экономайзера и воздухоподогревателя. Для облегчения составления сводки конструктивных характеристик следует пользоваться эскизами элементов котельного агрегата.
Характеристика котла ДЕ - 65 - 14ГМ
Паропроизводительность тч 65 Давление пара на выходе из котла МПа 14
насыщенного пара 194
питательной воды 100
Объем топочной камеры м3 1121
Площадь поверхностей нагрева м2
водяного экономайзера 1416
Температура газов 0С
на выходе из топки 1079
Температура уходящих газов 0С 162
Расчетный КПД брутто % 9115
Газовое сопротивление котла кПа 110
Диаметр и толщина стенки труб мм
Масса котлоагрегата т 9545
Площадь живого сечения для прохода
продуктов сгорания м2 03482.3. Определение количества воздуха необходимого для горения состава и количества дымовых газов и их энтальпии
Определить количество воздуха необходимого для горения и количество дымовых газов по газоходам котла требуется для подсчета скорости газов и воздуха в рассчитанных поверхностях нагрева с целью определения величины коэффициента теплопередачи в них. Определение энтальпии дымовых газов необходимо для составления уравнения теплового баланса рассчитываемых элементов котельного агрегата:
а) определяют теоретическое количество воздуха необходимое для горения и теоретическое количество продуктов сгорания топлива по формулам таблицы 2;
б) выбирают значение коэффициента избытка воздуха в конце топки по данным таблицы 1 приложения 1 а затем определив по данным таблицы 3 присос воздуха в элементах котельного агрегата подсчитывают среднее значение коэффициента избытка воздуха по газоходам котла;
в) подсчитывают действительное количество воздуха необходимое на горение а также среднее действительное количество продуктов сгорания и парциальное давление трехатомных газов в газоходах котла по формулам 3;
г) подсчитывают энтальпию теоретического количества воздуха необходимого для горения при различных температурах и коэффициенте избытка воздуха по формуле таблицы 4 с последующим составлением h-t таблицы.
Характеристики топлива: газ Брянск - Москва [1]cтр.35
СН4 = 928 % С2 Н6 = 39 % С3Н8= 11 %
С4Н10 = 04 % С5Н12 = 01 % N2 = 16 % Теплота сгорания топлива: QСн = 37310 кДжкг СО2 = 01 %
СН4 + С2 Н6 + С3Н8 + С4Н10 + С5Н12 + N2 + СО2 = 100 %
8 + 39 +11 + 04 + 01 + 16 + 01=100 %
Теоретическое количество воздуха необходимое для горения. Теоретический состав дымовых газов
Наименование величины
Расчетная формула или источник определения
Теоретическое количество воздуха необходимое для горения
Теоретический объем азота в дымовых газах
Объем сухих трехатомных газов
Теоретический объем водяных паров в дымовых газах
Полный объем теоретического количества дымовых газов
Состав продуктов сгорания и объемная доля углекислоты и водяных паров по газоходам котельного агрегата
Наименование рассчитываемой величины
Наименование элементов газового тракта
Конвек-тивный пучок 1
Конвек-тивный пучок 2
Коэффициент избытка воздуха в конце топки
Присос по элементам тракта
Коэффициент избытка воздуха за элементом тракта
Коэффициент избытка воздуха средний
Избыточный объем воздуха
Избыточный объем водяных паров
Действительный объем продуктов сгорания
V0RO2+ V0N2+ V0H2O+223+1734
Объемная доля сухих трехатомных газов в продуктах сгорания
Объемная доля водяных паров в продуктах сгорания
Объемная доля трехатомных газов в продуктах сгорания
Температура продуктов сгорания 0С
Энтальпия теоретического количества воздуха необхо-димого для горения
Энтальпия теоретического количества продуктов сгорания
H0г=H0RO2 +H0N2+H0H2O
Энтальпия избыточного количества воздуха
Энтальпия действительного количества продуктов сгорания
Энтальпия продуктов сгорания для различных значений температуры и коэффициента избытка воздуха
Построение H – t диаграммы:
Диаграмма H – t имеет важнейшее значение для теплового расчета котла. Поэтому к расчету и построению ее нужно отнестись более тщательно.диаграммы должен быть таким чтобы отсчет температуры можно было производить с точностью до 5 0С а энтальпия – 50 кДжкг. При использовании для этой цели миллиметровой бумаги масштаб принимаем следующий: по оси температур 1 мм – 50; по оси энтальпий 1 мм – 50 кДжкг.
4. Составление теплового баланса
Составление теплового баланса котельного агрегата служит для определения часового расхода топлива на котельный агрегат.
В настоящем разделе пользуясь формулами таблицы 5 а также данными таблицы 1;
а) определяют тепловые потери котельного агрегата и ;
б) составляют тепловой баланс и определяют КПД котлоагрегата;
в) подсчитывают действительный часовой расход топлива;
кроме того в данном разделе определяют две вспомогательные величины а именно:
г) расчетный расход топлива (действительно сгоревшее топливо);
д) коэффициент сохранения тепла.
5. Тепловой расчет топки
Тепловой расчет топки сводится к определению ее размеров при конструктивном расчете или проверке их при поверочном расчете а также определение коэффициента теплоотдачи в ней от факела к лучевоспринимающим поверхностям нагрева (экрану фестону или первому ряду кипятильных труб).
В случае конструктивного расчета ставится цель по выбранной температуре дымовых газов в конце топки определить требуемую лучевоспринимающую поверхность нагрева топки а в случае поверочного расчета по заданной величине лучевоспринимающей поверхности нагрева топки определить температуру дымовых газов в конце топки. При тепловом расчете котельного агрегата связанном с проектированием котельных обычно выполняют поверочный расчет топки так как на заводах топки и экранные поверхности нагрева выполняют единообразно для всех котельных агрегатов данного типоразмера.
Достаточность объема топки определяют исходя из характеристик выбранной топки с последующей поверкой ее размеров. При расчете слоевых топок для твердого топлива кроме того проверяют достаточность зеркала горения.
Температуру дымовых газов в конце топки при поверочном расчете определяют согласно табл. 4 предварительно подсчитав значения входящих в нее величин. При этом сначала определяют величину полезного тепловыделения в топке и теоретическую температуру горения по H-t таблице.
Если в котельном агрегате предусмотрен воздухоподогреватель то для определения названых величин необходимо знать температуру горячего воздуха которая пока неизвестна и окончательно определяется только в самом конце теплового расчета котельного агрегата при расчете воздухоподогревателя. Поэтому определяя величину полезного тепловыделения в топке при расчете котельного агрегата в котором предусмотрен подогрев воздуха предварительно задаются температурой горячего воздуха.
После того как температура дымовых газов в конце топки подсчитана необходимо проверить насколько правильно было выбрано предварительное значение дымовых газов в конце топки при определении степени черноты топки. Если разница в значениях температуры дымовых газов определенной по формуле и предварительно выбранной не превышает 1000С расчет считается законченным и в качестве окончательного значения температуры дымовых газов в конце топки принимают то значение которое получено по расчету. В противном случае расчет проверяют при другом значении предварительно выбранной температуры дымовых газов в конце топки.
После того как температура дымовых газов в конце топки подсчитана необходимо также проверить насколько она соответствует рекомендуемым значениям. Если полученная расчетная температура лежит вне рекомендуемых пределов это значит что величина лучевоспринимающей поверхности нагрева топки не соответствует требуемой. Если она велика то следует закрыть часть экранов кирпичной кладкой если она недостаточна то следует решить вопрос об увеличении ее. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.
Тепловой баланс котельного агрегата
Располагаемое теп-ло топлива
Температура ухо-дящих газов
Технические соображения
Энтальпия уходя-щих газов
hУХ = H0г300 - H0г100
Температура хо-лодного воздуха поступающего в котельный агрегат
Рекомендации нормативного метода теплового расчета котлоагрегатов
Энтальпия теоре-тически необходи-мого холодного воз-духа
Потеря тепла от механической не-полноты сгорания
Потеря тепла от химической непол-ноты сгорания
Потеря тепла с отходящими газами
. Потеря тепла на наружное охлаж-дение котельного агрегата
Потеря с физи-ческим теплом шла-ков
Имеет место только при сжигании твердого топлива
Сумма тепловых потерь
Коэффициент полезного действия котельного агрегата
Процент про-дувки котла
Температура дымовых газов на выходе из топки
Принимается предварительно
Суммарная погло-щающая способность трехатомных газов
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами
Суммарная сила поглощения газового потока
Степень черноты несветящейся части пламени
= 1 – 2718 - 25 01 1347
Коэффициент ослабления лучей светящейся части пламени
Суммарная сила поглощения светя-щейся части пламе-ни
Степень черноты светящейся части пламени
– е – (Ксв+ Кг r ) PS =
– 2718 – (25 0216+135) 011347
Степень черноты факела
Условный коэф-фициент загрязнения лучевоспринима-ющих поверхностей
Рекомендации нормативного метода теплового расчета
Коэффициент тепловой эффективности топки
Тепловыделение в топке на 1м2 стен топки
Расчетный коэф-фициент
Действительная температура дымовых газов на выходе из топки
Энтальпия дымо-вых газов на выходе
Тепловосприятие теплоносителя на 1 кг произведенного перегретого пара
h нп= 2789 кДжкг при
Действительный часовой расход топлива
Расчетный часо-вой расход топлива
Коэффициент сохранения тепла
Расчетное теп-ловое напряжение топочного прос-транства
Полезное тепло-выделение в топке
QPP (100-q3-q4-qшл)+
Тепло передан-ное излучением в топке
6. Тепловой расчет конвективного пучка
По конструктивным данным выбираем:
Н - площадь поверхности нагрева;
F - площадь живого сечения (м2) для прохода продуктов сгорания;
d-наружный диаметр труб;
S1 S2 - поперечный и продольный шаг труб S1 = S2 = 110 мм [2] стр.33
Подсчитываем относительный поперечный шаг G1 = S1 d и относительный
продольный шаг G2 = S2 d
G1 =110 51 = 215; G2 =110 51 = 215
Предварительно принимаем два значения температуры продуктов сгорания после рассчитанного газохода. В дальнейшем весь расчет ведется для двух предварительно принятых температур.
Определяем теплоту отданную продуктами сгорания (кДжкг):
Qs = (h - h² + h0прc)
где: — коэффициент сохранения теплоты (табл.5); h—энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева определяется по рис.1(приложение) при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева предшествующей рассчитываемой поверхности; h²— энтальпия продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева определяется по рис.1(приложение) при двух предварительно принятых температурах после конвективной поверхности нагрева; — присос воздуха в конвективную поверхность нагрева определяется как разность коэффициентов избытка воздуха на входе и выходе из нее (табл.3); h0прc — энтальпия присосанного в конвективную поверхность нагрева воздуха при температуре воздуха tв = 30°С определяется по формуле: h0прс= V0В CВ tв
h0прc=991 132 30 = 392436 кДжкг
По h-t диаграмме: h²m
Коэффициент сохранения тепла: = 0985
Вычисляем расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе (°С)
где Q и ²— температура продуктов сгорания на входе в поверхность и на выходе из нее.
Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева (мс)
Wг = Bр Vг ( +273) (F 273 3600)
где Вр — расчетный расход топлива кгс (табл.5); F— площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания (см. п. 1) м2; VГ —объем продуктов сгорания на 1 кг твердого и жидкого топлива (из расчетной табл. 3 при соответствующем коэффициенте избытка воздуха); — средняя расчетная температура продуктов сгорания °С (см. п. 4).
Wг max=45962 1111 (750 + 273) (0348 273 3600) = 1527 мс.
Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева:
при поперечном смывании коридорных и шахматных пучков и ширм
где: - коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме:
при поперечном омывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; - поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания определяется при поперечном омывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; - поправка на компоновку пучка определяется: при поперечном смывании коридорных пучков - по рис. 6.1 [2]; Сф - коэффициент учитывающий влияние изменения физических параметров потока определяется: при поперечном омывании коридорных пучков труб - по рис. 6.1 [2].
ak min = 1 108 84 1= 9072 ВтКм2
ak max=1 104 89 1 = 9256 ВтКм2
Вычисляем степень черноты газового потока по номограмме рис. 5.6. [2]. При этом необходимо вычислить суммарную оптическую толщину
kps = (kг rn + kзл ) p s
где: kг — коэффициент ослабления лучей трехатомными газами;
kзл коэффициент ослабления лучей золовыми частицами [2] стр.75
концентрация золовых частиц.
Толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков (м)
S = 09 d (4 (S1 S2 d2 ) -1)
S = 09 51 10-3 (4 314 (1102 512) -1) = 0213 м
Pn = 0216 01 = 00216 МПа
где: p — давление продуктов сгорания в газоходе принимается 01 МПа [2] стр.62.
kpsmin = 3648 00216 0213 = 0167
kps2 = 3305 00216 0213 = 0152
По рис.5.6 [2] определяем степень черноты газового потока
Определяем коэффициент теплоотдачи учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева Вт(м2 К):
для незапыленного потока (при сжигании жидкого и газообразного топлива)
где: — коэффициент теплоотдачи определяется по номограмме на рис. 6.4[2]; а — степень черноты; cг — коэффициент определяется по рис. 6.4[2].
Для определения и коэффициента cг вычисляется температура загрязненной стенки (°С)
где: t — средняя температура окружающей среды для паровых котлов принимается равной температуре насыщения при давлении в котле а для водогрейных — полусумме температур воды на входе в поверхность нагрева и на выходе из нее °С; t — при сжигании газа принимается равной 25°С [2] стр.78.
t3= 19504 + 25= 2204 °C
cг min= 093 cг max= 097.
max = 58 097 014= 787 Вт(м2K).
Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева Вт(м2K):
где: - коэффициент использования учитывающий уменьшение тепловосприя-
тия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами
сгорания частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования
застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимается = 1.[2] стр.79.
a1max = 1 (9256 + 787) = 10043 Вт(м2K).
Вычисляем коэффициент теплопередачи Вт(м2K)
где: —коэффициент тепловой эффективности определяемый из табл. 6.1 и 6.2 в зависимости от вида сжигаемого топлива [2]:
Kmax = 085 10043 = 85366 Вт(м2K).
Определяем количество теплоты воспринятое поверхностью нагрева на 1кг сжигаемого твердого и жидкого топлива (кДжкг)
Qт = [(K H T) (Bр 1000 )] 3600
Для испарительной конвективной поверхности нагрева °С :
tk - температура насыщения при давлении в паровом котле определяется из таблиц для насыщенных водяных паров °С
tk = 19504 °С [1]стр.47:
Tmin = (1000 - 300) [ln (1000 – 19504) (300 – 19504)] = 344 °С
Tmax = (1000 - 500) [ln (1000 – 19504) (500 – 19504)] = 515 °С
Qт max = (85366 633 515 36) 45962 = 2179214 кДжкг.
По принятым двум значениям температуры 1” и 2” и полученным двум значениям Qт и Qб производится графическая интерполяция для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Для этого строится зависимость Q =f(") показанная на рис.2[приложение]. Точка пересечения прямых укажет температуру продуктов сгорания²кп1 которую следовало бы принять при расчете.
Определив температуру кп1 = 370 °С находим по рис.1 [приложение] h²кп = 7000 кДжкг.
Количество тепла переданное в первом конвективном пучке
Qкп = (hкп - h²кп + h0прс )
Qкп = 0985 (23500 – 7000 + 005 39244) = 1627189 кДжкг.
РАСЧЕТ ХВОСТОВЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
1. Конструктивный расчет водяного экономайзера
В промышленных паровых котлах работающих при давлении пара до 25 МПа чаще всего применяются чугунные водяные экономайзеры а при большем давлении — стальные. При этом в котельных агрегатах горизонтальной ориентации производительностью до 25 тч имеющих развитые конвективные поверхности часто ограничиваются установкой только водяного экономайзера. В котельных агрегатах паропроизводительностью более 25 тч вертикальной ориентации с пылеугольными топками после водяного экономайзера всегда устанавливается воздухоподогреватель. При сжигании высоковлажных топлив в пылеугольных топках применяется двухступенчатая установка водяного экономайзера и воздухоподогревателя.
При установке только водяного экономайзера рекомендуется такая последовательность его расчета:
По уравнению теплового баланса определяем количество теплоты (кДжкг) которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов:
Qэк= (hэк-h²эк+эк h0прc)
где — коэффициент сохранения теплоты (табл.5) при температуре и коэффициенте избытка воздуха после поверхности нагрева предшествующей рассчитываемой поверхности; hэк— энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер определяется из рис.1[приложение ] по температуре продуктов сгорания известной из расчета предыдущей поверхности нагрева кДжкг; h²эк — энтальпия уходящих газов определяется из табл.5 по принятой в начале расчета температуре уходящих газов кДжкг; эк— присос воздуха в экономайзер принимается по табл.3; h0прc — энтальпия теоретического количества воздуха при температуре воздуха Tв = 30(°С) определяется по формуле: h0прc=V0В CВ Tв
hэк=h²кп=7000 кДжкг
h²эк=hух=3165 кДжкг
Qэк = 0985 (7000-3165+005392436 )=37968 кДжк
Приравнивая теплоту отданную продуктами сгорания теплоте воспринятой водой в водяном экономайзере определяем энтальпию воды после водяного экономайзера (кДжкг):
hв= Bр Qэк (D 1000) + hп.в
hв= 4596 237968 (65 1000) + 419 30 = 39417 кДжкг
где: hп.в — энтальпия питательной воды на входе в экономайзер кДжкг; D - паропроизводительность котла кгч.
По энтальпии воды после экономайзера и давлению ее из таблиц для воды и водяного пара определяем температуру воды после экономайзера tв.
tв= hв Cв = 39417 41989 = 939 °С
Т.к полученная температура воды оказалась более чем на 20 °С ниже температуры при давлении в барабане котла то для котлов давлением до 24 МПа к установке принимают чугунный водяной экономайзер. При несоблюдении указанных условий к установке следует принять стальной змеевиковый водяной экономайзер.
Выбираем конструктивные характеристики принятого к установке экономайзера. Для чугунного и стального экономайзера выбирается число труб в ряду с таким расчетом чтобы скорость продуктов сгорания была в пределах от 6 до 9 мс при номинальной паропроизводительности котла. Конструктивные характеристики труб чугунных экономайзеров ВТИ приведены в табл. 6.3.[2] Число труб в ряду для чугунных экономайзеров должно быть не менее 3 и не более 10.
Определяем площадь экономайзера и среднеарифметическую температуру продуктов сгорания по формулам: Fэк= Bр Vг(+273) (Wг 273 3600)
где: Wг -предварительно принятая скорость продуктов сгорания Wг=6 мс ; Vг –объём дымовых газов за экономайзером (табл.3).
где: Q= Q²кп2 –до экономайзера;
Q²= Qух =200°С- на выходе из экономайзера.
= (370+200) 2=285 °С.
Fэк= 45962 1111 (285 + 273) (6 3600 273) = 048 м2
Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания :
Действительная площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания
Fфэк= 4 012 = 048 м2.
Определяем действительную скорость продуктов сгорания в экономай-зере (мс)
Wутг=Bр Vг (+273) (Fфэк 2733600)
Wутг=45962 1111 (285+273) (048 273 3 600) = 604 мс.
Определяем коэффициент теплопередачи. Для чугунных экономайзеров:
K=KH CV определяется с помощью номограммы рис.6.9[2]
По известным значениям температур воды и дымовых газов определяем температурный напор:
T1= tэк-tВ = 370 – 939 = 2761 °С.
T2= t²эк-tпв = 200 -30 = 170 °С.
T= (2761 -170) [ln (2761 170)] = 21878 °С
Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера (м2)
Hэк=103 Qэк Bр (K T 3600)
Hэк= 103 37968 45962 (18 21878 3600) = 12309 м2.
По полученной поверхности нагрева экономайзера окончательно устанавливаем его конструктивные характеристики. Для чугунного экономайзера определяем общее число труб и число рядов по формулам:
где: hтр - площадь поверхности нагрева одной трубы м2 [2 табл.6.3]; Z1 — принятое число труб в ряду.
2. Проверка теплового баланса
Проверка теплового баланса котлоагрегата заключается в определении невязки баланса по уравнению:
DQ = Qр hка - (Qл + Qкп + Qэк)
где: Qл Qкп Qэк — количества теплоты воспринятые луче-воспринимающими поверхностями топки конвективным пучком и экономайзером; в формулу подставляют значения определенные из уравнения баланса.
При правильном расчете невязка не должна превышать 05 %
Q = 37310 0903 - (136606 + 1627189 + 37968) = - 3836
Q 100 Qрн hка = -3836 100 37310 0903 = 011 % 05 %
Расчет можно считать оконченным.
В результате выполненного проекта в отопительно-производственной котельной предусматривается установка шести котлов ДЕ 65-14- ГМ работающих на газе. Паропроизводительность и тепловая мощность котельной полностью обеспечивают потребности производства и собственных нужд.
При выполнении данного курсового проекта были рассчитаны тепловые нагрузки определены параметры котельной произведены расчёты процессов горения теплового баланса котельных агрегатов рассчитан расход газа на котёл было выбрано вспомогательное оборудование.
Так же был произведены тепловые расчёты топок газоходов котла выполнен конструктивный расчёт экономайзера (расчёт хвостовых поверхностей котельного агрегата) и проверка теплового баланса.
Тепловые и атомные электростанции. М.: Энергоатомиздат. 1989 г. Под ред. В. А. Григорьева В. М. Зорина.
Р. И. Эстеркин. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. Л.: Энергоатомиздат 1989 г.
Гусев К. Л. Основы проектирования котельных установок. М.: Стройиздат 1973 г.
Сидельский Л. Н. Юренев В. Н. Котельные установки промышленных предприятий. М.: Энергоиздат 1986 г.
Зах Р. Г. Котельные установки. М.: Энергия 1968 г.
К. Ф. Роддатис А. Н. Полтарецкий. Справочник по котельным установкам малой производительности. М.: Энергоатомиздат 1991 г.
Г. Н. Делягин В. И. Лебедев и др. теплогенерирующие установки. М.: Стройиздат 1986 г.
Теплотехнический справочник. Том 2. М.: Энергоатомиздат 1976 г.

Опискот.doc

1.ОПИСАНИЕ КОТЕЛЬНОЙ
Паровая котельная оборудована двумя котлами ДКВР 2013 и котлом ДЕ-16-14-225ГМ с соответствующим вспомогательным оборудованием водоподготовкой деаэрационно-питательной сетевой подпиточной установками установкой сбора и перекачки конденсата. При котельной имеется мазутное хозяйство емкостью 2х1000м3.
Котельная снабжает теплом и паром собственное производство пивзавода.
Котлы ДКВР 2013в 1998г. выработали свой ресурс и после капремонта один котел газифицируется а второй консервируется

выбор оборудования.doc

4. ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
1. Выбор питательных насосов.
Питательные насосы выбираются на подачу питательной воды при максимальной мощности котельной с запасом 10 %. Расчётный напор питательного насоса должен превышать давление пара на выходе из котла с учётом потерь давления в тракте и необходимой высоты подъёма воды.
= 13 МПа - избыточное давление в барабане котла;
- запас давления на открытие предохранительных клапанов принимается равным 5% от ;
=017 МПа – сопротивление водяного экономайзера принято;
=02 МПа - сопротивление питательных трубопроводов от насоса до котла с учётом сопротивления АРП принято;
=001 МПа - сопротивление всасывающих трубопроводов принято;
=003 МПа – давление столба воды от оси деаэраторов до оси барабана котла принято;
=012 МПа – давление воды в деаэраторе котла;
Производительность питательного насоса:
=2 - работающий и резервный паровые котлы в котельной;
=20 тч – номинальная паропроизводительность котла;
=06 тч – расход пара на продувку (принят ранее);
=11 тч – расход питательной воды на РОУ (принят ранее);
По таблице 68 [3] выбираются 2 питательных электронасоса (один рабочий со 100%-ой подачей второй – резервный) марки ЦНСГ –60- 198 с характеристиками:
производительность Q= 60 м3ч;
давление рп.н = 198 МПа;
температура питательной воды tпв = 100 °С;
номинальная мощность электродвигателя Nэл = 50 кВт.
2. Выбор сетевых насосов.
Сетевые насосы также выбираются по производительности и напору. Суммарная производительность насосов выбирается из расчёта обеспечения максимального расхода сетевой воды при выходе из строя одного насоса. В котельных устанавливается не менее двух насосов.
По =150 тч к установке выбираются 2 насоса Д 200-95 с характеристиками:
производительность Q= 200 м3ч;
давление рп.н = 095 МПа;
номинальная мощность электродвигателя Nэл = 85 кВт.
3. Выбор сетевых подогревателей.
Сетевые подогреватели выбираются по необходимой площади поверхности нагрева.
Поверхность нагрева подогревателя:
= 1394 МВт – максимальная нагрузка отопления и горячего водоснабжения;
- коэффициент теплопередачи Втм2К для пароводяных подогревателей по [1] выбирается равным 2000 Втм2К;
- средняя разность температур между теплоносителями в подогревателе °С;
Площадь поверхности нагрева теплообменника:
Так как по СНиП II-35-76 число устанавливаемых подогревателей для систем отопления и вентиляции должно быть не менее двух по таблице 10.7 [1] выбираются 2 горизонтальные пароводяные теплообменники ПВП – 224 с площадью поверхности нагрева 224 м2 площадью живого сечения для прохода воды = 0 5488 м2. Допустимое давление пара = 1 МПа = 300°С.
4. Выбор деаэраторов.
Деаэратор подпитывающей воды выбирается по максимальному её расходу. Для закрытых систем теплоснабжения суммарная ёмкость баков деаэрированной воды выбирается из расчёта 20-минутной производительности деаэратора.
Vб = 20·Gп.вмакс 60 = 20 ·475 60 = 1583 м3.
Производительность головки деаэратора выбирается по максимальному расходу питательной воды т.е Gп.вмакс = 475 тч.
По таблице 5-1 [4] выбираются 2 деаэратора марки ДСА-25 с параметрами: = 12 МПа

Автоматизация теп.проц..doc

Автоматизация тепломеханических процессов
Котел ДКВР 2013 после капитального ремонта переводится на сжигание природного газа для чего предусмотрена самостоятельная установка регулирования природного газа. Мазут остается резервным топливом.
Приборы тепломеханического контроля приняты в соответствии со следующими принципами:
а) параметры наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса и осуществления предпусковых операций измеряются показывающими приборами;
б) параметры учет которых необходим для хозяйственных расчетов или анализа работы оборудования контролируются самопишущими приборами счетчиком учета;
в) параметры изменение которых может привести к аварийному сос-
тоянию оборудования контролируются сигнализирующими приборами.
Для автоматизации котла ДКВР 2013 применен щит ДЕ. Оборудо-
вание размещенное в щите совместно с оборудованием устанавливаемым вне щита обеспечивает:
- полуавтоматический розжиг котлоагрегата;
- автоматическое регулирование и дистанционное управление
процессом горения и уровня в барабане котла с помощью регулято-
ров топлива (поз.Е8 Е9 приложения) воздуха (поз.Е5)разрежения
(поз. Е6) и уровня (поз.Е7);
- дистанционный контроль температуры дымовых газов за котлом
за экономайзером и тока электродвигателя дымососа;
- дистанционное управление электродвигателями дымососа;
- дистанционное управление электродвигателями дымососа дутьево-
го вентилятора и исполнительными механизмами;
- защиту котлоагрегата и световую сигнализацию при аварийном от-
клонении от заданных значений следующих параметров:
- давление газа (повышение);
- давление газа (понижение);
- давление мазута (понижение)
- давление воздуха (понижение);
- разрежение в топке (понижение);
- уровня воды в барабане (повышение);
- уровня воды в барабане (понижение);
- погасание факела горелок;
- неисправности цепной защиты включая исчезновение напря-
Схема защиты котлоагрегата ДКВР 2013 предусматривает дистан-
ционный розжиг запальника полуавтоматический розжиг горелки контроль за состоянием параметров в растопочном и технологическом режимах авто-
матическую отсечку подачи топлива к котлу и запоминание первопричины отсечки подачи топлива к котлу.
Местные приборы сведены на приборные стойки и щит общих заме-
Для замера общего количества вырабатываемого пара котлом на сбор-
ном паропроводе до редукционной установки установлен теплосчетчик
СПТ-961 который работает по принципу переменного перепада давления на
стандартной диафрагме.
Кроме диафрагмы в состав теплосчетчика входят:
- три измерительных преобразователя давления «Сапфир-22М-ДД»
- термометр сопротивления ТСП-100П;
- преобразователь измерительный давления «Сапфир-22М-ДН»;
- блок питания преобразователей разности давления 22БП-36 с вы-
ходным напряжением 36В.
Автоматизация газовоздухоснабжения
Проектом предусматривается установка местных самопишущих при-
боров учета снижения давления газа. Приборы учета установлены на входе и выходе из ГРУ.
- термометр технический ртутный У-2-1-260-104;
- термометр манометрический самопишущий ТГС-712М;
- манометр показывающий МПУ-4;
- манометр самопишущийМТС-712М1;
- дифманометр самопишущий ДСС-712М1.
Для учета газа предусматривается установка счетчика газа СПГ-761.
К счетчику подключаются следующие приборы:
- диафрагма камерная ;
- три измерительных преобразователя разности давления
- термометр сопротивления ТСП-100;
- блок питания 22 бп-36.

АННОТАЦИЯ.doc

Проектом предусматривается реконструкция котельной Речицкого пивзавода которая заключается в переводе котла ДКВР 2013 на природный газ. Предусмотрена установка теплосчетчика для замера общего количества вырабатываемого пара котлами на сборном пароповоде Дн 325×6 до редук-ционной установки.
В данном дипломном проекте произведен расчет по переводу котла ДКВР 2013 с мазута на природный газ и определены: необходимый расход газа для покрытия заданной нагрузки параметры тепловой схемы необходимая поверхность теплообмена экономайзера т.е. выполнен его конструктивный расчет. Кроме того выполнен поверочный расчет котлоагрегата рассчитана схема водоподготовки а также сделан выбор основного и вспомогательного оборудования. Для надежной и безопасной эксплуатации котлоагрегата разработаны схемы автоматического регулирования процессов. В проекте отражены вопросы техники безопасности и охраны окружающей среды а также на основе сметно-финансовой документации произведен расчет основных технико-экономических показателей был сделан сравнительный анализ работы котла на мазуте и газе на основе которого определен экономический эффект.

Отзыв.doc

на дипломный проект студента энергетического факультета
Гомельского государственного технического
университета им. П.О. Сухого
Соловьева Виталия Николаевича
на тему: "Перевод на природный газ котла ДКВР 2013 Речицкого пивзавода.
В данном дипломном проекте произведен расчет по переводу котла ДКВР 2013 с мазута на природный газ и определены: необходимый расход газа для покрытия заданной нагрузки параметры тепловой схемы необходимая поверхность теплообмена экономайзера т.е. выполнен его конструктивный расчет. Кроме того выполнен поверочный расчет котлоагрегата рассчитана схема водоподготовки а также сделан выбор основного и вспомогательного оборудования. Для надежной и безопасной эксплуатации котлоагрегата разработаны схемы автоматического контроля и регулирования процессов. В проекте отражены вопросы техники безопасности и охраны окружающей среды а также на основе сметно-финансовой документации произведен расчет основных технико-экономических показателей сделан сравнительный анализ работы котла на мазуте и газе на основе которого определен экономический эффект.
Следует отметить достаточно хороший уровень технической подготовки дипломника и умение использовать свои знания при решении поставленных практических задач а также хорошее качество графических разработок и оформление расчетно-пояснительной записки на ПЭВМ.
Соловьев В.Н. освоил технику инженерного конструирования и расчетов подготовлен для работы по специальности на производстве в проектных и научно-исследовательских организациях.
Оценка проекта: дипломный проект заслуживает оценки "хорошо".
Начальник ПТО ГТС Ефименко Виктор Александрович
на студента энергетического факультета
Во время работы над дипломным проектом зарекомендовал себя как старательный студент проявил активность и инициативу в сборе материала.
Показал хорошие знания и навыки по всем разделам проекта. Проявил творческий подход к выполнению дипломного проекта. Благодаря полученным знаниям может считаться готовым к серьезной инженерной работе.
Полученное задание по дипломному проекту выполнил качественно и в срок.
Заслуживает оценки «хорошо».
Дипломник Соловьев В.Н. заслуживает присвоения квалификации инженер-теплоэнергетик.
Руководитель проекта ассистент кафедрыИванова Е.М.
Промышленная теплоэнергетика и экология"

План2.dwg

Экон.эфф.doc

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОТЕЛЬНОЙ
Оценка качества принятого в дипломном проекте технического решения
должна производиться на основе анализа ее технико-экономических показателей в число которых входят технологические и экономические показатели. К основным технологическим показателя определяемым в экономической части проекта относятся: установленная мощность котельной годовая выработка теплоты или пара и отпуск их потребителям расходы топлива и др. Здесь рассчитывается и режимный показатель- число часов использования установленной мощности котельной.
Важнейшим экономическим показателем определяемым в дипломном
проекте является себестоимость отпущенной теплоты. В ходе ее расчета определяются и другие экономические показатели: сметная стоимость строительства штаты котельной годовые эксплуатационные расходы и т.п. которые сводятся наряду с технологическими в итоговую таблицу «Основные технико-экономические показатели» [1].
Технологические показатели характеризуют рабочие процессы в котельной они служат для установления режима эксплуатации оборудования в целях получения оптимальных экономических показателей; сюда относятся коэффициент избытка воздуха содержание в газах СО2 или О2 температура уходящих газов содержание горючих в уносе и т. п.
К экономическим показателям работы котельной установки относятся КПД брутто и нетто удельный расход условного топлива на выработку отпускаемого тепла и удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной.
Себестоимость тепла или пара складывается из переменных и постоянных расходов.
К переменным относятся расходы пропорциональные количеству вырабатываемого тепла или пара – топливо вода электроэнергия. На электростанциях к переменным расходам относится только топливо.
Постоянные расходы почти не зависят от выработки пара или тепла. Сюда относятся заработная плата амортизация зданий и оборудования текущий ремонт и пр.
Основной составляющей себестоимости тепла или пара являются издержки на топливо которые зависят от его удельного расхода на единицу теплоты. Топливная составляющая может иметь значительный перевес по отношению к другим затратам на производство тепла или пара [3].
По величине себестоимости можно судить о рациональности проектирования строительства или реконструкции объектов.
Достичь снижения себестоимости можно за счет роста КПД котлоагрегатов вспомогательного оборудования что приводит к снижению расхода топлива электроэнергии не только на отпуск теплоты но и на собственные нужды. Снизить себестоимость можно также за счет установки агрегатов большей единичной мощности взамен нескольких котлов меньшей мощности.
Задачей дипломного проекта является перевод котла ДКВР 2013 котельной Речицкого пивзавода с мазутного топлива на природный газ поэтому для оценки эффективности принимаемого технического решения необходимо произвести технико-экономический расчет для двух видов топлив и сопоставить результаты расчетов между собой.
Для лучшей наглядности получаемых результатов производим параллельный расчет двух вариантов при этом в расчетной строке с номером «1» указываем расчет показателей характеризующих работу котельной на мазутном топливе а в строке с номером «2» -на природном газе.
1. Расчёт технологических показателей.
1.1. Расчёт установленной мощности котельной МВт:
где - номинальная паропроизводительность котла ДКВР 2013
- число установленных котлов ДКВР 2013 =2;
- расход воды на непрерывную продувку котлов ДКВР 2013
=001·=001·5.55=0.0555 кгс;
- энтальпия пара на выходе из котла =2934 кДжкг [4];
- энтальпия котловой воды = 810 кДжкг [4];
- номинальная паропроизводительность котла ДЕ-16-14
- число установленных котлов ДЕ-16-14 =1;
- расход воды на непрерывную продувку котлов ДЕ-16-14
=001·=001·4.44=0.0444 кгс;
- энтальпия пара на выходе из котла =2870 кДжкг [4];
- энтальпия котловой воды = 746 кДжкг [4] ;
- энтальпия питательной воды =437 кДжкг [4];
([555 × (2934-437)+00555×(810-437)]×2+
+[444×(2870-437)+00444×(746-437)])×10-3 =386 МВт.
1.2. Годовой отпуск теплоты на отопление ГДжгод:
где - продолжительность отопительного периода =197 суток для
Гомеля табл. 9.1 [1];
- средний расход теплоты на отопление за отопительный период
на нужды отопления кВт
где - максимальная часовая отопительная нагрузка; согласно зада-
нию суммарная максимальная тепловая нагрузка составляет
МВт поэтому разбивая ее на составляющие получаем
расход тепла на отопление =405 МВт на вентиляцию -
- расчетная температура воздуха внутри зданий принимается
в соответствии со СНиП 11-35-76 ;
- средняя за отопительный период температура наружного воз-
духа в соответствии со СНиП 11-35-76 ;
- расчетная температура наружного воздуха для отопления в
соответствии со СНиП 11-35-76 .
1.3. Годовой отпуск теплоты на вентиляцию ГДжгод:
где - средний расход теплоты на вентиляцию за отопительный пери-
где - расчетная температура наружного воздуха для вентиляции в
соответствии со СНиП 11-35-76 ;
- усреднённое за отопительный период число часов работы систе-
мы вентиляции в течение суток принимается равным 16 часов [1].
1.4. Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение ГДжгод:
где - средний расход теплоты на горячее водоснабжение за отопи-
тельный период кВт определяется [1]
где - максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение
принимается согласно показателям расчета тепловой схемы
- средний расход теплоты на горячее водоснабжение за летний
где - температура холодной воды в летний период принимается
- температура холодной воды в отопительный период прини-
мается равной 5 °С [1];
- коэффициент учитывающий снижение среднего расхода воды
на горячее водоснабжение в летний период по отношению к
отопительному периоду принимается равным 08 [1];
0 - число суток в году работы системы горячего водоснабжения;
1.5. Годовой отпуск теплоты на технологические нужды ГДжгод:
где - расход пара на технологические нужды при максимальном ре-
жиме из задания на проектирование=16 тч;
- энтальпия пара на технологические нужды=2830 кДжкг [4];
- энтальпия возвращаемого конденсата = 336 кДжкг [4];
- возврат конденсата технологическими потребителями 70%;
- годовое число часов использования пара потребителями при
трехсменном режиме работы равно 6120 час.
1.6. Годовой отпуск тепла от котельной:
1.7.Годовая выработка теплоты котельной ГДжгод (Гкалгод):
где - к.п.д теплового потока для газа равен 98% а для мазута-
1.8. Число часов использования установленной мощности котель-
1.9. Удельный расход топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты:
где -КПД (брутто) котельного агрегата =916 % определяем из
уравнения теплового баланса котлоагрегата.
где - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива для мазута
=3973 МДжкг для природного газа - =3973 МДжм3 ;
1.10. Годовой расход топлива котельной:
1.11. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ко-
где - число часов работы котельной в году для котельной с горячим
водоснабжением =8400 часов [1];
- коэффициент использования установленной электрической
мощности принимается равным 065 [1];
мощности по времени принимается равным 05;
- установленная мощность токоприёмников кВт
где - удельный расход электрической мощности на собственные
нужды принимается 25 кВтМВ табл. 13.1. [1];
- установленная тепловая мощность котельной за вычетом
составляющей котла ДКВР 2013 который находится в закон-
сервированном состоянии и подлежит демонтированию
1.12 Годовой расход воды котельной:
где - расход сырой воды на химводоочистку для зимнего и летне-
го режимов согласно тепловой схеме =2304 тч
1.13. Удельный расход сырой воды на 1 ГДж отпущенного тепла:
2. Расчёт экономических показателей.
2.1. Топливная составляющая затрат:
где - оптовая цена топлива по прейскуранту
) =144000 руб тыс.м3;
) =95 тнт =95*2150=204250 руб тнт тогда:
2.2. Годовые затраты на электроэнергию:
где – стоимость одного киловатт-часа определяется по двухставочно-
где - ставка основной месячной оплаты за заявленную максималь-
ную мощность равна 114476 (рубкВт)год;
- заявленная максимальная мощность чгод для трехсменного
режима работы предприятия принимаем 6000 чгод;
- ставка дополнительной оплаты равна 1064 рубкВт ч.
2.3. Годовые затраты на использованную воду:
где – стоимость 1 тонны воды = 1800 рубм3.
2.4. Расчёт капитальных затрат на сооружение котельной и рекон-
где - капитальные затраты на сооружение котельной млн.руб.;
- удельные капиталовложения для ввода соответственно пер-
вого и второго котлов ДКВР 2013 табл. 13.6. [1]
- удельные капвложения для ввода котла ДЕ-16-14 ;
- номинальная мощность котлоагрегатов ДКВР 2013
- номинальная мощность котлоагрегата ДЕ-16-14
- капитальные затраты на перевод котла ДКВР 2013 на природ-
ный газ согласно сметно-финансового расчета:
=548 тыс.руб тогда:
Так как все проекты выполняются в базовых ценах в нашем случае в це-
ценах 91-го года то с помощью коэффициента пересчета произведем пересчет величин капвложений в цены 2004 г.:
2.5. Годовые амортизационные отчисления:
где - капитальные затраты на сооружение котельной при оценке ее ра-
боты на мазуте и капитальные затраты на сооружение котельной
плюс затраты на реконструкцию при оценке работы на природном
2.6. Годовые затраты на текущий ремонт:
2.7. Годовые затраты на заработную плату:
где - численность эксплуатационного персонала =14 чел;
- среднегодовая заработная плата с начислениями равна
60000 (рубчел)год (280000 (рубчел)год);
– коэффициент отчислений 40%.
2.8. Прочие годовые затраты:
2.9. Годовые эксплуатационные расходы котельной:
2.10. Себестоимость отпускаемой теплоты рубГДж:
2.11. Топливная составляющая себестоимости рубГДж:
Таблица - Технико – экономические показатели котельной
Месторасположение котельной
Система теплоснабжения
Установленная мощность котельной МВт
Годовая выработка теплоты ГДжгод
Число часов использования установленной
Удельный расход топлива на 1 отпущеный ГДж теплоты
натурального тыс.м3ГДж
Годовой расход топлива в котельной
Натурального тыс.м3год
Удельный расход электрической энергии на собственные нужды кВтМВт
Установленная мощность токоприемников кВт
Удельный расход воды тГДж
Годовой расход водытыс.т.год
Удельные капиталовложения тыс.руб.МВт
-для первого агрегата
Сметная стоимость строительства тыс.руб. в т.ч.
оборудование и монтажа
Годовые эксплуатационные расходы тыс.руб.год
Себестоимость отпускаемой теплоты руб ГДж в т.ч.
Топливная составляющая рубГДж
Приведенные затраты на ГДж отпускаемой теплоты рубГДж
После расчета технологических показателей мы установили: мощность котельной = 2326 МВт; годовую выработку теплоты котельной = 73296 ГДжгод; годовой расход топлива котельной = 316982 тутгод 666175 тнтгод; число часов использования установленной мощности котельной = 58072 ггод.
Рассчитав экономические показатели установили: себестоимость отпускаемой теплоты = 6738 руб.ГДж; рентабельность капиталовложений = 123 %.

Автоматика котла.dwg

МГТУ им Н. Э. Баумана
ДП Т.01.02.03.04.52.12.
Перевод на природный
газ котла ДКВР 2013
Автоматизация котла
Щит управления Щ Д Е
Пуск и остановка котла
Переносной газоанализатор
В схему сигнализации
Паропровод кгорелкам
Магистрали питательной воды

Охр.тр. и экол..doc

9. ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ
Паровые и водогрейные котлы должны удовлетворять нормам и требованиям по обеспечению безопасной их эксплуатации. которые изложены в соответствующих Правилах устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.
Конструкция котла и его основных элементов должна обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течение назначенного срока службы а также возможность технического освидетельствования очистки промывки ремонта и эксплуатационного контроля металла фасонных и литых деталей сварных соединений.
Конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева и свободного теплового расширения его элементов при растопке и нормальном режиме работы.
Каждый котел с камерным сжиганием топлива должен быть снабжен взрывными предохранительными устройствами которые должны быть размещены и устроены так чтобы при их срабатывании исключалось травмирование людей. Газоходы через которые подаются отходящие газы должны иметь взрывные клапаны такой конструкции которая обеспечит безопасность обслуживающего персонала при их срабатывании. Горелочные устройства должны быть безопасны и экономичны. Должны обеспечивать надежное воспламенение и устойчивое горение топлива без отрыва и проскока пламени за пределы топки в заданном диапазоне режимов работы не допускать выпадения капель жидкого топлива на под и стенки.
Изготовление монтаж ремонт а также реконструкция модернизация котлов и их элементов должны выполнятся специализированными предприятиями и организациями располагающими техническими требованиями необходимыми для качественного выполнения работ. При изготовлении монтаже и ремонте должна применяться система контроля качества которая гарантировала бы выявление недопустимых дефектов ее высокое качество и надежность в эксплуатации. Контроль качества сварки и сварных соединений включает:
проверку уровня квалификации и аттестации персонала;
проверку сборочно – сварочного контрольного оборудования аппаратуры приборов и инструментов;
контроль качества основных материалов;
контроль качества сварочных материалов и материалов для дефектоскопии;
операционный контроль технологии сварки;
неразрушающий контроль качества сварных соединений;
разрушающий контроль;
контроль исправления дефектов.
Основными методами неразрушающего контроля металла и сварных соединений котлов являются:
- визуальный и визуально – оптический;
- прогонка металлического шара;
- гидравлическое испытание.
При разрушающем контроле должны проводиться испытания механических свойств.
Для управления работой котлов и обеспечения режимов эксплуатации они должны быть оснащены:
устройствами предохраняющими от повышения давления (предохранительными устройствами);
указателями уровня воды (для паровых котлов);
приборами для измерения температуры среды;
запорной и регулирующей арматурой;
приборами безопасности.
Каждый элемент котла внутренний объем которого ограничен запорной арматурой должен быть защищен предохранительными устройствами автоматически предотвращающими повышение давления сверх допустимого путем выпуска рабочей среды в атмосферу.
В качестве предохранительных устройств допускается применять:
рычажно – грузовые предохранительные клапаны прямого действия исключая их использование в транспортабельных котельных;
пружинные предохранительные клапаны прямого действия;
выкидные предохранительные устройства (гидрозатворы).
Манометры устанавливаемые на котлах и трубопроводах в пределах котельной должны иметь класс точности не ниже 25.
У водогрейных котлов для измерения температуры воды устанавливают термометры при входе воды в котел и на выходе из него. При наличии в котельной двух и более котлов термометры кроме того размещают на общих подающем и обратном трубопроводах.
Арматура установленная на котлах и трубопроводах должна иметь маркировку с указанием:
условного или рабочего давления и температуры среды ;
направления потока среды.
Каждый котел оборудуют следующими трубопроводами :
для продувки котла и спуска воды при остановке котла ;
для удаления воздуха из котла при растопке ;
для удаления конденсата из паропроводов ;
для отбора проб воды и пара ;
для ввода корректирующих (моющих) реагентов при эксплуатации (химической очистке) котла.
Гидравлическому испытанию подлежат все котлы и их элементы после изготовления. Котлы изготовление которых заканчивается на месте установки транспортируемые на место монтажа отдельными деталями элементами или блоками подвергаются гидравлическому испытанию на месте монтажа.
Гидравлическому испытанию с целью проверки плотности и прочности всех элементов котла а также всех сварных и других соединений подлежат :
все трубные сварные литые фасонные и другие элементы и детали а также арматура если они не прошли гидравлическое испытание на местах их изготовления ; гидравлическое испытание не является обязательным для перечисленных элементов и деталей если они подвергаются стопроцентному контролю ультразвуком или иными равноценными неразрушающими методами дефектоскопии ;
элементы котлов в собранном виде ;
котлы пароперегреватели и экономайзеры после окончания их изготовления или монтажа.
Пробное давление при гидравлическом испытании должно составлять 15 рабочего давления но быть не менее 02 МПа (2 кг*ссм2) . Котлы на которые имеются ГОСТы должны испытываться давлением указанным в этих ГОСТах.
Для гидравлических испытаний должна применяться вода с температурой не ниже 278 К (5 0С) и не выше 313 К (40 0С).
Котел считается выдержавшим гидравлическое испытание если не обнаружено:
течи слезок и потения на основном металле и в сварных соединениях;
остаточных деформаций.
Время выдержки котла под пробным давлением должно быть не менее 10 мин. Падение давления во время испытания не допускается.
Устройство помещений и чердачных перекрытий над котлами не допускается. Место установки котлов внутри производственных помещений должно быть отделено от остальной части помещения несгораемыми перегородками по всей высоте котла но не менее 2 м с устройством дверей. Для обслуживающего персонала в зданиях котельной должны быть оборудованы бытовые и служебные помещения в соответствии с санитарными нормами. Выходные двери из помещения котельной должны открываться наружу.
Помещения котельной должны быть обеспечены достаточным естественным светом а в ночное время – электрическим освещением. Помимо рабочего освещения в котельной должно быть аварийное электрическое освещение.
Помещение котельной котлы и все оборудование следует содержать в исправном состоянии и чистоте. Проходы в котельном помещении и выходы из него должны быть всегда свободными.
Водно – химический режим должен обеспечивать работу котла и питательного тракта без повреждения их элементов в следствие отложений накипи и шлама повышения относительной щелочности котловой воды до опасных пределов или в результате коррозии металла.
Для жидкостных котлов должно быть установлено не менее двух циркуляционных насосов с электрическим приводом из которых один должен быть резервным. Подача и напор циркуляционных насосов должны выбираться так чтобы была обеспечена необходимая скорость циркуляции теплоносителя в котле.
Жидкостные котлы должны быть оборудованы линией рециркуляции с автоматическим устройством обеспечивающим поддержание постоянного расхода теплоносителя через котлы при частичном или полном отключении потребителя.
Для восполнения потерь циркулирующего в системе теплоносителя должно быть предусмотрено устройство для обеспечения подпитки системы.
2.1. Общие положения.
Газ не содержит твердых примесей связанного азота и практически не содержит серы за исключением поставок газа не прошедшего стадий очистки на газоперерабатывающем предприятии или когда сжижаются попутные газы технологические сбросные газы нефтехимического или металлургического производства.
Отсюда следует что борьба с выбросами оксидов азота часто является единственным средством позволяющим обеспечить чистоту атмосферы в районе расположенного теплоэнергетического объекта работающего на газу.
Концентрация оксидов азота в дымовых газах при сжигании природного газа в крупных котлах (производительностью по пару 210-420 тч) составляет обычно 04-08 гм3 (в пересчете на диоксид NO2) а в мощных энергетических котлах может достигать 15 гм3 . В дымовых газах небольших отопительных и промышленных котлов содержится меньше оксида азота ( 01-05гм3) но дымовые трубы которыми оснащают такие котельные имеют обычно столь малую высоту что приземная концентрация Nox часто превышают санитарные нормы. В отличие от молекулярного азота N2 который составляет почти 79% атмосферного воздуха оксиды азота содержатся в атмосфере в значительно меньших количествах но несмотря на это роль их в жизни человека весьма существенна.
Оксиды азота обычно классифицируются в зависимости от степени окисления азота. При соединении азота с кислородом по мере увеличения его валентности образуются гелиооксид N2О оксид NO азотистый ангидрид N2O3
диоксид NO2 тетраоксид диазота N2O4 и азотный ангидрид N2O5.В проблеме охраны атмосферного воздуха наибольшее практическое значение имеют оксид и диоксид азота сумму которых часто обозначают как NOX . Другие оксиды
азота не считаются важным с биологической точки зрения или их присутствие в земной атмосфере ничтожно мало вследствие неустойчивости этих соединений.
Оксид азота NO – малоактивный в химическом отношении бесцветный газ лишенный запаха и плохо растворимый в воде. При комнатной температуре и атмосферном давлении растворимость NO составляет лишь 0.047 гсм3 с повышением температуры растворимость падает. Диоксид азота NO2более активен он красно-бурого цвета и отличается резким запахом.
Главной проблемой возникающей в результате присутствия в воздухе оксидов азота является их токсическое воздействие на здоровье людей. Установлено что даже кратковременное (до 1 ч) воздействие диоксида азота в концентрации 47-140 мгм3 может вызвать воспаление легких и бронхит а при концентрации 560-940 мгм3 велика вероятность летального исхода в результате отека легких.
Повышенные концентрации оксидов азота в воздухе воздействуют не только на людей но и на растительный мир ; по данным американских исследователей при концентрациях от 280 до 560 мкгм3 наблюдались повреждения томатов и бобовых.
Основным источником выброса оксидов азота в атмосферу является сжигание ископаемого топлива стационарными установками при производстве теплоты и электроэнергии. Большую роль особенно в городах играют также выбросы автотранспорта и некоторых промышленных предприятий ( заводов по производству азотной кислоты взрывчатых веществ и т.д. ).
Важнейшей сферой борьбы с загрязнением атмосферы оксидами азота является энергетика.
Для оценки перспектив загрязнения атмосферы токсичными продуктами сгорания органического топлива важно правильно оценить ожидаемый прирост потребления первичной энергии а также рост потребления тех энергоносителей . Таковыми являются нефть и нефтепродукты используемые для сжигания природный газ а так же твердые топлива .
На выходе из дымовой трубы состав окислов азота почти не изменяется по сравнению с топочной камерой т.е состоит из NOи только в атмосфере может происходить процесс его постепенного доокисления .
Наибольший выход окислов азота характерен для высококалорийных сортов топлива ( мазут каменный уголь природный газ ).
Из анализа влияния основных факторов на образование окислов азота выступают методы их подавления в топочной камере.
При внедрении мероприятий рассчитанных на снижение образования оксидов азота приходится учитывать что некоторые из них могут увеличить содержание других не менее опасных загрязнителей. В частности при некоторых режимах сжигания газа образуются канцерогенные продукты: бензаперен и другие полициклические ароматические углеводороды. Концентрация бензаперена в дымовых газах при полной нагрузке газовых котлов составляет 1-10 мкг100м3 причем нижнее значение соответствует крупным энергетическим котлам а верхнее- отопительным котлам. Если учесть что среднесуточная предельно-допустимая концентрация бензаперена в воздухе равна 0001 мкгм3 то становится ясным что при нормальных условиях работы котла токсичность дымовых газов определяется в основном содержанием в них оксидов азота и только при частичных нагрузках главным образом на отопительных блоках или при нарушении нормальных режимов горения суммарная относительная токсичность продуктов неполного сгорания может оказаться сопоставимой с токсичностью оксидов азота.
Простейшим мероприятием снижающим максимальный уровень температуры в топке является уменьшение нагрузки котла. Многочисленные измерения проведенные на котлах различной мощности с горелками разных конструкций показали что зависимость концентрации Nox от нагрузки котла близка к степенной. Снижение нагрузки котла сопровождается снижением температур в топке за счет уменьшения обьемного тепловыделения и температуры подогрева воздуха. Снижение выходных скоростей в горелках также оказывает определенное влияние на образование Nox.
Понятно что снижение нагрузки котла нельзя рассматривать в качестве мероприятия по снижению выбросов оксидов азота (за исключением может быть случаев особо не благоприятных метеорологических условий продолжительность которых довольно ограничена) однако влияния теплового напряжения зоны активного горения на образование оксидов азота может быть использовано конструкторами при создании новых котлов на природном газе.
Еще одним простейшим средством снижения температурного уровня а следовательно и концентрации оксидов азота в дымовых газах является осуществление рециркуляции дымовых газов. При сжигании газа когда отсутствуют слабозависящие от температуры топливные NOx эффективность рециркуляции газов весьма велика.
При рециркуляции дымовых газов через горелки уменьшается также концентрация кислорода что приводит к дополнительному снижению образования NOx . Если же подавать газы рециркуляции через шлицы в под топки как это иногда делается для регулирования температуры промежуточного перегрева при снижении нагрузки то их влияние на выбросы оксидов азота будет незначительно.
Дальнейшее увеличение рециркуляции уже менее эффективно. Ограниченность применения этого метода снижения выбросов оксидов азота объясняется тем что рециркуляция дымовых газов снижает экономические показатели (возрастают потери с уходящими газами и расход электроэнергии на собственные нужды). В тех случаях когда рециркуляцию газов необходимо производить на уже действующих котлах появляются дополнительные трудности связанные с установкой дымососа рециркуляции и коробов для подачи дымовых газов к горелкам.
Еще одним недостатком этого метода являются опасное возрастание концентрации бензапирена по мере увеличения рециркуляции дымовых газов.
Снижение максимальной температуры в топочной камере а следовательно и концентрации оксидов азота можно обеспечить увеличением теплоотвода например за счет установки двусветного экрана или других тепловоспринимающих поверхностей нагрева в зоне интенсивного горения.
Снижение температурного уровня за счет ввода влаги в зону горения является одним из возможных путей сокращения выбросов оксидов азота при сжигании природного газа. При этом эффективности метода зависит не только от количества вводимой в топку влаги но и от способа ввода а также от коэффициента избытка воздуха в топочной камере.
Как и в случае сжигания угля или мазута простейшим методом уменьшения концентрации оксидов азота в продуктах сгорания газа является снижение избытка воздуха подаваемого через горелки . Сказанное относится только к тому диапазону избытков воздуха который применяется обычно в энергетических котлах (11-12) . В случае более высоких a снижение температуры в топочной камере оказывает большее влияние на образование оксидов азота и в результате увеличение избытка воздуха сверх a=12 снижает концентрацию NOx в дымовых газах.
Снижение избытка воздуха возможно лишь до тех пор пока это не приводит к интенсивному росту продуктов неполного сгорания когда не только уменьшается экономичность топочного процесса но и создается опасность загрязнения атмосферы другими веществами не менее вредными чем оксиды азота.
При многоярусном размещении горелок эффективным средством снижения выбросов оксида азота может оказаться нестехиометрическое сжигание.
Другим методом нестехиометрического сжигания является ступенчатое сжигание. При этом на котлах для подачи воздуха необходимого для полного сгорания как правило устанавливают отдельные горелки (обычно-верхнего яруса) если через остальные горелки удается подать количество топлива необходимое для работы котла с номинальной нагрузкой.
2.2. Расчет выбросов оксидов азота
В условиях высокотемпературного горения топлива азот воздуха становится реакционноспособным и соединяясь с кислородом образует оксиды. Кроме того образование оксидов азота в процессах горения может происходить за счет разложения и окисления азотосодержащих соединений входящих в состав топлива. Всего азот с кислородом может образовывать шесть соединений: N2ONON2O3NO2N2O4N2O5. Наиболее устойчивым оксидом является NO2 в который могут переходить и другие оксиды азота поэтому установленные нормы ПДК даются для суммы всех оксидов в пересчете на NO2 . В дымовых газах котлоагрегатов оксиды азота обычно состоят на 95-99% из оксида азота 1-5% составляет диоксид азота доля других оксидов азота пренебрежимо мала.
Массовый выброс оксидов азота в пересчете на NO2 (тг гс) в атмосферу с дымовыми газами котла вычисляется по формуле :
MNO2=034×10-7kBQрн(1-q100)12
где1- коэффициент учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива (содержание Nг ) принимается равным 08;
k- коэффициент характеризующий выход оксидов азота кгт условного топлива;
- коэффициент учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок 2=1);
Коэффициент k для котлов паропроизводительностью менее 70 тч при сжигании мазута и газа определяется по формуле:
где Dф -фактическая паропроизводительность котла;
Принимается Dф=095D
где D -номинальная паропроизводительность котла
MДКВР-2013NO2=034×10-7×9×386×7346×372× гс
2.3. Расчет выбросов оксидов углерода.
В недостаточно совершенных топочных устройствах или при неналаженном режиме сжигания топлива часть его горючих не окисляется до конечных продуктов а образуются продукты неполного сгорания. Наиболее вероятным продуктом неполного сгорания всех видов топлива является окись углерода CO.
Массовый выброс оксидов углерода (гс) в атмосферу с дымовыми газами котла вычисляется по формуле :
MCO=0001CCOB(1-q4100)
гдеCCO- выход оксида углерода при сжигании топлива (кгтыс.м3)
гдеq3- потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива 05 %;
R- коэффициент учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива обусловленную содержанием в продуктах неполного сгорания оксида углерода. Для газа R=05;
Qрн- теплота сгорания натурального топлива кджм3 ;
q4- потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива %
Значения q3q4 принимаем по данным укрупнённого расчета котлоагрегата.
CCO=05×05×373461013=921 кгтысм3
MДКВР-2013CO=0001×21×386=0003 гс;
2.4. Расчет дымовой трубы
Определение высоты трубы производится по формуле :
гдеpп - поправочный коэффициент для расчета многоствольных труб зависящий от числа стволов в трубе отношения расстояния между ближайшими стволами на выходе к диаметру ствола (на выходе) и от угла наклона выходного участка выходного участка ствола к вертикальной оси . Для одноствольных труб pп =10.
m - коэффициент учитывающий условия выхода из устья трубы значения которого принимаются в зависимости от скорости W0 .
A- коэффициент зависящий от температурной стратификации атмосферы град13 (для Республики Беларусь A =160)
M- суммарный выброс NO2 из всех труб котельной гс
F- безразмерный коэффициент учитывающий влияние скорости осаждения примеси в атмосфере: для газообразных веществ и мелкодисперсных аэрозолей скорость упорядоченного оседания которых практически равно нулю F =1;
ПДК - предельно допустимая концентрация в атмосфере NO2 SO2 или золы .( По СНиП для NO2 (ПДК) равна 0085 мгм3)
Сф- фоновая концентрация района устанавливаемая органами санинспекции района;
z- число дымовых труб ;
V- суммарный объём дымовых газов;
t- разность температур выбрасываемых газов и воздуха (последняя принимается по средней температуре самого жаркого месяца в полдень).
Т.к рассчитываемый котел работает на газе то выбросов SO2 нет расчет ведется по NO2.
Фоновую концентрацию принимаем в размере 20% от ПДК NO2. Таким образом Сф=02×0085=0017 мгм3.
Объем дымовых газов принимается по данным расчета котлоагрегата ДКВР-2013. При сжигании объём дымовых газов выходящих за 1с из котла составит V=546 м3с;
Приводя полученную цифру к нормальным условиям получим:
VДКВР-1013 = Vк×(tух+273)273=546 × (140+273)273=626 м3с.
Среднюю температуру самого жаркого месяца в полдень принимаем 25 ОС.
Высота трубы составит:
Принимается ближайшая большая труба стандартной высоты 30 м .
Диаметр устья дымовой трубы:
VТР – объёмный расход продуктов сгорания через трубу при расчётной температуре их в выходном сечении м3с; VТР = VД =546 м3с;
wВЫХ – скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы принимается равной 25 мс [1].
По СНиП II-35-76 выбирается кирпичная дымовая труба диаметром выходного сечения 1 2 м.

Пункт8.doc

8. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
Управление работой оборудования требует наличия в котельной аппаратуры контроля и управления. Основной и необходимой частью аппаратуры являются контрольно-измерительные приборы по которым осуществляется оперативное управление технологическим процессом обеспечивающее экономичную надежную и безопасную работу оборудования. Кроме того показания приборов используются для получения исходных данных при составлении учета и отчетности по работе установки в целом [3].
В котельных технологическому контролю подлежат следующие параметры:
– количество и параметры нагреваемой воды – давление и температура;
–расход питательной воды и ее параметры
–давление температура;
–температура уходящих газов и воздуха;
– анализ продуктов сгорания;
– количество и качество сжигаемого топлива;
– расход электроэнергии на собственные нужды и др.
Текущий контроль и ведение режима осуществляется по показывающим приборам. Для измерения параметров необходимых при подсчете технико-экономических показателей а также последующем анализе причин нарушения режимов или аварий устанавливаются регистрирующие приборы. Замеры количества воды и электроэнергии необходимые только для отчетности производятся расходомерами с суммирующими счетчиками [3].
Для удобства обслуживания персоналом оборудования в современных котельных приборы контроля и управления концентрируются на тепловых щитах. Управление работой котельного агрегата осуществляется путем воздействия на отдельные механизмы и устройства (вентиляторы дымососы запорная арматура и др.) дистанционно.
Расположение тепловых щитов может быть индивидуальным групповым и централизованным.
При индивидуальном управлении тепловые щиты предусматриваются отдельно для каждого котельного агрегата. В этом случае они располагаются обычно вблизи агрегата (на основной площадке котельной) перед фронтом котлов что делает удобным сочетание дистанционного управления с возможностью непосредственного наблюдения за работой оборудования. Кроме того индивидуальное расположение щитов позволяет использовать более простые и надежные механические устройства и приборы управления (сниженные указатели уровня воды штурвалы к запорной и регулирующей арматуре и др.).
Все необходимые операции по обслуживанию котельного агрегата при индивидуальной системе управления осуществляются дежурным персоналом из 2–3 человек. Один из них находится у теплового щита остальные ведут наблюдения за работой вспомогательных механизмов по месту их установки (местное обслуживание). Такая организация управления весьма надежна но требует большего количества персонала.
При групповом управлении дежурный и его помощник выполняют однотипные операции по обслуживанию группы котлов. Тепловые щиты отдельных котлов при этом объединяются в один. Это приводит к дополнительному снижению количества обслуживающего персонала [6 3].
Централизованная система управления является наиболее совершенной; она позволяет совместить обслуживание всего оборудования котельной с одного центрального щита. Однако при этом некоторые функции местного управления сохраняются (система топливоподачи и др.).
Осуществление централизованной системы управления требует значительных затрат материалов оборудования и др. Поэтому в котельных малой (и средней) производительности преимущественно применяются индивидуальная и групповая системы управления.
В связи с широким внедрением механизации в котельных создаются предпосылки для перехода к полной автоматизации управления технологическими процессами.
Автоматизация означает механизацию оперативного управления работой оборудования котельной с помощью различных устройств или средств.
В автоматизированной котельной оснащенность котлоагрегатов аппаратурой автоматического контроля и управления увеличивается что приводит к некоторому увеличению и штата персонала необходимого для обслуживания средств автоматизации. Однако внедрение автоматизации и повышение при этом степени централизации управления способствуют повышению производительности труда и значительному сокращению количества персонала обслуживающего оборудование.
Применение автоматических устройств защиты и блокировок технологически взаимосвязанных между собой механизмов позволяет повысить надежность работы оборудования и сократить количество аварий. Кроме того при автоматизации работы котельной установки увеличивается экономичность ее работы вследствие более точного поддержания параметров пара и более экономичного ведения процесса горения топлива. КПД котлов за счет их автоматизации может быть увеличен на 05–1% и выше [3].
Развитие автоматизации котельных происходит в направлении перехода от автоматизации отдельных агрегатов и процессов к полной (комплексной) автоматизации котельной в целом. При этом основными объектами являются котельные агрегаты в пределах которых автоматизируются процессы горения топлива питания котла водой непрерывной продувки котла. Некоторые из этих процессов автоматизируются путем установки самостоятельных незави
симо действующих регуляторов (регулирование питания температуры перегретого пара и др.). Для других процессов автоматические регуляторы могут объединяться в сложную систему регулирования в которой действия отдельных регуляторов взаимно увязываются (регулирование процесса горения).
Основной задачей автоматизации процесса горения в частности автоматического регулирования является поддержание давления пара на заданном значении путем воздействия на подачу топлива в топку при изменениях нагрузки котла. Для обеспечения необходимой экономичности работы топочного устройства одновременно изменяется количество подаваемого воздуха. В соответствии с изменением подачи топлива и воздуха осуществляется воздействие на дымосос для поддержания нормальной величины разрежения в топке. Таким образом в систему автоматического регулирования процесса горения входят регуляторы давления соотношения «топливо – воздух» и разрежения.
Устройства для автоматизации питания котла водой обеспечивают поддержание величины изменения уровня воды в барабане котла в определенных заданных пределах. Для этого необходимо соответствие между количеством подаваемой воды в котел и количеством расходуемой из него воды. Изменение уровня характеризующее нарушение указанного соответствия используется в качестве основного импульса в регуляторах питания. В современных котлах имеющих сравнительно малый водяной объем надежное регулирование питания только по уровню воды не обеспечивается так как при резких изменениях нагрузки возможны значительные колебания уровня вызывающие опасность упуска воды. В связи с этим в настоящее время разработаны наиболее совершенные двухимпульсные авторегуляторы питания. В первом случае регулятор питания воспринимает импульсы по уровню воды в барабане котла и по расходу воды из него.
Система автоматического регулирования непрерывной продувки предназначена для поддержания постоянного солесодержания котловой воды. Основной импульс на регулятор передается от датчика солемера котловой воды
второй импульс поступает от дифманометра воспринимающего изменение расхода пара на котле. Регулятор воздействует на клапан непрерывной продувки изменяя величину непрерывной продувки при отклонении солесодержания котловой воды от установленной нормы.
Регулирование температуры воды подаваемой в систему отопления в зависимости от температуры наружного воздуха осуществляется общим для всех котлов регулятором соотношения температур (РСТ).Утечки из системы отопления компенсируются водопроводной водой с помощью автоматического клапана подпитки получающего импульс по давлению в линии обратной воды перед циркуляционными насосами. При недостаточном напоре воды в водопроводе к клапану подпитки подводится вода от насоса предназначенного для подпитки водопровода. В этих случаях насос переводится на автоматическое управление.
Электрогидравлическая система автоматического регулирования процесса горения в котлах малой мощности модернизирована путем применения бесконтактных электронных (транзисторных) усилителей и бесшкальных датчиков преобразующих изменение параметров в электрический ток [3].
Котел ДКВР 2013 после капитального ремонта переводится на сжигание природного газа для чего предусмотрена самостоятельная установка регулирования природного газа. Мазут остается резервным топливом.
Приборы тепломеханического контроля приняты в соответствии со следующими принципами:
а) параметры наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса и осуществления предпусковых операций измеряются показывающими приборами;
б) параметры учет которых необходим для хозяйственных расчетов или анализа работы оборудования контролируются самопишущими приборами счетчиком учета;
в) параметры изменение которых может привести к аварийному сос-
тоянию оборудования контролируются сигнализирующими приборами.
Для автоматизации котла ДКВР 2013 применен щит ДЕ. Оборудо-
вание размещенное в щите совместно с оборудованием устанавливаемым вне щита обеспечивает:
- полуавтоматический розжиг котлоагрегата;
- автоматическое регулирование и дистанционное управление
процессом горения и уровня в барабане котла с помощью регулято-
ров топлива (поз.Е8 приложения) воздуха (поз.Е5) разрежения
(поз.Е6) и уровня (поз.Е7);
- дистанционный контроль температуры дымовых газов за котлом
за экономайзером и тока электродвигателя дымососа;
- дистанционное управление электродвигателями дымососа;
- дистанционное управление электродвигателями дымососа дутьево-
го вентилятора и исполнительными механизмами;
- защиту котлоагрегата и световую сигнализацию при аварийном от-
клонении от заданных значений следующих параметров:
- давление газа (повышение);
- давление газа (понижение);
- давление мазута (понижение)
- давление воздуха (понижение);
- разрежение в топке (понижение);
- уровня воды в барабане (повышение);
- уровня воды в барабане (понижение);
- погасание факела горелок;
- неисправности цепной защиты включая исчезновение напря-
Схема защиты котлоагрегата ДКВР 2013 предусматривает дистан-
ционный розжиг запальника полуавтоматический розжиг горелки контроль за состоянием параметров в растопочном и технологическом режимах авто-
матическую отсечку подачи топлива к котлу и запоминание первопричины отсечки подачи топлива к котлу.
Местные приборы сведены на приборные стойки и щит общих заме-
Для замера общего количества вырабатываемого пара котлом на сбор-
ном паропроводе до редукционной установки установлен теплосчетчик
СПТ-961 который работает по принципу переменного перепада давления на
стандартной диафрагме.
Кроме диафрагмы в состав теплосчетчика входят:
- три измерительных преобразователя давления «Сапфир-22М-ДД»
- термометр сопротивления ТСП-100П;
- преобразователь измерительный давления «Сапфир-22М-ДН»;
- блок питания преобразователей разности давления 22БП-36 с вы-
ходным напряжением 36В.
1 Автоматизация газовоздухоснабжения
Проектом предусматривается установка местных самопишущих при-
боров учета снижения давления газа. Приборы учета установлены на входе и выходе из ГРУ.
- термометр технический ртутный У-2-1-260-104;
- термометр манометрический самопишущий ТГС-712М;
- манометр показывающий МПУ-4;
- манометр самопишущийМТС-712М1;
- дифманометр самопишущий ДСС-712М1.
Для учета газа предусматривается установка счетчика газа СПГ-761.
К счетчику подключаются следующие приборы:
- диафрагма камерная ;
- три измерительных преобразователя разности давления
- термометр сопротивления ТСП-100;
- блок питания 22 бп-36.

Автоматика 1котла.dwg

МГТУ им Н. Э. Баумана
ДП Т.01.02.03.04.52.12.
Перевод на природный
газ котла ДКВР 2013
Автоматизация котла
Щит управления Щ Д Е
Пуск и остановка котла
Переносной газоанализатор
В схему сигнализации
Паропровод кгорелкам
Магистрали питательной воды

Выборка из курс..doc

1.3. Компоновка котельных
При компоновке котельной преследуют цель наиболее рационально разместить основное и вспомогательное оборудование чтобы его удобно было эксплуатировать и вместе с тем чтобы котельная получалась компактной с минимальным объемом здания несложным для сооружения.
Котельные располагают в отдельных помещениях удовлетворяющих требованиям Правил Госгортехнадзора «Строительных Норм и Правил» «Противопожарных норм строительного проектирования промышленных предприятий и населенных мест» и «Санитарных норм проектирования промышленных предприятий». Котельные помещения не должны примыкать к жилым зданиям. Нежелательно также примыкание котельных к производственным помещениям.
Различают три типа котельных: закрытые полуоткрытые открытые. В закрытых котельных все основное и вспомогательное оборудование (обычно за исключением золоулавливателей) размещают в закрытых помещениях. В котельных полуоткрытого типа котельные агрегаты и некоторое наиболее ответственное вспомогательное оборудование размещают в закрытом помещении а дымососы дутьевые вентиляторы золоулавливатели и деаэраторы баки и прочее – на открытом воздухе. В открытых котельных почти все оборудование размещают на открытом воздухе сооружая только очень небольшое помещение для укрытия персонала обслуживающего фронт котлов а также насосов и щитов управления. Рекомендации по выбору типа котельной даны в СНиП II-92-76.
Котельные установки проектируют только с индивидуальными дымососами дутьевыми вентиляторами и золоулавливателями. Топливоподачу питательные насосы водоумягчительную установку деаэраторы и другое оборудование а также дымовую трубу как правило проектируют общие для всей котельной.
Каждую котельную установку размещают в отдельной строительной ячейке; вспомогательное оборудование водопарового тракта размещают в строительной ячейке в одном из торцов котельной причем помещение вспомогательного оборудования можно не отделять стеной от помещения котельных установок. Наряду с этим вспомогательное оборудование размещают и перед фронтом котлов. Здесь устанавливают тепловой щит а при котельных агрегатах без воздухоподогревателей часто и дутьевые вентиляторы; в некоторых случаях перед фронтом котлов размещают питательные и сетевые насосы водоподготовительную установку деаэраторы.
Оборудование котельной размещают с учетом того чтобы ее здание можно было выполнить из сборных железобетонных конструкций той номенклатуры и типоразмеров которые применяют в промышленном строительстве.
Пролет здания котельной можно принимать равным: 6 9 12 18 24 и 30 метров шаг колонн 6 и 12 метров. Высоту помещения от отметки чистого пола до низа несущих конструкций на опоре следует принимать при пролете 12 м от 36 до 6 м включительно кратной 06 м от 6 до 108 включительно – кратной 12 м при больших высотах – кратной 18 м.
При пролете 18 и 24 м от 6 до 108 - кратной 12 м .
При пролете 30 м от 126 - кратной 18 м .
Кроме того при пролете 18 м. допускаются высоты равные 48 и 54 м. а для пролета 24 м – 54 м. Для возможности расширения котельной одну из стен ее оставляют свободной от застройки.
Помещения в которых установлены котлы предусматриваю на каждом этаже два выхода наружу расположенные с противоположных сторон котельной. Выходные двери должны открываться наружу от нажатия руки. Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до противоположной стены котельной принимают не менее 3 м причем в случае установки вспомогательного оборудования ширину свободных проходов перед фронтом котлов оставляют на менее 15 м. Однако это оборудование не должно мешать обслуживанию котла. Ширина остальных проходов между котлами и стенами должна быть не менее 13 м. Расстояние от верхней отметки котла или от отметки верхней площади обслуживания котла до нижних частей конструкций покрытия котельной должно быть не мене 2 м. Для обслуживания котлов устанавливают лестницы и площадки из несгораемых материалов. К площадкам более 5 м устанавливают не менее 2 лестниц шириной не менее 600 мм с углом наклона к горизонту не более 500.
Площадки предназначенные для обслуживания арматуры контрольно-измерительных приборов и т.п. выполняют шириной не менее 800 мм остальные площадки шириной не менее 600 мм.
Котельную оборудуют надлежащей вентиляцией и обеспечивают естественным и искусственным освещением создающим освещенность в пределах 5-50 лк. Аварийное освещение предусматривают от самостоятельного источника энергии. В котельной располагают средства огнетушения в соответствии действующими правилами пожарной безопасности.
4. Тепловая схема котельной с паровыми котлами
Для покрытия чисто паровых нагрузок или для отпуска незначительного количества тепловой энергии в виде горячей воды от тепловых источников предназначенных для снабжения потребителей паром устанавливаются паровые котлы низкого давления. Развернутая тепловая схема с четырьмя паровыми котлами показана на чертеже 2.
Пар из котлов поступает на редукционно-охладительные установки РОУ где снижаются его давление и температура. Температура снижается за счет испарения поданной в РОУ питательной воды которая распыляется за счет снижения давления с 14 -16 кгссм2 до 6 кгссм2.
Основная часть пара отпускается на производственные нужды из паропроводов котельной часть редуцированного и охлажденного пара используется в пароводяных подогревателях сетевой воды откуда направляется в закрытую систему тепловых сетей. Конденсат от внешних потребителей собирается в конденсатные баки и перекачивается конденсатными насосами в деаэраторы питательной воды. Конденсат от пароводяных подогревателей установленных в котельной подается прямо в деаэраторы. Кроме того имеется трубопровод для возможности слива его в конденсатные баки.
Каждый паровой котел укомплектован питательным центробежным электронасосом. Для всех трёх установленных котлов установлен один такой же резервный насос. Вода в паровые котлы может также подаваться двумя паровыми поршневыми насосами.
Фактические напоры теплоносителей определяются исходя из рабочего давления пара в котлах и расчетах гидравлического сопротивления системы трубопроводов арматуры и теплообменников.
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА
Тепловой расчет котельного агрегата может иметь двоякое назначение:
а) при проектировании нового котельного агрегата по заданным параметрам его работы (паропроизводительность температуры перегретого пара питательной воды подогрева воздуха и др.) определяют величины всех его поверхностей нагрева.
б) при наличии готового котельного агрегата проверяют соответствие всех величин поверхностей нагрева заданным параметрам его работы.
Первый вид расчета называется конструкторским второй – поверочным. В курсовом проекте выполняется поверочный расчет.
Тепловой расчет котельного агрегата выполняют по следующим разделам:

Пункт3.doc

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ
Расположение котельной: г.Речица
Расход пара на технологические
Расчетная мощность отопления и
Расчетная мощность горячего
водоснабжения ПП МВт
Расчетная температура наружного
воздуха на отоплениеС
Температура воздуха внутри
Температура сетевой воды в пря-
Температура горячей воды в месте
Доля возврата конденсата от
внешних потребителей
Энтальпия свежего пара
Энтальпия редуцированного пара
Продолжение табл.3.1
Температура сырой воды °С
Температура питательной воды
Энтальпия питательной воды
Непрерывная продувка котлов%
Энтальпия котловой воды
Энтальпия пара выходящего из
расширителя непрерывной про
Температура ХОВ перед охлади-
телем деаэрированной воды °С
Температура подпиточной воды
Энтальпия подпиточной воды
Температура конденсата возвра-
щаемого потребителями °С
Энтальпия конденсата кДжкг
Температура воды после охлади
теля непрерывной продувки °С
Энтальпия конденсата редуциро-
Потери пара в цикле котельной%
Коэф-т покрытия потерь котель
Степень сухости пара
К-т расхода пара на собственные
Потери воды в системе тепло
Коэффициент непрерывной
Коэф-т расхода сырой воды на
* 1-- максимально зимний режим
-- режим наиболее холодного месяца
Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для 2 режима
где - расчетная температура наружного воздуха на отопление для 2 режи
Температура сетевой воды на нужды отопления и вентиляции в подающей линии для 2 режима
t1 = 18 + 645× kов08 +675× kов оС
t1 = 18 + 645·0708 + 675·07 = 111 °С
Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции
t2 = 111 - 90·07 = 50 °С
Расход воды в подающей линии для нужд горячего водоснабжения
Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию тч
Расход сетевой воды
G = 677 + 107500 = 785 тч
G = 599 + 140984 = 740 тч
G = 00 + 98286 = 98 тч
Расход пара на подогреватель сетевой воды
Утечка воды в тепловых сетях
Gут = 001×kтс× Gов тч
где kтс - потери воды в системе теплоснабжения принимаются равными
Gут = 001×3×677 = 20 тч
Gут = 001×3× 599 = 18 тч
Gут = 001×3× 0 = 00тч
Количество подпиточной воды
Gподп = Gгв + Gут тч
Gподп = 1075 + 2 = 1278 тч
Gподп = 140984 + 18 = 1590 тч
Gподп = 98286 + 0 = 983 тч
Расход редуцированного пара внешним потребителем
Dllроу = Dт + Dпсв тч
D"роу = 16 + 1078 = 2678 тч
D"роу = 16 + 776 = 2376 тч
D"роу = 179 + 118 = 1908 тч
Суммарный расход свежего пара внешним потребителем
Количество воды впрыскиваемой в РОУ
Расход пара на собственные нужды котельной
Dlсн = 001×kсн×Dвн тч
где kсн - коэффициент расхода пара на собственные нужды котельной %.
Принимаем в интервале 5 – 10 %
D'сн = 001×9×2566 = 231 тч
D'сн = 001×9×2277 = 205 тч
D'сн = 001×92×1829 = 168 тч
Расход пара на покрытие потерь котельной
Dп = 001×kп× (Dвн + Dlсн) тч
где kп - коэффициент покрытия потерь котельной % .
Принимаем в интервале 1 – 3 % [табл. 3.1]
Dп = 001×1×( 2566 + 231) = 028 тч
Dп = 001×1×( 2277 + 205) = 025 тч
Dп = 001×3×( 1829 + 168) = 060 тч
Суммарный расход пара на собственные нужды и потери
Dсн = 231 + 028 = 259 тч
Dсн = 205 + 025 = 230 тч
Dсн = 168 + 06 = 228 тч
Суммарная паропроизводительность котельной
D = 259 + 2566 =2825 тч
D = 23 + 2277 = 2507 тч
D = 228 + 1829 = 2057 тч
Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной
Gпотк = (1 -b )×Dn + 001×kк×D тч
где b - доля возврата конденсата [табл. 3.1]
kк - потери конденсата в цикле котельной % [табл.3.1]1.Gпотк = (1 – 07)16 + 00132825 = 565 тч
Gпотк = (1 - 07)16 + 00132507 = 555 тч
Gпотк = (1 - 07)179 + 00132057 = 599тч
Расход химочищенной воды на подпитку теплосетейGхов = Gпотк + Gподп тч
Gхов = 565 +1278 = 1843 тч
Gхов = 555 +159 = 2145 тч
Gхов = 599 + 983 = 1582 тч
kхв - коэффициент учитывающий расход сырой воды на нужды хим
водоочистки принимаем в интервале 11 - 125 [табл.3.1]
Gсв = 1251843 = 2304 тч
Gсв = 1252145 = 2681 тч
Gсв = 1251582 = 1978 тч
Количество котловой воды поступающей с непрерывной продувкой в сепаратор
где Рпр - коэффициент непрерывной продувки % принимаем в ин-
тервале от 2 до 5 % [табл. 3.1]
Gпр = 00132825 = 085 тч
Gпр = 00132507 = 075тч
Gпр = 00132057 = 062 тч
Количество пара образовавшегося в расширителе непрерывной продувки тч
где - степень сухости пара. Принимаем = 098
h'расш - энтальпия отсепарированной поточной воды кДжкг.
Принимаем по табл. 3.1
h"расш - энтальпия пара выходящего из сепаратора непрерывной про
дувки кДжкг [табл.3.1]
Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувкиGрасш = Gпр – Dрасш тч
Gрасш = 085 - 014 = 071 тч
Gрасш = 075 - 013 = 062 тч
Gрасш = 062 - 011 = 051 тч
Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки тч
где h"пр - энтальпия продувочной воды с t = 50 оC
h"пр =5042 = 210 кДжкг
Расход пара на подогреватель сырой воды
где h'св - энтальпия воды при температуре t'св
h'св = 427 = 294 кДжкг
h'св = 426 = 252 кДжкг
h'хов - энтальпия химически очищенной воды при t'хов = 20 оС
h'хов = 4220 =840 кДжкг
Температура химочищенной воды после охладителя подпиточной воды оС
Расход пара на подогрев химочищенной воды в подогревателе перед деаэратором
где h"хов - энтальпия химочищенной воды при t"хов равной
h"хов = 42t"хов кДжкг
h"хов = 42 431 = 181 кДжкг
h"хов = 42 592 = 2486 кДжкг
h"хов = 42529= 2222 кДжкг
Суммарное количество воды и пара поступающих в деаэратор без учёта
Gд = Gхов + Dт +Dхов + Dсв + Dпсв + Dрасш тч
Gд = 1843 + 0716 + 143 + 062 + 1078 + 014 = 4260 тч
Gд = 2145 + 0716 + 031+077 + 776 + 013 = 4162 тч
Gд = 1582 + 0716 + 029 + 057 + 118 + 011 = 2917 тч
Средняя температура воды в деаэраторе без учёта греющего пара оС
Расход греющего пара на деаэратор
Расход редуцированного пара на собственные нужды котельнойDснроу = Dд + Dхов + Dсв тч
Dснроу = 13 +143 + 062 = 335 тч
Dснроу = 146 + 031 + 077 = 254 тч
Dснроу = 079 + 029 + 057 = 165 тч
Расход свежего пара на собственные нужды котельной тч
Действительная паропроизводительность котельной Dк = Dвн + Dсн +001 kп (Dвн + Dсн) тч
Dк = 2566 + 321 + 001 1(2566 + 321) = 2893 тч
Dк = 2277 + 243 + 001 1 (2277 + 243) = 2525 тч
Dк = 1829 + 158 + 001 3 (1829 + 158) = 1999 тч
Моделирование тепловой схемы котельной закончено т.к. небаланс с предварительно принятой паропроизводительностью котельной меньше 3%.

KIP.DWG

Реконструкция временной
котельной N2 РПО ЖКХ г.Ельск
ДП Т.01.02.03.51.12.
Прибор звуковой сигна-
Регулирующие заслонки
заслонок дымовых газов
разрежения (давления)
повышению разрежения
Аварийный измеритель
Регулирующий измери-
тель температуры воды
воздуха перед горелкой
давление воздуха перед
Высоковольтный транс-
Термометр стеклянный
Датчик регулирования
Авар. датчик по пониж. Р
Показывающий прибор Р
Клапан большого горения
Клапан малого горения
Регулирующая заслонка
Авар. датчик по повыш. Р
Клапан авар. отсечен. топл.
Манометр электроконтакт.
Клапан предохр. малоподъ-
газа перед авар. отсекателем
Клапан свечи безопасности
Блок сопряжения с верхним
Давление топлива перед
Давление воды высокое
Давление воды низкое

Автоматика регулирование.dwg

МГТУ им Н. Э. Баумана
ДП Т.01.02.03.04.52.12.
Перевод на природный
газ котла ДКВР 2013
Автоматизация котла
Магистрали питательной воды

Мое задание.doc

Учреждение образования
_Гомельский государственный технический университет им. П. О. Сухого__
Факультет Энергетический Кафедра ”Промышленная теплоэнергетика
ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
Студенту Соловьеву Виталию Николаевичу
Тема проекта Перевод на природный газ котла ДКВР 2013 котельной
Речицкого пивзавода
(Утверждена приказом по ВУЗу от 11.02.04г № 228 – с )
Сроки сдачи студентом законченного проекта 24.06.04 г
Исходные данные к проекту 1.Место нахождения котельной - город Речица;
Минимальная нагрузка потребления пара Dm
Максимальная выработка пара Dma
Установленная мощность котельной Dуст =56 тч;
Расчетная температура наружного воздуха для отопления tно = - 25оС;
Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции tнв = -11 оС;
Средняя температура наружного воздуха за отопительный период
Содержание расчётно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов) Аннотация;
Описание котельной;
Описание тепловой схемы котельной;
Расчет тепловой схемыкотельной; 4. Тепловой расчет котельного агрегата; 5. Аэродинамический расчет котельного агрегата;
Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования;
Водоподготовка; 8. Охрана труда и экология;
Автоматизация тепломеханических процессов;
Технико-экономические показатели;
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей и графика) 1. План котельной ДП.Т.01.02.03.04.52.01. – 1 лист;
Разрез котельнойДП.Т.01.02.03.04.52.02. – 1 лист;
Тепловая схема котельной ДП.Т.01.02.03.04.52.03. – 1 лист;
Разрез котла ДКВР 2013 ДП.Т.01.02.03.04.52.04. – 2 листа;
Автоматизация котла. Регулирование ДП.Т.01.02.03.04.52.05.-
лист; 6. Автоматизация котла. Контроль ДП.Т.01.02.03.04.52.06.- 1 лист;
Водоподготовка ДП.Т.01.02.03.04.52.07. - 1 лист;
Технико-экономические показатели ДП.Т.01.02.03.04.52.08.-
Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)
Руководитель и консультант дипломного проекта Иванова Е.М.
Консультант по разделу охраны труда и экологии Овсяник Г.А. Раздел 8
Консультант по экономической части Прокопчик Г.А. Раздел 10
выдачи задания « 11 » февраля 2004г.
Пункты 1-3 -5.04.-12.04.
Пункты 4-7 -13.04.-26.04
Пункт 8-9 - 27.04-10.05.
Оформление графической части - 11.05.- 31.05.
Оформление пояснительной записки -1.06.-7.06.
Сбор подписей -8.06.-19.06.
Задание принял к исполнению (дата) « 11 » февраля 2004г.

Введение.doc

В середине 70-х годов Беларусь почти половину своих потребностей в топливе покрывала за счет собственных ресурсов. Главным образом это обеспечивалось высоким уровнем добычи нефти (до 8млн.т. в год) но к 2010г. предполагается его снижение до 14-15 млн.т. в год. Другим видом топлива который в свое время обеспечивал энергетическую независимость Беларуси является торф.
В республике почти половина электроэнергии расходуется на про-мышленные нужды. Поэтому наиболее существенных эффектов в энергосбережении можно добиться только при структурной перестройке нашего хозяйства и внедрении новых технологий.
Основные направления выхода из энергетического кризиса следующие: энергосбережение; использование местных топливных ресурсов и малая энергетика; модернизация существующих электростанций и котельных; строительство новых атомных электростанций.
От надежной работы систем теплоснабжения зависит обеспечение комфортных условий труда и быта во всех жилых общественных и произ-водственных зданиях с постоянным или периодическим пребыванием людей. По своей значимости система теплоснабжения не уступает другим системам инженерного оборудования системам электроснабжения топливоснабжения водоснабжения без которых немыслима жизнь современного города. При этом решение вопросов теплоснабжения городов требует их комплексного рассмотрения совместно с вопросами их электро- и топливоснабжения. Такое рассмотрение представляется необходимым на всех стадиях планирования и проектирования городов в целом жилых районов и микрорайонов промышленных узлов и комплексов а также отдельных предприятий групп жилых зданий и учреждений культурно-бытового обслуживания. При этом наиболее ответственным оно является для городов в целом так как принимаемыми при этом принципиальными решениями в значительной мере предопределяются последующие решения по выбору систем теплоснабжения для отдельных городских районов и объектов.
В современных городах снабжение зданий различного назначения теплом осуществляется в основном от централизованных систем ( котельных электростанций). Однако в результате централизованной подачи тепла мо-гут быть охвачены только те системы теплоиспользования которые требуют такой подачи при низких и средних температурах как правило не свыше 300°С. Если тепло должно подаваться при более высоких температурах что имеет место в основном при технологических процессах то его приходится получать от местного источника тепла непосредственно включенного в систему его использования.
Преимущества электрического тока как энергоносителя во всех процессах транспорта и преобразования энергии из электрической в другие виды ее в том числе и в тепло настолько неоспоримы что в принципе могли бы оправдать использование электрического тока как единственного энергоносителя в системах централизованного энергоснабжения городов и экономических районов. При этом получение необходимого потребителям тепла как при низких так и при высоких температурах может быть обеспечено непосредственно у этих потребителей за счет преобразования электроэнергии в тепло с помощью электрических печей плит водонагревателей и т. п. с незначительными потерями энергии. Таким образом можно было бы обойтись без создания наряду с системами централизованного электроснабжения городов также систем их централизованного или местного теплоснабжения основанных на сжигании топлива в источниках тепла и его подаче потребителям. Отпала бы надобность в сооружении тепловых сетей функции которых могли бы принять на себя городские электрические сети во всех случаях охватывающие практически все здания городов которым обязательно требуется электроэнергия для целей освещения и электрического привода различных машин и механизмов.
Однако такое кардинальное решение проблем централизованного энергоснабжения городов следует признать экономически неприемлемым по крайней мере до тех пор пока получение электроэнергии будет базироваться в основном на превращении тепла в работу в тепловых двигателях. При таком превращении в сочетании с последующим обратным превращением электроэнергии в тепло неизбежны гораздо большие потери тепла и затраты топлива чем при прямом получении тепла за счет сжигания топлива в источниках теплоснабжения.
Поэтому создание отдельных систем теплоснабжения городов является необходимостью как в настоящее время так и в обозримой перспективе. Для снабжения потребителей теплом при температурах не выше 300°С централизованное теплоснабжение городов несмотря на дополнительные вложения в сооружение тепловых сетей оказывается как правило более экономичным решением чем теплоснабжение от местных источников тепла расположенных у потребителей оно обеспечивает также меньшее загрязнение окружающей среды.
В настоящем дипломном проекте ставится задача о переводе парового котла ДКВР 2013 с жидкого топлива на природный газ. Данное мероприятие имеет ряд преимуществ: значительно снижаются выбросы в окружающую среду; нет необходимости складирования запасов топлива; газовое топливо нет необходимости доставлять каким-либо видом транспорта. Кроме того замена в котлах твердого и жидкого топлив газовым позволяет увеличить их производительность за счет: дополнительного экранирования топок; повышения теплового напряжения топочного объема; правильного выбора количества горелок их конструкции и мест установки; улучшения условий теплопередачи в конвективной части котла благодаря уменьшению загрязненности поверхностей нагрева; увеличения к.п.д. котла благодаря отсутствию потерь тепла с механическим и химическим недожогами и возможности сжигания газа с меньшими избытками воздуха.

пункт5.doc

АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА
Присос воздуха на участке газохода между котлом и дымососом:
Температура дымовых газов перед дымососом:
Плотность дымовых газов за топкой: a = 11
Плотность дымовых газов в конвективном пучке:
За установкой (перед дымосом):
Действительный часовой объем дымовых газов:
где a11 и q11 – соответственно коэффициент избытка воздуха и температура в конце поверхности нагрева предшествующей рассматриваемому соседнему газоходу;
Voг = VoN2 + VRO2 +VoH2O = 7.84+1.06+2.22=11.12 м3м3
В конвективном пучке:
Сопротивление топки DhT = 30 Па
Сопротивление котла:
Сопротивление пучка труб:
Динамическое сопротивление при средней скорости и плотности:
xк – коэффициент сопротивления коридорного пучка:
где z2 – число труб по глубине пучка: z2 = 43
xо – коэффициент сопротивления данного ряда пучка:
При wср = 264 мс и дтрубой 5125 мм xгр = 0420
x0 = 0420×037×126=0193
Dhn = 1317×8299 = 10929 Па
Значение сопротивления конвективного газохода (поворот на 90о)
Dhм = xпов×Dhдин = 05×1317=6585 Па
Полное сопротивление:
Dhк = 10929+6585=11587 Па
3 Газоходы между дымососом и дымовой трубой6
qд = 1468 оС rг = 0905 кгм3
Диффузор за дымососом (10 оС)
Суммарное аэродинамическое сопротивление установки:
Dhу=DhT+Dhдин+Dhк+Dhд+Dhк2+Dhтр =
=30+1317+11587+19+084+188=132502 Па =13509 мм.вод.ст.
Разрежение в верхней части топки:
Dh llT = 3 мм.вод.ст.
Итого перепад давлений по газовому тракту:
DhпT = 13509 – 3 =13209 мм.вод.ст.

Возм.увел.теплопроизв.котла.doc

(Справочник эксплуат-ка газ. котельных стр.223 )
Замена в котлах твердого и жидкого топлив газовым позволяет увеличить их производительность за счет: дополнительного экранирования топок; повышения теплового напряжения топочного объема; правильного выбора количества горелок их конструкции и мест установки; улучшения условий теплопередачи в конвективной части котла благодаря уменьшению загрязненности поверхностей нагрева; увеличения к.п.д. котла благодаря отсутствию потерь тепла с механическим и химическим недожогами и возможности сжигания газа с меньшими избытками воздуха.

Отзыв и реценз..doc

на дипломный проект студента энергетического факультета
Гомельского государственного технического
университета им. П.О. Сухого
Соловьева Виталия Николаевича
на тему: "Перевод на природный газ котла ДКВР 2013 Речицкого пивзавода.
В данном дипломном проекте произведен расчет по переводу котла ДКВР 2013 с мазута на природный газ и определены: необходимый расход газа для покрытия заданной нагрузки параметры тепловой схемы необходимая поверхность теплообмена экономайзера т.е. выполнен его конструктивный расчет. Кроме того выполнен поверочный расчет котлоагрегата рассчитана схема водоподготовки а также сделан выбор основного и вспомогательного оборудования. Для надежной и безопасной эксплуатации котлоагрегата разработаны схемы автоматического контроля и регулирования процессов. В проекте отражены вопросы техники безопасности и охраны окружающей среды а также на основе сметно-финансовой документации произведен расчет основных технико-экономических показателей сделан сравнительный анализ работы котла на мазуте и газе на основе которого определен экономический эффект.
Следует отметить достаточно хороший уровень технической подготовки дипломника и умение использовать свои знания при решении поставленных практических задач а также хорошее качество графических разработок и оформление расчетно-пояснительной записки на ПЭВМ.
Соловьев В.Н. освоил технику инженерного конструирования и расчетов подготовлен для работы по специальности на производстве в проектных и научно-исследовательских организациях.
Оценка проекта: дипломный проект заслуживает оценки "хорошо".
Начальник ПТО ГТС Ефименко Виктор Александрович
на студента энергетического факультета
Во время работы над дипломным проектом зарекомендовал себя как старательный студент проявил активность и инициативу в сборе материала.
Показал хорошие знания и навыки по всем разделам проекта. Проявил творческий подход к выполнению дипломного проекта. Благодаря полученным знаниям может считаться готовым к серьезной инженерной работе.
Полученное задание по дипломному проекту выполнил качественно и в срок.
Заслуживает оценки «хорошо».
Дипломник Соловьев В.Н. заслуживает присвоения квалификации инженер-теплоэнергетик.
Руководитель проекта ассистент кафедрыИванова Е.М.
Промышленная теплоэнергетика и экология"

План.dwg

Водоподготовка.doc

1. Вода и ее свойства. Общие сведения
Надежная и экономичная работа котельной установки в значительной степени зависит от качества воды используемой для питания водогрейных котлов [3].
Источниками водоснабжения при питании котлов служат пруды реки озера грунтовые или артезианские воды а также водопровод. Такие природные воды всегда содержат различные примеси которые придают воде определенные свойства имеющие большое значение для работы котлов.
Все примеси природных вод могут быть разделены в основном на две группы:
а) нерастворимые или механические (ил песок глина и др.);
б) растворимые вещества; к последним относятся газы (СО2 О2 воздух); труднорастворимые минеральные вещества (соли кальция и магния); легкорастворимые – сода (Na2CO3) сернокислый кальций (CaSO4) хлористый кальций (CaC продукты загрязнения водного источника сточными водами промышленных предприятий и населенных пунктов – аммиак сероводород хлор органические соединения (фенолы крезолы) и др.
В зависимости от состава и количества примесей в воде изменяются ее свойства.
Наиболее существенной частью примесей являются труднорастворимые вещества состоящие в основном из солей кальция и магния. Эти соединения являются накипеобразователями и придают воде определенное свойство
называемое жесткостью. Жесткость – важный показатель качества воды и ее наличие определяет образование накипи в котлах.
За единицу измерения жесткости в настоящее время приняты миллиграмм-эквивалент на литр (мг-эквл) и микрограмм-эквивалент на литр (мкг-эквл). 1 мг-эквл жесткости соответствует содержанию 2004 мгл иона кальция Ca2+ или 1216 иона Mg2+.
Важными показателями качества воды являются также кислотность щелочность и сухой остаток [3].
Кислотность воды обусловливается наличием свободных минеральных и органических кислот. Она оценивается по величине показателя концентрации иона водорода (pH). Для нейтральной воды рН=7; если рН7 – реакция кислая а при рН>7 – реакция щелочная. Для большинства природных вод рН=55–7.
Щелочность воды характеризуется содержанием в ней бикарбонатных карбонатных и гидроксильных ионов в сочетании с катионами Ca2+ Mg2+ Na+ K+. Единица ее измерения в мг-эквл.
Сухой остаток характеризует общее содержание в воде минеральных и органических веществ и выражается в мгл. Величина сухого остатка является одним из критериев пригодности воды для питания котлов.
К показателям качества воды относится и ее солесодержание т.е. суммарная концентрация солей в воде подсчитанная по ионному составу.
Наличие различных примесей в природной воде делает ее непригодной для питания котлов так как вызывают накипеобразование коррозию и отложение солей поэтому для обеспечения нормального режима работы испарительных поверхностей нагрева защиты их от коррозии питательная вода должна удовлетворять соответствующим нормам [3].
2. Система химводоочистки котельной
На нужды горячего водоснабжения и подпитку поступает вода из существующего хозяйственно-питьевого водопровода котельной отвечающая требованиям ГОСТ 2874–82 «Вода питьевая».
Требования к качеству подпиточной воды приняты по «Нормам качества подпиточной и сетевой воды тепловых сетей НР 34–70–051–83».
Для уменьшения содержания железа в проекте предусматривается установка обезжелезивания. Умягчение воды по способу натрий-катионирования.
Обезжелезивание воды происходит в фильтрах обезжелезивания. Через фильтр загруженный сульфоуглем пропускается аэрированная вода в течение 170–180 часов. За это время на поверхности зерен сульфоугля образуется пленка из соединений железа служащая в дальнейшем катализатором. Когда потери напора в слое загрузки возрастают до 10 м. вод. ст. фильтр отключают на промывку.
Химводочистка воды принята по схеме двухступенчатого Na-катионирования. К установке принят блок из четырех Na-катионитовых фильтров. Два фильтра работают на 1-ой ступени умягчения один - на 2-ой ступени умягчения и один резервный.
В баке мокрого хранения соли поддерживается постоянный уровень при помощи бачка постоянного уровня 26% раствор соли из бака мокрого хранения поступает в емкость для хранения. Концентрированный раствор соли при помощи эжектора разбавляется до 7% концентрации и подается на регенерацию.
Для подпитки сети используется вода из системы водоснабжения которая после химводоочистки поступает в вакуумную деаэрационную установку ДСА–50. Деаэрированная вода через регулятор давления поступает в обратный сетевой трубопровод для подпитки теплосети.
3. Выбор схемы водоподготовки
Расход пара на технологию DТ = 18 тч.
Количество потерянного конденсата:
Gк =(1-m)× DТ = (1-07)×18=54 тч
где m - доля возврата конденсата принимаем (60-70%);
DТ – расход пара на производство тч.
Количество возвращаемого конденсата:
GТ = DТ - GК = 18 - 54 = 126 тч
Расход пара на деаэрацию и подогрев сырой воды.
Принимается равной 9% от DТ:
Dд +Dсв = 009×DТ = 009×18 = 162 тч
Потери пара внутри котельной принимается равными 2 % от DT:
Dпот =002×DT=002×18=036 тч
Полное количество пара производимого котельной:
D = DT+Dд+Dсв+Dпот = 18+162+036=1998 тч
Количество пара которое можно получить из расширителя непрерывной продувки:
Рпр – величина прдувки (2-10%) принимаем 3%;
il1- энтальпия котловой воды при давлении в котле
illн и il2 – энтальпия пара и воды при давлении в
расширителе (15 кгссм2);
c - степень сухости пара выходящего из расширителя
hпод – КПД подогревателя (расширителя) (098)
Количество воды уходящей из расширителя:
G1пр=Gпр-Dпр=06 – 01=05тч
Количество питательной воды поступающей в котлы:
Gпит=D+G1пр =1998+05=2048 тч
Общее количество воды на выходе из деаэратора (питательная вода):
Если принять что количество выпара из деаэратора питательной воды равно 04% расхода подаваемой через него воды то:
Dвып=0004×Gд=0004×2048=008 тч
Тогда производительность химводоочистки должна быть:
Gхво=Gк+G1пр+Dпот+Dвып=18+05+036+008=1894 тч
Расход сырой воды на ХВО учитывается величиной коэффициента k = 11-125. Этот коэффициент учитывает количество воды идущей на взрыхление катионита его регенерацию обмывку и прочие нужды ХВО
Gсв=k×Gхво=125×1894=2368 тч
Так как от производственных потребителей конденсат возвращается не полностью то питание котлов предусматривается химически очищенной водой. Согласно нормам качества питательной воды для экранированных котлов давлением до 14 ата не должна превышать 20 мг-эквкг.

Разрезы.dwg

Разрезы2.dwg

Заключение.doc

Природный газ как высокоэффективный энергоноситель широко применяемый в настоящее время во всех звеньях общественного производства оказывает прямое воздействие на увеличение выпуска промышленной продукции рост производительности труда и снижение удельных расходов топлива а следовательно и себестоимости выпускаемой продукции.
В результате реконструкции котельной Речицкого пивзавода котел ДКВР 2013 был переведен на природный газ. При этом был произведен расчет необходимого расхода газа для покрытия заданной нагрузки определены параметры тепловой схемы необходимая поверхность теплообмена экономайзера т.е. выполнен его конструктивный расчет. Кроме того выполнен поверочный котлоагрегата рассчитана схема водоподготовки а также сделан выбор основного и вспомогательного оборудования. Для надежной и безопасной эксплуатации котлоагрегата разработаны схемы автоматического контроля и регулирования процессов. В проекте отражены вопросы техники безопасности и охраны окружающей среды на основе сметно-финансовой документации произведен расчет основных технико-экономических показателей сделан сравнительный анализ работы котла на мазуте и газе из чего определен экономический эффект.