Диплом на тему: Районная тепловая станция с водогрейными котлами ПТВМ-120Э

Содержание

1.Введение

2.Расчет тепловой схемы котельной

3.Описание котла

4. Тепловой расчет котла

4.1. Состав расчетного газообразного топлива

4.2. Тепловой баланс котла

4.3. Расчет теплообмена в топке

5. Газовое оборудование котельной

6. Описание и расчет схемы химводоподготовки

7. Деаэрация воды

8. Автоматизация и контроль работы ПТВМ-120Э

9. Расчет себестоимости выработки 1 Гкал тепловой энергии

10. Безопасность жизнедеятельности

11. Список литературы

Введение

Тепловые нагрузки, т. е. часовые потребности потребителей в тепле, являются исходными данными для проектирования котельной установки. На основании тепловых нагрузок составляется и рассчитывается тепловая схема котельной и производится выбор оборудования. Потребителям отпускается тепло не только с различными параметрами, но и с применением различных теплоносителей.

Для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, как правило, теплоносителем является вода при различных температурах. Система теплоснабжения потребителей присоединенных к тепловым сетям РТС закрытая, двухтрубная. Теплоноситель перегретая вода с температурным графиком 15070°С.В двухтрубных системах тепловая сеть состоит из двух линий; подающей и обратной. По подающей линии горячая вода подводится от станции к абонентам, по обратной линии охлажденная вода возвращается на станцию. Преимущественное применение в городах двухтрубных систем объясняется тем, что эти системы требуют меньших начальных вложений и дешевле в эксплуатации. С обоих направлений обратная сетевая вода поступает через грязевик во всасывающий коллектор сетевых насосов. Также во всасывающую линию тепловых насосов подается вода для собственных нужд РТС и подпиточная вода. Далее под действием сетевых насосов вода поступает в котлы. Для предотвращения коррозии поверхностей нагрева котлов необходима температура обратной воды не менее 56 °С. Регулирование на входе в котлы температуры воды осуществляется рециркуляцией горячей воды. Часть нагретой воды отбирается и подается рециркуляционными насосами в трубопровод обратной воды за сетевыми насосами. Перемычка между подающей и обратной линиями служит для регулирования расхода и температуры воды в теплосети. Регулирование теплопроизводительности РТС осуществляется изменением подачи топлива. Потери теплоносителя восполняются химочищенной, деаэрированной водой. Исходная вода умягчается по схеме двухступенчатого натрий-катионирования. Химочищенная вода поступает в вакуумный деаэратор, далее подпилочными насосами подается во всасывающий коллектор сетевых насосов. Расчет тепловой схемы котельной производится с целью определения расхода воды для отдельных узлов при характерных режимах работы котельной и составления общего материального баланса воды. Расчетом также определяется температура различных потоков воды.

Результаты расчетов являются исходными данными для выбора оборудования отдельных узлов тепловой схемы и основных трубопроводов котельной.

Увеличение количества проживающих людей в районах, настоящая проблема. В густо насеченных районах применяется точечная застройка В отдаленных от центра районах возможно строительство микрорайонов с подключением их к действующим тепловым станциям. Основными типами теплогенерирующих источников являются ТЭЦ различной мощности и назначения, РТС с водогрейными котлами средней и большой мощности, КТС малой мощности, а также тепловые станции с ГТУ.

При выборе теплогенерирующих установок для снабжения теплом жилых районов и промышленных предприятий наиболее важным аргументом является наименьшие капитальные и эксплуатационные затраты. Капитальные затраты на строительство и эксплуатацию станции с водогрейными котлами в 2-4 раза меньше по сравнению станций с паровыми котлами. Именно по этой причине в последнее время важную роль отводят малой энергетике.

Описание котла

Настоящее руководство содержит сведения для правильного монтажа и эксплуатации водогрейных котлов теплопроизводительностью 58,2 (50) МВт (Гкал/ч) и 116,3 (*0*) МВт (Гкал/ч) (далее котлы), рабо тающих на газообразном и жидком топливе.

Условное обозначение типоразмера котла для газообразного и жидкого топлива состоит из последовательного расположенных:

- обозначения КВ - котел водогрейный;

- индексов вида топлива ГМ - газообразное, жидкое (мазут)

- значения теплопроизводительности котла в МВт;

- значения номинальной температуры воды на выходе из котла;

В скобках дано обозначение принятое на ОАО «ДКМ»

- П - пиковый;

- Т - теплофикацирнный;

- В - водогрейный;

- М - мазутный;

- значения теплопроизводительности котла в Гкал/ч.

- М - модернизированный

Пример условного обозначения водогрейного котла для газообразного и жидкого топлива теплопроизводительностью 58,* (50) МВт (Гкал/ч) с номинальной температурой воды на выходе 150°С: КВ-ГМ- 58,2150 (ПТВМ - 50М).

При эксплуатации котла, кроме настоящего руководства, должны

дополнительно использоваться следующие нормативно-технические

документы:

- «Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», утвержденные Госгортехнадзором России

28 мая 1993 года.

- «Правила безопасности в газовом хозяйстве».

- «Руководство по производству обмуровочных работ» А22910 И.

- «Горелка газовая рециркуляционных устройств ГГРУ1000»

6585.ООПС паспорт и инструкция по эксплуатации.

- «Инструкция по техническому диагностированию и экспертному

обследованию» А27750 И.

- «Инструкция по ремонту элементов водогрейных котлов в процессе монтажа и эксплуатации с Р<25 кгс/см2» А9570.

- «Инструкция по монтажу теплотехнического оборудования в

части котлов малой и средней мощности» Гипротехмонтаж, 1993 год.

Техническое описание.

Водогрейные стационарные котлы предназначены для получения

горячей воды давлением до *,35 (13,5)МПа (кгс/см2) и номинальной температурой *50°С используемой в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения промышленного и бытового назначения, а также для технологических целей.

2.4. Контрольно-измерительные приборы, оборудование автоматического регулирования, тепловой защиты и дистанционного управления поставляются комплектующей организацией потребителю по его заказным спецификациям.

2.5. Маркирование.

2.5.1. Водогрейный котел должен иметь табличку по ГОСТ 129*167

с указанием:

предприятия-изготовителя;

обозначение котла в соответствии с настоящим руководством;

теплопроизводительности в МВт (Гкал/ч);

рабочего давления в МПа (кгс/см2);

заводского номера изделия;

года изготовления;

номинальной температуры воды на выходе.

2.5.2. Маркировка на грузовые места (ящик, пакет, связку) соответ ствует требованиям ГОСТ 1419*96.

2.5.3. Элементы котла, работающие под давлением, имеют маркировку согласно Правил Госгортехнадзора РФ. Места размещения маркировки указаны в приложении настоящего руководства.

2.6. Упаковка.

2.6.1. Элементы котла отправляются потребителю в следующей упаковке:

мелкие детали и сборочные единицы, фланцы, крепежные изделия всех видов и размеров, форсунки, элементы опор, а также арматура и электроприборы - в ящиках, контейнерах или коробах сварной конструкции;

экраны, секции конвективной части, колонны и балки каркаса, площадки, лестницы, короба, бункера и другие крупногабаритные изделия - в пакетах, связках или без упаковки;

трубы гнутые схожей конфигурации, трубы прямые и прокат длиной более одного метра - в связках.

2.6.2. Упаковка элементов котла производится по чертежам предприятия - изготовителя.

2.6.3. Элементы котла перед упаковкой подвергаются консервации лакокрасочными материалами и смазками для защиты их от атмосферной коррозии на период транспортирования и хранения. Срок консервации 12 месяцев со дня отгрузки котла.

2.6.4. Чугунные детали, трубы и прокат, отправляемые потребителю, консервации не подлежат.

2.6.5. При упаковке деталей в ящик вкладывается упаковочный лист

с указанием типа и количества деталей.

Водоподготовительня установка

Вопросы организации рационального водного режима и водоподготовки приобрели важное значение в деле обеспечения надежной и экономичной эксплуатации тепловых станций и сетей. Поэтому для организации водоприготовления создано сложное и развитое хозяйство, включающее в себя комплекс механической фильтрации исходной воды- обессоливание воды на электродиализной установке- подщелачивание дилюатаумягчение воды на противоточных натрийкатионитных фильтрах- вакуумная деаэрация химочищенной воды-коррекционная обработка подпиточной воды теплосети.

Умягчение, деаэрация воды являются основными методами борьбы с накипеобразованием и внутренней коррозией трубопроводов и теплообменного оборудования системы теплоснабжения.

На станции для интенсификации и повышения эффективности технологических процессов на базе научно-технического прогресса нашли широкое применение средства комплексной автоматизации технологических процессов (котлы, вспомогательное оборудование: ДУ и ВПУ).

Деаэрационная установка

Описание деаэрационной установки.

Для защиты от коррозии поверхностей нагрева котла, трубопроводов теплообменной аппаратуры осуществляется удаление коррозионноагресивных газов (растворённый кислород и свободная углекислота) из подпиточной воды путём её дегазации. Коррозионноактивные газы попадают в исходную воду в результате длительного контакта с атмосферой. Удаление растворённых газов является обязательным условием надёжной и экономичной эксплуатации котельных установок.

Проектом предусмотрена одна деаэрационновакуумная установка производительностью 50 м3/ч (ДВ50) с двумя колонками производительностью 25 м3/ч каждая установленными на аккумуляторном бака с автоматизированной системой управления технологического процесса.

На колонки деаэратора через регулирующий клапан подается химочищенная вода, прошедшая через охладитель выпара и догретая на теплообменнике 2 ступени до 80 0С.

Отвод деаэрированной воды к подпиточным насосам осуществляется из центра бака.

Отвод выпара из установки осуществляется через охладитель выпара, где почти полностью конденсируется, а не сконденсировавшаяся парогазовая смесь удаляется эжекторами в бакгазоотделитель и далее в атмосферу.

Конденсат из охладителей выпара отводится в бак технической воды.

АСУ ТП обеспечивает следующие функции:

автоматическую защиту оборудования при выходе параметров за пределы нормы;

поддержание уровня в аккумуляторном баке;

поддерживания температуры химочищенной воды после теплообменника II ступени;

поддерживание заданного вакуума в деаэрационной установке;

поддерживание определённой температуры в бакегазоотделителе;

поддерживание определённого уровня в бакегазоотделителе и в баке технической воды;

осуществление перекачки воды из бакагазоотделителя в бак технической воды;

осуществление перекачки воды из бака технической воды на колонку деаэратора;

подержание давления на «гребёнке» теплоносителя на технологические нужды;

определение содержания растворённого кислорода в подпиточной воде после подпиточных насосов при помощи стационарно установленного прибора - кислородомера;

информационная поддержка операторов, основанная на проектных алгоритмах режимов эксплуатации оборудования и отображающая как текущее состояние, так и помогающая действовать в экстремальных ситуациях.

Конструкция вакуумного деаэратора ДВ50.

На баке-аккумуляторе размещается струйная колонка. Струйная колонка представляет собой аппарат, в котором вода с помощью дырчатых тарелок распределяется на струи, стекающие сверху вниз последовательно в виде нескольких каскадов.

Умягченная вода, перегретая в подогревателях II ст. выше температуры насыщения, соответствующей давлению в деаэраторе, через штуцер 1 подается в открытую камеру 2. В камере происходит вскипание перегретой воды и образование значительного количества парогазовой смеси. Затем вода переливается через водосливной порог 3 и попадает на первую тарелку 4. В этой тарелке имеется горловина 5 для прохода выпара. Затем вода проходит каскадом еще через четыре тарелки 6, 7, 8, 9 и сливается в бак-аккумулятор. При движении воды по высоте колонки происходит дополнительное удаление парогазовой смеси, которая отводится через горловины тарелок 7, 9, зазоры между корпусом аппарата и тарелками 6, 8 и удаляется из верхней части колонки по трубе 10 водоструйными эжекторами.

Образовавшийся пар поступает навстречу струйному потоку воды. Противоточное движение потоков в деаэраторе является положительным элементом данной схемы.

Наладочные работы.

Целью наладки вакуумной деаэрационной установки является установление оптимального температурновакуумного режима, при котором содержание агрессивных газов в подпиточной воде находится в пределах нормы, достигается минимальное количество выпара, чем обеспечивается надежность и экономичность работы оборудования котельной установки и тепловых сетей.

Последовательность проведения операций по наладке ДУ с АСУ:

поддержание постоянного уровня в заданных пределах при различных значениях давления исходной воды и расходе на подпитку;

поддержание постоянной температуры ХОВ после теплообменника II ступени при различных значениях температуры теплоносителя, давления после клапана на «гребёнке» собственных нужд, расходов на подпитку;

поддержание вакуума в соответствии с графиком температурновакуумной зависимости;

поддержание уровня в бакегазоотделителе в определённых пределах;

перекачка воды с бакагазоотделителя в бак технической воды при превышении заданной температуры.

При наладке были определены условия, необходимые для нормальной деаэрации:

уровень в деаэраторном баке – 1,6 м ± 0,1 м;

температура воды, поступающей на колонки – 75 ± 5 ОС;

температура воды в бакегазоотделителе не выше 40 ОС;

уровень воды в бакегазоотделителе;

разрежение на колонках соответствует графику температурновакуумной зависимости;

подвод ХОВ в колонку должен быть равномерным, без резких колебаний как по расходу, так и по температуре.

При соблюдении температурновакуумного режима, т.е. соотношения вакуума на колонках и температуры ХОВ в деаэраторе (см. Приложение 2.8.4 «Таблица зависимости температуры кипения от вакуумметрического давления»), а также стабильной гидравлической нагрузки на деаэраторе содержание кислорода составляло – 020 мкг/дм3, свободной углекислоты – 0.

Результаты наладочных испытаний ДВ50: по нагрузкам, температуре, давлению в деаэраторе, а также содержание кислорода и углекислоты в деаэрационной установке представлены в таблице 2.3 «Сводная таблица данных контролируемых при наладке деаэрационной установки ДВ50».

Нормы качества воды для подпитки теплосети

ПТЭ, 2003 г.; ГОСТ 287482; ОСТ 108030.4781.

Содержание свободной углекислоты - отсутствие

Значение рН - 8,3 - 9,5

Содержание растворенного кислорода, мкг/дм3, не более - 50

Количество взвешенных веществ, мг/дм3, не более - 5

Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более - 1

Жесткость общая, мкгэкв/дм3, не более - 30

Автоматизация и контроль работы ПТВМ-120Э

Общими задачами контроля и управления работой котельного агрегата и установки являются обеспечение экономичности сжигания топлива, рациональное использование электроэнергии для собственных нужд; безопасность эксплуатации как собственно агрегата, так и вспомогательного оборудования.

Персонал, обслуживающий котел, постоянно должен иметь представление о режиме его работы, о чем можно судить по показаниям контрольно-измерительных приборов, которыми должен быть снабжен котельный агрегат.

При выборе количества приборов и их размещения руководствуются правилами Госгортехнадзора по котельным агрегатам, газовому надзору и СНиП II3576 «Котельные установки». Общим же положением при выборе места установки приборов является удобство обслуживания агрегата минимальным числом людей при небольших капитальных и эксплуатационных затратах на приборы.

Современное управление котлоагрегатами на тепловых станциях осуществляется с помощью автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) на базе микропроцессорной техники и контроллеров.

Разработанная в данном дипломном проекте АСУ выполняет следующие функции:

- регулирование параметров характеризующих протекание процесса;

- защита оборудования от повреждений из-за нарушений в процессе его работы;

- блокировка, которая обеспечивает автоматическое включение и выключение оборудования вспомогательных механизмов и органов управления с определенной последовательностью, требующейся по технологическому процессу.

В составе средств АСУ ТП котельной имеется два уровня, верхний и нижний.

На верхний уровень управления системы возложены следующие задачи:

- отображение информации о состоянии технологических процессов на экранах мониторов;

- передача по сети команд дистанционного управления арматурой котла по указаниям оператора;

- световая и звуковая сигнализация о приближении технологических параметров к аварийным значениям (предупредительная) и при достижении ими аварийных значениях;

- хранение и оформление отчетов, архивов, графиков изменения технологических параметров.

На нижний уровень управление котлом возложены задачи непосредственного управления арматурой котла:

- регулирование процесса горения;

- выдача управляющих воздействий на арматуру;

- прием и обработка информации о состоянии оборудования;

- прием и обработка информации о технологических параметрах;

- обеспечение автоматики безопасности котла;

- передача всей информации о котле по сети на верхний уровень;

- прием команд оператора по сети от верхнего уровня (запуск программ пуска и остановка котла, пуска и остановка горелок, управление арматурой).

Тепловая нагрузка котла регулируется путем включения и отключения дистанционных горелок.

САР может работать в двух режимах:

-регулирование давления газа без коррекции по кислороду;

-с коррекцией по кислороду.

В режиме без коррекции по кислороду при переходе на автоматическое управление давление газа устанавливается согласно режимной карте, независимо от его величины в предшествующем ручном режиме. При включении-отключении пары дистанционных горелок давление газа принимает новое значение. При включении-отключении одной горелки значение давления будет соответствовать среднему между соседними парами горелок. Длительность переходного процесса изменения давления не превышает нескольких секунд.

Изменение температуры приводит к соответствующему изменению давления газа (уменьшение температуры дутьевого воздуха вызывает повышение давления газа перед горелками).

В режиме с коррекцией по содержанию кислорода в уходящих газах,

регулятор оптимизации процесса горения производит корректировку давления газа перед котлом по показаниям газоанализатора КГА8С. Унифицированные токовые сигналы 420 мА пропорциональные содержанию О2, СО и NOX с газоанализатора подаются в контроллер, где сравниваются с заданными значениями и вычисляется необходимое значение давления газа за заслонкой ПРЗ. На выходе контроллера вырабатывается сигнал управления исполнительным механизмом МЭО 40/250.25 У, вал которого через систему тяг и рычагов сочленен с регулирующей заслонкой ПРЗ, изменяющей подачу газа к горелкам котла. Корректировка давления газа за ПРЗ по значениям полученным с газоанализатора производится с 10 минутным интервалом необходимым для изменения состава уходящих газов после импульса корректировки давления газа. Значение О2 поддерживается с точностью 2 - 3 % от значения указанного в режимной карте котла. В случае появления в уходящих газах СО свыше 100 ррт регулировка по О2 прекращается и на выходах контроллера вырабатывается импульсный сигнал, прикрывающий заслонку ПРЗ. Начинается снижение давления газа минимизации выбросов по СО. После того как СО войдет в норму опять начнется корректировка по О2. Если во время корректировки давление газа к котлу полученное с датчика давления, начнет отличаться от значения давления газа заложенного в режимной карте более чем на 10%, то регулятор оптимизации автоматически отключится и в работе останется только регулятор давления газа к котлу по режимной карте. В этом случае оператору выдается сообщение «Регулирование по показаниям КГА невозможно» и звуковой сигнал.

Время регулирования составляет 710 сек. При возможном давлении газа 0,4 регулирование ведётся с точностью 0,001. Изменение температуры дутьевого воздуха отрабатывается с дискретностью 0,10С (по режимной карте 50С ) и также приводит к новым установившемся значениям давления газа. Динамические свойства контура регулирования давление газа выбраны с учётом всех технологических особенностей горения и возможностей исполнительного механизма.

Розжиг котла осуществляется только в ручном режиме (при отключённой системы регулирования). Перевод котла в автоматический режим работы возможен только после включения четырёх растопочных горелок. После розжига включается САР, и давление газа устанавливается в соответствии с режимной картой .

В полную режимную карту включаются следующие показатели:

- теплопроизводительность котла;

- количество включенных горелок;

- номера включенных горелок;

- давление газа за заслонкой ПРЗ;

- расход газа (при 1р — 20°С и Рб = 760 мм рт. ст.);

- расход воды через котел;

- степень нагрева воды в котле;

- гидравлическое сопротивление котла;

- разрежение в топке котла;

- температура воздуха, идущего на горение;

- температура продуктов горения за котлом;

- содержание в продуктах горения: углекислого газа, кислорода;

- коэффициент избытка воздуха за котлом;

- коэффициент полезного действия котла;

- расход условного топлива на выработку одной Гкал тепловой энергии; давление воздуха на работающих горелках.

Расчет себестоимости выработки 1 Гкал

Себестоимость продукции – это стоимостная оценка природных ресурсов, сырья материалов, топлива, энергии, основных средств, трудовых ресурсов, используемых в процессе производства продукции, а также других затрат на ее производство и реализацию.

Себестоимость энергетической продукции и издержки ее производства входят в состав основных показателей деятельности энергопредпириятий. Она зависит от эксплуатационных расходов, которые, в свою очередь, определяются стоимостью сооружения источника теплоснабжения, зависит от производительности, правильного выбора и технического совершенства вспомогательных устройств и механизмов, степени автоматизации и механизации производственных процессов, стоимости основного и вспомогательного оборудования, типа и стоимости зданий и сооружений.

Себестоимость тепловой энергии определяется как сумма всех расходов, отнесенных к объему производства тепловой энергии.