Модернизация районной котельной - дипломная работа

КИП и А.dwg

RS-485 - канал последовательного доступа
Do - дискретные выходы
Ai - аналоговые входы
DiF - частотные входы
Di - дискретные входы
аппарат регулирующий клапан)
датчиком положения (направляющий
- Исполнительный механихм с
- Датчик перепада давления
- Датчик температуры
Условные графические обозначения
преоброзователем частоты
Температура наружного воздуха
Температура сетевой воды
Модернизация районной котельной

Разрез котельной.dwg

Подогреватель холодной воды
Т94 к баку запаса воды
План на отметках 0.000
Модернизация районной котельной

Экономика.dwg

Себестоимость отпущенной теплоты
Приведенные затраты на 1 ГДж отпущенной
Топлтвная составляющая себестоимости
Годовые эксплутационные зытраты
Затраты на заработную плату
Затраты на текущий ремонт
Затраты на амортизационные отчисления
Годовой отпуск энергии
Затраты на использованныю воду
Затраты на электроэнергию
Годовой расход топлива
Удельный расход топлива на на 1 ГДж
Число часов использования
Установленная мощность
Наименование показателя
Технико-экономические показатели
Эффективность модернизации
Технико-экономические
Модернизация районной котельной

Чертежи котлов.dwg

План котельной.dwg

План на отметке 0.000
Модернизация районной котельной
Горелочное устройство МДГГ-150 1
Сетевой насос NP 50250V-302
Рециркуляционные насосы NP 40200V-5
Сетевой насос Д20095
Подпиточные насосы К2030
Вентилятор дутьевой Ц-4-70-№6
Подогреватель химочищенной воды
Подогреватель холодой воды

Дипломная записка.doc

Стр. илл. табл. литер. .
В данном дипломном проекте рассмотрена модернизация районной котельной г. Волковыска. Был произведён расчёт тепловой схемы с применением методов математического моделирования. Расчётная схема синтезирована на базе основных элементов: котёл потребители теплообменники насосы и др. На основе схемы разработана математическая модель и создана программа для ЭВМ для расчета: расходов основных энергоносителей коэффициента полезного действия котлов котельной. На основе расчётов программы разработано проектное решение по модернизации. Произведён тепловой поверочный расчёт котлоагрегата ТВГ–4р и гидравлический расчёт газопровода с выбором запорно-регулирующей аппаратуры. Была внедрена АСУ Была просчитана экономическая эффективность модернизации и рассчитан срок окупаемости котельной.
В расчетно-пояснительную записку входят также разделы охраны труда и противопожарной безопасности электроснабжения.
ОПИСАНИЕ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ КОТЕЛЬНОЙ8
РАСЧЁТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ13
1.Синтез расчётной структуры исследуемого объекта13
2.Разработка математической модели теплогенерирующего блока17
3.Разработка математической модели для блока L33
4.Решение математических моделей и составление программы для ЭВМ43
АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ РАЙОННОЙ КОТЕЛЬНОЙ47
РАЗРАБОТКА ПРОЕКТНОГО РЕШЕНИЯ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ ВОДОГРЕЙНОГО КОТЛА ТВГ–4Р49
ПОВЕРОЧНЫЙ ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ КОТЛОАГРЕГАТА ТВГ–4Р54
1.Краткое описание котлоагрегата ТВГ–4р54
2.Поверочный тепловой расчёт54
2.1Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания56
2.2Расчёт коэффициента полезного действия и расхода топлива60
2.3Расчёт топочной камеры62
2.4Расчёт первой конвективной поверхности66
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ГАЗОПРОВОДА КОТЕЛЬНОЙ72
РАЗРАБОТКА АСУ КОТЕЛЬНОЙ77
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ96
1.Расчет себестоимости отпускаемой теплоты.96
2.Организация ремонта104
1.Производственная санитария и техника безопасности112
2.Пожарная безопасность118
Современная теплоэнергетическая установка представляет собой единый технический комплекс разнородных узлов оборудования со сложной схемой технологических связей. В ней одновременно осуществляются и тесно взаимодействуют разнородные физико-химические процессы совместно применяются различные виды и фазы энергоносителей разнообразные материалы типы технологических схем конструкций и компоновок оборудования. При проектировании и создании сложных объектов к которым принадлежат современные теплоэнергетические установки требуются знания о количественных и качественных закономерностях свойственных рассматриваемым объектам. Осуществить непосредственную практическую проверку тех или иных закономерностей очень часто не представляется возможным по ряду причин. В связи с этим приобретает все большее значение изучение свойств и закономерностей рассматриваемых сложных объектов на базе методов моделирования.
Одним из методов моделирования является математическое моделирование которое позволяет изучать только те параметры исследуемого объекта которые имеют математическое описание и связаны математическими соотношениями в уравнениях относящихся как к модели так и к исследуемому объекту. Процесс математического моделирования включает в себя ряд этапов. Начинается он с постановки задачи решение которой должно быть получено посредством использования модели. Для этого выделяются некоторые свойства и связи исследование которых может привести к достижению цели. Второй этап - разработка математической модели. При разработке математической модели создается объект в котором интересующие свойства и отношения исследуемого объекта могут быть изучены проще чем при непосредственном его изучении. На третьем этапе математическая модель становится объектом исследования. При этом все действия направлены на модель и на получение знаний об объекте на установление законов его развития его свойств и отношений. На четвертом заключительном этапе процесса математического моделирования рассматривается вопрос о переносе значений полученных на математической модели на реальный объект изучения. Возможность такого переноса существует благодаря наличию определенного соответствия элементов и отношений модели элементам и отношениям исследуемого объекта.
Таким образом можно придти к выводу что математические модели сложных теплоэнергетических установок являются наиболее подходящим средством для целей комплексного технико-экономического их исследования.
В данном проекте рассмотрены: синтез технологической схемы комплексной энергетической установки составлена ее математическая модель произведен выбор и расчет основных элементов установки схемы КИП и автоматики представлены технико-экономические показатели вопросы электроснабжения охраны труда пожарной безопасности и экологии.
Описание существующего состояния котельной
Котельная оборудована двумя котлами типа ТВГ-4р Монастырищенского машиностроительного завода номинальной теплопроизводительностью 18 ГДжч каждый. Топливом для котельной является природный газ теплотой сгорания . Установлены пять сетевых насосов три насоса подпитки.
Система теплоснабжения – закрытая двухтрубная со смешанной схемой присоединения подогревателей горячего водоснабжения и абонентов.
Общая теплопроизводительность котельной – 351 ГДжч в том числе:
– количество тепла на отопление и вентиляцию – 27 ГДжч
– количество тепла на горячее водоснабжение – 71 ГДжч
– количество тепла на собственные нужды котельной – 07 ГДжч.
Теплоснабжения потребителей от котельной осуществляется по двум магистралям Ду 250 и Ду 80. К магистрали Ду 80 подключений только потребители системы отопления по безэлеваторной схеме с температурным графиком 9570. Для магистрали Ду 250температурный график 12070. Регулирование – качественное по отопительной нагрузке. Расхода сетевой воды на горячее водоснабжение приняты исходя из отопительного графика.
Расчётное количество воды идущее на отопление и вентиляцию – 358 кгс; то же на горячее водоснабжение – 942 кгс.
Избыточный напор в теплосети на выходе из котельной принят 45 м. в. ст.
Источником водоснабжения является городской водопровод с давлением на вводе 40 м. в. ст.
Ниже приводиться краткое описание основного оборудования котельной.
Котёл ТВГ-4р прямоточный водогрейный с принудительной циркуляцией. Отличительная особенность конструкции котла – наличие трёх двусветных экранов расположенных между двумя подовыми горелками.
Котёл комплектуется четырьмя газовыми подовыми горелками. На каждый котёл устанавливается по одному дымососу типа Д –10 и одному дутьевому вентилятору типа Ц-4-70-№6.
На основном газопроводе к котлу установлено следующее оборудование: задвижка фланцевая (Ду = 100 Ру = 6) измерительная диафрагма запорно-предохранительный клапан ПКН-100 (Ду = 100 Ру = 10) поворотная регулирующая заслонка ЗД – 80 (Ду = 80) газовые щелевые подовые горелки.
На продувочных газопроводах установлены сальниковые муфтовые краны типа 11ч6бк (Ду =15 Ру = 10) кран проходной фланцевый типа 11ч8бк (Ду =25 Ру = 10) кран пробно-спускной типа 10б8бк.
Расход воды через котёл – 53 м3ч. Минимальное допустимое давление воды на выходе из котла – 0784 МПа (из условия невскипаемости).Максимальное давление воды на выходе из котла из условий прочности –1372 МПа.
Температура воды на входе в котёл – не менее 60 ºС.
Техническая характеристика котлов ТВГ–4р
Величина или характеристика
Теплопроизводительность
Объём топочной камеры
Расчётные температуры сетевой воды
Расчетный расход воды через котёл
Продолжение таблицы 1.1
Давление воды на выходе из котла
а) максимальное (по условиям прочности)
б) минимальное (по условиям невскипания)
определяется температурным режимом сети при t = 150 °С
Гидравлическое сопротивление котла при расчётном расходе воды
Расход природного газа номинальный
Давление газа перед горелкой*
Температура уходящих газов
Аэродинамическое сопротивление котла
* - данные приведены для существующего котла
Циркуляция сетевой воды в системе теплоснабжения осуществляется сетевыми насосами. Суммарная производительность сетевых насосов (расход воды на отопление вентиляцию собственные нужды и горячее водоснабжение) 112 м3ч.
Напор сетевых насосов – 80 м.в.ст. причём потери напора в котельной составляют 30 м.в.ст.
В котельной установлено 4 сетевых насоса типа 4К–6 (3 рабочих 1 резервный). В летний период работает один насос.
Техническая характеристика насосного оборудования:
Подпиточные насосы сетевой воды
Расход подпиточной воды составляет 45 тч. Расчётная производительность химводоочистки 5 тч. Для предохранения поверхности оборудования от потения и улучшение процесса Na катионирования воды вода перед умягчением подогревается в водяном подогревателе до 20 – 25°С.
Требования к химочищенной воде:
Растворённый кислород ≤ 005 мгл;
Взвешенные вещества ≤ 5 мгл;
Жёсткость карбонатная ≤ 4 мг эквл;
Воды должна быть стабильной в отношении выделения осадка CaSO4.
Расчёт технологической схемы котельной
1. Синтез расчётной структуры исследуемого объекта
В самом общем случае задача синтеза технологической схемы технической системы заключается в определении ее состава (совокупности элементов) структуры (системы связей между элементами) и совокупности режимных и конструктивных параметров при заданных характеристиках сырьевых потоков и готовой продукции функции цели и ограничений на параметры. Существуют различные методы и подходы к синтезу технологических схем. В данном случае на первом этапе задачу синтеза ограничиваем только определением состава элементов и структуры схемы
После определения состава технологических элементов устанавливаем и уточняем связи между ними по потокам вещества и энергии. Определяются также связи с внешними системами в том числе с окружающей средой.
Таким образом при составлении технологический схемы используем два типа элементов: технологические и транспортные. К первым относятся элементы в которых происходят преобразования массы и энергии ко вторым – элементы служащие для транспорта материальных и энергетических потоков т.е. для соединения технологических элементов между собой. Элементы первого типа в дальнейшем будем называть «элементами» а второго типа – «связями».
Теплоносители и рабочие тела посредством которых осуществляются различные технологические процессы в элементах оборудования и связи между ними будем называть энергоносителями. Условно принимаем что связи по механической и электрической энергии также осуществляются соответствующими энергоносителями. Каждая стационарная связь характеризуются строго заданным направлением соответствующим действительному направлению движения потока энергоносителя между элементами оборудования. Связи осуществляемые каким-либо теплоносителем (если известен их состав) однозначно определяются одним расходным и двумя термодинамическими параметрами его состояния и поэтому их считают трехпараметрическими. Механические и электрические связи количественно характеризуются мощностью поэтому их называют однопараметрическими. Полученная таким образом расчётная технологическая схема представлена на рисунке 2.1.1.
Рисунок 2.1.1 – Расчётная технологическая схема
После построения структуры системы и определения состава в нее входящих элементов оценивается сложность расчетной схемы и определяется уровень глубины исследования.
Упростим полученную расчётную технологическую схему по следующей схеме:
объединим блоки I и II в блок I (перераспределение нагрузок между котлоагрегатами рассмотрим на последующем этапе моделирования).
из блока I для расчёта необходимо знать только количество тепла воспринятое нагреваемой средой. Таким образом сократим связи 4 5 7 8 44 и 45 заменив их 78.
укрупним схему выделив в ней два блока теплогенерирующий и блок подготовки воды и горячего водоснабжения (L).
Сократив лишние элементы и связи получим эквивалентную технологическую схему которая представлена на рисунке 2.1.3.
Блок L рассчитывается по дополнительной системе уравнений составленной по расчётной схема блока L которая представлена на рисунке 2.1.2.
Рисунок 2.1.2 – Расчётная технологическая схема блока L
Рисунок 2.1.3 – Эквивалентная расчётная технологическая схема
2.Разработка математической модели теплогенерирующего блока
Математическая модель теплогенерирующего блока представляет собой совокупность соотношений формул уравнений неравенств которые связывают характеристики объекта с параметрами объекта и исходной информацией. Математическая модель дает формализованное и приближенное (с определенной степенью точности) описание реальной картины количественных и логических взаимосвязей и соотношений между основными параметрами рассматриваемой установки технологическими и материальными характеристиками ее элементов характеристиками внешних технологических и экономических связей системой ограничений и величиной соответствующего критерия эффективности.
Структурная схема технологического процесса требует больших усилий для формализации. При исследовании технологических объектов структурная схема подлежит оптимизации а следовательно значительным изменениям. Поэтому необходимы другие виды и способы изображения технологических схем.
Описание технологической схемы (рис. 2.1.3) произведем с помощью теории графа [1] и также представим саму схему в виде поточного направленного графа (рис. 2.2.1). Вершины представляют собой функциональные элементы системы а дуги - связи между элементами.
Кодирование графа произведем с помощью матрицы соединения и матрицы типов связи.
В матрице соединений узлов графа (табл. 2.2.1) единицы в строках показывают наличие связи входящей в элемент (-1) и выходящей из элемента (1). При этом строка соответствующая связи между узлами схемы (внутренняя связь) имеет два ненулевых члена (1 и -1) а строка соответствующая связи между узлом схемы и внешним объектом (внешняя связь) имеет один ненулевой член (1 и -1).
Рисунок 2.2.1 – Поточный направленный граф
В матрице видов связи (табл. 2.2.2) единицы в столбцах указывают тип энергоносителя посредством которого осуществляется данная связь. Каждый тип энергоносителя характеризуется параметрами.
Для проведения анализа математической модели составим вспомогательные матрицы: матрицу смежности матрицу процесса матрицу контуров. Единицы в матрице смежности (табл. 2.2.3) показывают направление связи то есть из какого элемента (строка) в какой элемент (столбец) она направляется. Матрица просматривается на наличие пустых строк и столбцов. Элементы соответствующие этим строкам и столбцам не входят в контура схемы.
Матрица процессов (таблица 2.2.4) указывает номера связей характерных для рассматриваемого элемента.
Матрица контуров (циклов) (табл. 2.2.5) определяет количество контуров в схеме и указывает внутренние связи входящие в каждый из контуров.
Продолжение таблицы 2.2.5
Зависимости между параметрами связей можно описать системой балансовых уравнений. В систему входят:
- уравнения материального баланса:
которые записываются для каждого j-го теплоносителя k-го элемента;
- уравнения энергетического баланса для каждого элемента:
- уравнения изменения энтальпии для каждого j-го теплоносителя:
- уравнения изменения давления:
где G – расход теплоносителя;
N – мощность электрической или механической связи;
и – изменение давления и энтальпии j-го теплоносителя в k-ом элементе;
– коэффициент показывающий потери в окружающую среду.
Составляем систему балансовых уравнений для каждого элемента (табл. 2.2.6). Система балансовых уравнений характеризуется числом уравнений входящих в нее и числом параметров связи описывающих саму схему.
Система балансовых уравнений
Балансовые уравнения
G101h101p101 G11h11p11
G101h101p101 G103h103p103
G19h19p19 G104h104p104
Продолжение таблицы 2.2.6
G104h104p104 G29h29p29
Так как система балансовых уравнений имеет бесконечное множество решений то изменяя расчетные термодинамические расходные параметры можно получить ряд сбалансированных состояний системы.
Поэтому имеется возможность выбора оптимальных значений параметров теплоэнергетической системы. Конкретный допустимый состав параметров определим с помощью матрицы функциональных связей в которой единицы в i-ых строках матрицы дают логический признак наличия непосредственной связи j-ой переменной с одной или несколькими переменными входящими в i-ое уравнение баланса.
Так как параметры связи и конструктивные параметры не могут изменяться произвольно то необходимо наложить на них ограничения. Система ограничений на параметры системы балансовых уравнений представлена в графе 7 таблицы 2.2.7.
Перечень параметров математической модели
Наименование параметров
Связь 9 – выход из котла – вода
Cвязь 11 – в подающую магистраль – вода
Связь 12 – от потребителя – вода
Связь 13 – линия перепуска – вода
Продолжение таблицы 2.2.7
Связь 16 – к блоку L – вода
Связь 17 – от блока L – вода
Связь 19 – линия рециркуляции – вода
Связь 23 – на сетевые насосы – вода
Связь 25 – перед линией рециркуляции – вода
Связь 26 – вход в котёл – вода
Связь 27 – линия перепуска – вода
Связь 28 – от потребителя – вода
Связь 29 – в подающую магистраль – вода
Связь 33 – к потребителю горячей воды – вода
Связь 37 – холодная вода
Связь 49 –тепло подаваемое потребителям
Связь 50 –тепло подаваемое потребителям
Связь 101 – в блок V – вода
Связь 103 – в блок VII – вода
Связь 104 – в блок XVII – вода
Связь 78 – вода от подогревателей химочищенной воды
Для решения системы балансовых уравнений рассмотрим сокращенную систему балансовых уравнений состоящую из уравнений материального и энергетического балансов:
Исключим из системы уравнения материального баланса в которые входят два члена и из каждого уравнения исключим одну переменную:
G26 – G9 = 0 G26 = G9 G9.
Проанализировав граф (рис. 2.2.1) заменим энтальпии в точках разделения так как температуры входящих выходящих потоков данных точек одинаковы.
h9 = h101 = h103 = h16 = h104 = h19
h23 = h27 = h13 = h25
С учетом последних равенств система примет вид:
Система включает в себя 17 уравнений. Рассмотрим переменные входящие в систему уравнений:
Коэффициент потерь теплоносителя в тепловой сети (n1=2).
Система содержит 31 переменных. Определим степень свободы системы балансовых уравнений с помощью формулы [1]:
S = Nп - Nу (2.2.25)
где Nп - число всех переменных;
Nу - число уравнений входящих в систему;
Все переменные делятся на зависимые (состав и количество параметров состояния системы) и независимые определяющие состояние системы.
Зададимся независимыми параметрами:
Коэффициент потерь теплоносителя в тепловой сети : область изменения: 0 01.
a)расход воды через котёл G9 (исходя из технологических соображений см. пункт 5.1);
b)расход воды горячее водоснабжение G33 (исходя из технологических соображений см. пункт 1);
c)расход воды в подающие магистрали тепловых сетей G29 G11 (так как применено качественное регулирование тепловой нагрузки у потребителя см. пункт 1).
a)энтальпия сетевой воды на входе и выходе из котельной h11 h12 h28 h29 (исходя из технологических соображений по температурному графику см. пункт 1);
b)энтальпия горячей воды на выходе из котельной h33 (исходя из технологических соображений см. пункт 1);
c)энтальпия холодной воды на входе в котельную h37 (исходя из технологических соображений см. пункт 1);
d)энтальпия воды на входе в котёл h26 (исходя из технологических соображений см. пункт 5.1);
e)энтальпия воды из блока горячего водоснабжения и водоподготовки h17 (исходя из технологических соображений см. c)).
Составим сокращенную матрицу функциональных связей (табл.2.2.8). Обозначим каждую переменную через x.
Упрощённая матрица функциональных связей
Нахождение параметра связи
Обозначение параметров связи
3. Разработка математической модели для блока L
Описание технологической схемы блока L (рис. 2.1.1) произведем с помощью теории графа и также представим саму схему в виде поточного направленного графа (рис. 2.3.1). Вершины представляют собой функциональные элементы системы а дуги - связи между элементами.
Рисунок 2.3.1 – Поточный направленный граф блока L
Продолжение таблицы 2.3.2
Составляем систему балансовых уравнений для каждого элемента (табл. 2.3.6). Система балансовых уравнений характеризуется числом уравнений входящих в нее и числом параметров связи описывающих саму схему.
G106h106p106 G39h39p39
Продолжение таблицы 2.3.6
G106h106p106 G31h31p31
Система ограничений на параметры системы балансовых уравнений представлена в таблице 2.3.7.
Связь 16 – от котлов к подогревателям – вода
Cвязь 17 – к блоку X – вода
Связь 30 – от подогревателя B к блоку D – вода
Связь 31 – от блока XX к подогревателю C – вода
Связь 32 – от блока XXIII к подогревателю A – вода
Связь 33 – к потребителю горячей водоснабжения – вода
Связь 34 – от блока XXIII к подогревателю С – вода
Связь 35 – от подогревателя B к блоку XXIII – вода
Продолжение таблицы 2.3.7
Связь 36 – от подогревателя С к подогревателю B – вода
Связь 39 – от подогревателя A к блоку D – вода
Связь 106 – от блока XX к подогревателю A – вода
Связь 107 – от подогревателя A к блоку D – вода
Рассмотрим сокращенную систему балансовых уравнений состоящую из уравнений материального и энергетического балансов.
Из предыдущего расчёта (см. пункт 2.2) известно что а из графа (рис. 2.3.) – следовательно заменим эти переменные на .
В точке разделения XXIII температуры потоков равны следовательно
Так как рассматриваемые теплообменники поверхностного типа то потоки теплоносителей на входе и выходе равны т.е.
Поток согласно пункту 2.2 это компенсация потерь теплоносителя в тепловых сетях. Следовательно
Уравнение 5) сокращается из (2.3.9) так как оно подобно 3). Таким образом система балансовых уравнений примет вид:
Система включает в себя 6 уравнений. Рассмотрим переменные входящие в систему уравнений:
Коэффициент потерь теплоносителя в тепловой сети (n1=2);
Коэффициент потерь в окружающую среду (n4=3)
Система содержит 22 переменные. Определим степень свободы системы балансовых уравнений с помощью формулы (2.2.25)
Коэффициент потерь в окружающую среду : область изменения: 0 1
c)расход сетевой воды от котлоагрегатов G16 (из предыдущего расчёта см. пункт 2.2);
d)расход воды на компенсацию потерь в тепловой сети G17 (из предыдущего расчёта см. пункт 2.2);
e)расход воды в тепловую сеть G29 G11 (из предыдущего расчёта см. пункт 2.2).
a)энтальпия сетевой воды от котлоагрегатов h9 (из предыдущего расчёта см. пункт 2.2);
d)энтальпия воды после подогревателя B h30 h39 (исходя из технологических соображений принимаем при t30=t39=60 °C).
Введём дополнительное уравнение:
С учётом последних преобразований система примет вид:
Составим сокращенную матрицу функциональных связей (табл.2.3.8).
Проанализируем строки и перепишем систему уравнений характеризующих данную математическую модель в следующем виде:
Данную систему можно решить математическими методами составив для этого программу для ЭВМ (см. пункт 2.4).
4.Решение математических моделей и составление программы для ЭВМ
Используя сокращенную матрицу функциональных связей (табл.2.2.8) определяем строки с одной единицей. Из уравнения системы соответствующего данной строке выразим неизвестные:
Таким образом все неизвестные системы (2.2.24) выражены.
Используя сокращенную матрицу функциональных связей (табл.2.3.8) определяем строки с одной единицей. Из уравнения системы (2.3.13) соответствующего данной строке выразим неизвестные:
Без уравнений из которых неизвестные уже выражены система (2.3.13) примет следующий вид:
Полученную систему уравнений можно решить с применением метода Зейделя [2] сущность которого такова: результаты расчета каждого предшествующего уравнения используются при расчете последующих уравнений системы непосредственно в текущей итерации тем самым ускоряя процесс сходимости.
Для решения системы выразим неизвестные величины:
Для быстрого и эффективного итерационного расчета данной системы уравнений необходимо привлечение электронно-вычислительной техники.
Все вышеизложенные сведения были использованы при составлении программы для ЭВМ текст которой приведен в приложении 1 а алгоритм в приложении 2.
Программа состоит из нескольких основных разделов.
В разделе описания констант содержатся значения температур номинальных расходов напоров и КПД которые в дальнейшем расчете остаются постоянными.
Функция vst возводит число x в степень y необходима для процедуры entalp_H2O.
Процедура entalp_H2O определяет энтальпию воды по давлению и температуре которая необходима в дальнейших расчетах. При расчете процедура использует интерполяционные полиномы. Значения коэффициентов интерполяционных полиномов содержится в разделе описания констант процедуры entalp_H2O. Процедура основана на листинге программы "WaterSteamPro" [3].
В головном разделе программы определятся значения энтальпий потоков температура которых известна. Для этого используем процедуру entalp_H2O.
В следующем блоке головного раздела рассчитываются неизвестные параметры математической модели которые определяются без каких-либо преобразований. Это следующие параметры: h9 G101 G13 G103 G23 h23 G25 G19 G27 G104 G29 G28 G11 G12 G16 G17 G37 h17.
Далее вводятся фиксированные параметры которые необходимы для решения системы а следом за этим рассчитываются остальные неизвестные параметры математической модели.
Результаты расчёта выводятся в файл “result”.
С помощью программы определены все параметры математической модели при различных режимах работы двигателя и различных значениях фиксируемых параметрах а результаты расчетов приведены в приложении 3.
Анализ режимов работы районной котельной
По тепловым сетям подаётся теплота различным тепловым потребителям. Несмотря на значительное разнообразие тепловой нагрузки ёе можно разбить на две группы по характеру протекания во времен: 1) сезонная нагрузка; 2) круглогодичная нагрузка.
Изменения сезонной нагрузки зависят главным образом от климатических условий: температуры наружного воздуха направления и скорости ветра солнечного излечения влажности воздуха и т.п. Основную роль играет наружная температура. Сезонная нагрузка имеет сравнительно постоянный суточный график и переменный годовой график нагрузки. К сезонной тепловой нагрузке относятся отопление и вентиляция. Каждый из указанных видов не имеет круглогодичного характера. Отопление и вентиляция являются зимними тепловыми нагрузками.
К круглогодичной относятся технологическая и горячее водоснабжение. Они в отличие от сезонной нагрузки весьма слабо зависимы от наружной температуры. Нагрузка на горячее водоснабжение имеет переменный суточный график. Годовой график также в определённой мере зависит от времени года.
Рисунок 3.1 – График зависимости энтальпии воды на выходе из котла от температуры наружного воздуха
Из результаты расчётов программы (Приложение 3) видно что температура воды на выходе из котла и расход топлива зависят от температуры наружного воздуха. Эти зависимости представлениы на рисунках 3.1 и 3.2.
Рисунок 3.2 – График зависимости расхода топлива от температуры наружного воздуха
Для поддержания требуемых параметров теплоносителя у потребителей необходимо придерживаться режимной карты которая представлена на рис. 3.2. Так как человек не способен вовремя отреагировать на изменение температуры наружного воздуха и других параметров определяющих качество теплоснабжения на котельной необходимо ввести автоматическую систему управления.
Внедрение данной системы позволит снизить расход топлива и повысить качество теплоснабжения потребителей.
Разработка проектного решения по модернизации водогрейного котла ТВГ–4р
Для обеспечения контроля за параметрами теплоносителя на выходе из котельной оптимальной загрузки котлоагрегатов и возможности работы котельной в автономном режиме произведём следующие измененения.
На газопроводах к котлоагрегатам заменяется существующее газооборудование и арматура на оборудование и арматуру позволяющую котлам работать в системе автоматизированного управления.
На основном газопроводе к котлам устанавливается следующая арматура:
- вместо запорно-предохранительного клапана ПКН-100 (Ду =100 Ру = 10) и дроссельной заслонки ЗД – 80 (Ду = 80) устанавливается блок электромагнитных клапанов С4Н-4 – 06 производства СП "ТермоБрест" в составе: фильтр газовый ФН4-1 (Ду = 100) для очистки газа от механических частиц и повышения надежности и долговечности работы оборудования; клапана электромагнитного ВН4Н-05 (Ду = 100) клапана электромагнитного с электромеханическим регулятором расхода ВН4М-05 (Ду = 100) клапана газового электромагнитного ВФ34Н-4 (Ду = 20).
На продувочных газопроводах вместо сальниковых муфтовых кранов типа 11ч6бк (Ду =15 Ру = 10) устанавливаются электромагнитные клапана типа ВФ34Н-4 (Ду = 20) производства СП "ТермоБрест".
На линии подачи газа к запальным горелкам устанавливаются электромагнитные клапана типа ВН12Н-4 (Ду = 15) производства СП "ТермоБрест".
Технические характеристики устанавливаемого оборудования приведены в таблицах 4.1-4.5.
Технические характеристики горелки типа МДГГ
Номинальная тепловая мощность МВт
Предельное отклонение %
Коэффициент рабочего регулирования
Давление газа в коробе горелки мм вод.ст.
Номинальный расход газа нм3ч
Коэффициент избытка воздуха
Аэродинамическое сопротивление воздуха мм вод.ст.
Технические характеристики фильтра газового серии ФН
Давление рабочее МПа
рабочая площадь фильтрующего элемента м2
Технические характеристики клапана электромагнитного фланцевого ВН4Н-05
Диапазон давлений бар
Время открытиязакрытия сек
Частота включений 1час
Продолжение таблицы 4.3
Напряжение питания В
Номинальная мощность Вт
Температура окружающей среды ºС
Положение на трубопроводе
горизонтальное ± 15º
Технические характеристики клапана электромагнитного фланцевого с электромеханическим регулятором расхода ВН4М-05
Угол поворота регулятора
Время полного хода регулятора сек
Технические характеристики клапанов газовых электромагнитного типа ВФ34Н-4 и ВН34Н-4
Для возможности контроля за дымовыми газами и воздухом подаваемым на горелки на электродвигателях дымососа и вентилятора устанавливаются частотные привода. При этом необходимо заменить электродвигатели на приводе вентилятора и дымососа на 4А-160S-6-У3 N = 11 кВт.
Также предусматривается замена двух сетевых насосов. К установке принимаются два циркуляционных насоса типа NP 50250V-302 (Wilo Германия) которые будут работать в составе автоматизированной системы управления. Производительность насосов будет регулироваться с помощью частотного привода установленного на одном из насосов с возможностью ручного переключения на другой. Для повышения надежности работы системы теплоснабжения на напорных трубопроводах насосов устанавливаются краны шаровые с электроприводом (Naval Финляндия) для автоматического осуществления пуска насоса при неработающем частотном преобразователе. Остальные существующие насосы остаются в ручном управлении и в состав автоматизированной системы управления не входят.
На линии перепуска устанавливается клапан седельный регулирующий типа КС-80100 (СП "Термо-К").
Для регулирования уровня в баке подпиточной воды на трубопроводе холодной воды после ХВО устанавливается кран шаровой с электроприводом (Naval Финляндия).
Для коммерческого учета теплоты на магистральных трубопроводах сетевой воды от котельной предусмотрена установка приборов учета теплоты – ультрозвуковых теплосчетчиков SKU фирмы "Катрабел" (Беларусь). На трубопроводе подачи холодной воды в котельную устанавливается расходомер РСМ5 фирмы "Арвас" (Беларусь).
Теплоснабжения потребителей от котельной осуществляется по двум магистралям Ду 250 и Ду 80. К магистрали Ду 80 подключений только потребители системы отопления по безэлеваторной схеме с температурным графиком 9570. Для снижения давления в этой ветке и уменьшения температуры прямой сетевой воды до требуемой по температурному графику устанавливаются клапаны седельные регулирующие КС-5040 (СП "Термо-К").
ПОВЕРОЧНЫЙ ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ КОТЛОАГРЕГАТА ТВГ–4р
1. Краткое описание котлоагрегата ТВГ–4р
Теплофикационный водогрейный котёл ТВГ-4р предназначен для непосредственного нагрева сетевой воды прямоточный с радиационной и конвективной экранными поверхностями. Особенностью конструкции радиационной части является наличие кроме двух боковых трёх двухсветных экранов каждый из которых расположен между двумя горелками.
Котёл предназначен для работы на природном газе и оборудован согласно пункта 4. четырьмя микродиффузионные газовые горелки типа МДГГ-150.
Расход воды через котёл – 53 м3ч. Минимальное допустимое давление воды на выходе из котла – 0784 МПа (из условия невскипаемости). Максимальное давление воды на выходе из котла из условий прочности –1372 МПа.
Температура воды на входе в котёл – не менее 60 ºС. Давление газа перед горелками 0017 МПа.
2. Поверочный тепловой расчёт
Поверочный расчёт котельных агрегатов выпускаемых промышленностью производится при проектировании или реконструкции источника теплоснабжения.
Методика расчёта приведена из [7] в соответствии с действующими нормативными методами.
Расчёт объёмов воздуха и продуктов сгорания
Состав газа (Уренгойское месторождение):
Теплота сгорания: Qнр=3366 МДжм3.
Плотность газа: r=076 кгм3.
Теоретический объём воздуха при сжигании газа необходимого для полного сгорания (3.4[8]) (м3воздухам3газа):
Теоретический объём азота в продуктах сгорания (3.6[8]):
Теоретический объём трёхатомных газов (3.8[8]):
Теоретический объём водяных паров (3.10[8]):
Остальной расчёт производится для каждой поверхности нагрева отдельно. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.2.1.
Объем продуктов сгорания объёмные доли трёхатомных газов
Коэфф. Избытка возд. после пов.нагрева
Берём из табл.9-22[7]
Средний коэфф. Избытка возд. В газоходе
Избыточное кол-во возд.
Действительный объём водяных паров
*(аср-1)*Vо (3.13)[7]
Действительный суммарный объём газов
Объём 3-х атомн. газов
rRO2=VRO2Vг (3.15)[7]
rН2O=VН2OVг (3.16)[7]
rП=rН2O+rRO2 (3.17)[7]
2.1Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания
Энтальпия теоретического объёма воздуха для всего выбранного объёма температур (кДжм3) (3.19[4]):
где (сq)в – энтальпия 1 м3 принимается для каждой выбранной температуры по таблице 3.4[4] например для 100°С – 133 (кДжм3).
Энтальпия теоретического объёма продуктов сгорания (кДжм3) (3.20[4]):
где(сq)RO2(cq)N2(сq)Н2О – энтальпии 1 м3 трёхатомных газов теоретического объёма азота теоретического объёма водяных паров принимается для каждой выбранной температуры по таблице 3.4[4] например для 100°С (сq)RO2 = 170 (кДжм3) (сq)N2 =.130 (кДжм3)
(сq)H2O = 151 (кДжм3).
Энтальпия избыточного количества воздуха (кДжм3) (3.21[4]):
Для температуры 100°С и коэффициента избытка воздуха a=115 энтальпия избыточного количества воздуха составит:
Энтальпия продуктов сгорания при температуре 100°С и коэффициенте избытка воздуха a=115 (кДжм3) (3.21[4]):
Энтальпия продуктов сгорания составит:
Результаты расчетов энтальпии продуктов сгорания по каждому газоходу (в зависимости от коэффициента избытка воздуха a) котлоагрегата ТВГ–4р сведём в таблицу 5.2.1.2.
Энтальпия продуктов сгорания
Темпер. После пов-ти °С
Верх топочной камеры
На основании данной таблицы построим TS-диаграмму для продуктов сгорания (см. рисунок 5.2.1.1).
Рисунок 5.2.1.1 - TS-диаграмма для продуктов сгорания
2.2Расчёт коэффициента полезного действия и расхода топлива
Расчёт КПД расхода топлива и других показателей сведём в таблицу 5.2.2.1.
Расчёт КПД расхода топлива
Название физической величины
Формула или источник
Располагаемая теплота
низшая теплота сгорания
физическое тепло воздуха
физическое тепло топлива
Потери с уходящими газами
энтальпия уходящих газов
Потери тепла от химической неполноты сгорания
Продолжение таблицы 5.2.2.1
заграждающие устройства
через заграждающие устройства
Теплопроизводительность котла
расход воды через котёл
энтальпия горячей воды
Из результатов расчёта пункта 2.4 (приложение 3)
энтальпия холодной воды
Из результатов расчёта пункта 2.4 (приложение3)
Действительный расход топлива
Коэффициент сохранения теплоты
2.3Расчёт топочной камеры
Расчёт топочной камеры сводим в таблицу 5.2.3.1
Расчёт топочной камеры
Объем топочной камеры
Поверхность стен топочной камеры
Температура продуктов сгорания на выходе из топки
Полезное тепловыделение в топочной камере
Энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки
Адиабатная температура горения
Из таблицы 5.2.1.2 по значению равному энтальпии продуктов сгорания
Продолжение таблицы 5.2.3.1
Коэффициент тепловой эффективности
коэффициент учитывающий снижение тепловосприятия вследствие загрязнения
Средний коэффициент тепловой эффективности
площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева
Эффективная толщина излучающего слоя
Коэффициент ослабления лучей
коэффициент ослабления лучей трехатомными газами
объемная доля водяных паров
парциальное давление трехатомных газов
давление в топочной камере котлоагрегата
Для агрегатов работающих без наддува принимаем
объемная доля трехатомных газов
коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами
отношение содержания углерода и водорода в рабочей массе
Степень черноты факела
коэффициент характеризующий доля топочного объёма заполненного светящейся частью факела
степень черноты светящейся части факела
степень черноты несветящихся трёхатомных газов
Степень черноты топки
относительное положения максимума температуры пламени по высоте топки
расстояние от пода до оси горелки
расстояние от оси горелки до оси выходного окна топки
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания
Действительная температура продуктов сгорания на выходе из топки
2.4Расчёт первой конвективной поверхности
Результаты расчёта представлены в таблице 5.2.4.1
Расчёт конвективного пучка
Площадь поверхности нагрева пучка
Площадь живого сечения для прохода газов и воздуха в газоходах
Энтальпия продуктов сгорания при входе в газоход
Равна энтальпии продуктов сгорания на выходе из топки
Энтальпия продуктов сгорания на выходе из газохода
Определяется по предварительно заданным температурам (200 и 300) из таблицы 5.2.1.2
Продолжение таблицы 5.2.4.1
Тепло отданное продуктами сгорания
коэффициент сохранения тепла
Энтальпия холодного воздуха
Средняя температура продуктов сгорания
температура на входе в конвективный пучок
температура на выходе из конвективный пучок
Скорость дымовых газов
Коэффициент теплоотдачи конвекцией
поправка на число рядов труб по ходу газов
поправка на геометрическую компоновку пучка
поправка на температуру
коэффициент теплоотдачи
по номограмме.6.2[6]
Суммарная оптическая толщина газового потока
по номограмме 5.4.[4]
толщина излучающего слоя
Степень черноты продуктов сгорания
по номограмме.6.2[4]
Коэффициент теплоотдачи излучением
по номограмме 6.4.[4]
Температура загрязненной стенки
средняя температура окружающей среды
для водогрейных котлов принимается равной полусумме температур на входе в поверхность и на выходе из неё
при сжигании газа принимается равной
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке
коэффициент использования
Коэффициент теплопередачи
коэффициент тепловой эффективности
Количество теплоты воспринятое поверхностью нагрева
Уточненное значение температуры на выходе из КП
Определяется по рис. 5.2.4.1
Рисунок 5.2.4.1 - Температура уходящих газов из конвективного пучка
Гидравлический расчёт газопровода котельной
При движении горючего газа в газопроводе наблюдается снижение его давления вследствие потерь на трение и наличия местных сопротивлений обуславливающих местное перераспределение давления и как следствие его понижение. В газопроводе низкого давления это снижение невелико причем изменение давления не оказывает заметного влияния на плотность газа которую при расчетах полагаем постоянной. Расчетная схема приведена на рис. 6.1.
Рисунок 6.1 – Расчетная схема газопровода
На рисунке 6.1 видно что расход газа убывает в направлении от первого участка к последнему. Соответственно диаметр участка должен или уменьшаться (при сохранении задаваемой скорости газа порядка 15 ) или оставаться неизменным. Во втором случае будет снижаться скорость движения газа по направлению к последнему расчётному участку.
Расчёт участков газопровода (межцеховой газопровод) после ГРП сводится к подбору их диаметров чтобы при этом наиболее полно выполнялись следующие условия:
Значения участков после РД не должно превышать ;
Общий перепад давления должен равномерно распределяться между отдельными участками межцехового газопровода;
Диаметры смежных участков нужно уменьшать в направлении от РД (без значительных скачков).
Произведём расчёт газопровода с учётом выбранной запорно-регулирующей арматуры (см. 4).
Расход газа за РД составляет 1080 и давление перед последней горелкой составляет 0025 МПа.
Расход на участках составляет :
Задаваясь скоростью газа w = 15 мс. находим диаметры газопроводов по формуле:
По технологическим соображениям принимаем м.
Найдём скорость газа на участке 4 по формуле (7.6):
Принимаем стандартные диаметры трубопроводов
Суммарную потерю давления на i участке можно найти как сумму потерь на трение и местных потерь т.е.
С другой стороны (согласно [6666])
– приведенная длинна участка м; (6.10)
– сумма коэффициентов местных потерь;
– перепад давлений на 1 м длинны рассчитываемого участка газопровода для определённого вида газа и характера движения зависит от расхода V и диаметра участка Пам.
С помощью таблицы 6.2 [9] значений по расходу и диаметру для каждого участка определяем значение h и lэ
Определим коэффициенты местных потерь для каждого участка используя таблицу 1.8 [10].
Местные потери участка 1 представлены:
четырьмя поворотами на 90 град.()
одним ответвлением(x=12)
одним конфузором (x=05).
пять поворотов на 90 град ()
задвижка клиновая ()
измерительная диафрагма ()
блок электромагнитных клапанов ().
одно ответвление ().
два поворота на 90 град ()
однин конфузор (x=05).
Рассчитаем суммарную потерю давления на участках
Суммарные потери составят:
Потери давления по длине рассчитываемого газопровода не превышают .
Разработка АСУ котельной
В результате внедрения автоматизированной системы управления тепловыми сетями должны решаться следующие цели:
непрерывный контроль функционирования основного оборудования котельной и тепловых сетей (подсистема управления котлоагрегатом являться элементом системы управления и мониторинга котельной и всей системы теплоснабжения в целом);
дистанционное управление элементами сети с целью локализации аварийных ситуаций или в других обоснованных случаях;
дистанционное централизованное изменение режимов функционирования всех элементов тепловых сетей;
децентрализованное прямое цифровое управление основными элементами котельной с целью оптимального производства транспортировки и распределения тепловой энергии а также организации объективного первичного технического и коммерческого учета энергии и теплоносителя.
Учитывая масштабы и топологию объекта управления (тепловые сети) а также сложившуюся организационную структуру предприятия система управления создается по двухзвенной схеме: теплоисточник – ЦТП (ИТП). Разрабатываемая система компонуется на базе промышленных компьютеров которые соответствуют международному стандарту качества ISO 9001 Использование этих средств позволяет реализовывать управляющие алгоритмы любой степени сложности решать задачи прогнозирования и прямого цифрового управления энергонасыщенными объектами (регуляторы технологические блокировки программно-логическое управление сигнализация протоколирование всех событий на объекте и пр).
Подсистемы управления рассчитаны на автоматическую работу по уставкам полученным от верхнего уровня управления. Операторский персонал центральной диспетчерской имеет возможность в произвольный момент времени изменить уставки или взять на себя управление отдельными контурами в режиме дистанционного управления.
Система управления котлоагрегатом должна выполнять следующие функции.
Автоматическое регулирование процесса горения обеспечивает подачу топлива в топку в зависимости от нагрузки котла поддержание оптимального соотношения топливо-воздух и устойчивого разрежения в топке.
Температура воды за котлом (или до него) в заданных пределах поддерживается регулятором изменяющим подачу топлива в топку. В качестве датчика температуры воды используется термометр сопротивления устанавливаемый на трубопроводе при выходе воды из котла (на входе воды в котел).
Регулирование подачи воздуха обеспечивает оптимальное соотношение между подаваемыми в топку топливом и воздухом (оптимальный избыток воздуха) чем достигается максимальная экономичность сжигания топлива на всех режимах работы котла. Регулятор “топливо-воздух” получает импульс по расходу газа к котлу который непосредственно измеряется расходомером и импульс по перепаду давления воздуха который пропорционален расходу воздуха. Регулятор воздействует на направляющий аппарат дутьевого вентилятора.
Регулирование расхода воды через котел производится регулятором управляющим регулирующим клапаном за насосом рециркуляции установленным на линии прямая – обратная вода.
Необходимая температура воды на входе в тепловую сеть поддерживается регулятором изменяющим расход холодной воды с помощью перепускного регулирующего клапана установленного на перемычке. Входным сигналом регулятора служит сигнал от термометра сопротивления установленного на трубопроводе прямой воды.
Регулирование тяги обеспечивает автоматическое поддержание устойчивого разрежения в топке котла в пределах от –20 до –30 Па. Регулятор разрежения получает импульс по разрежению в верхней части топочной камеры от дифференциального тягомера. Усилитель регулятора осуществляет управление исполнительным механизмом тяги воздействующим на направляющий аппарат дымососа.
Давление газа перед горелкой регулируется регулятором. Перед регулирующим органом основной горелки (поворотной заслонкой) и запальником установлены два быстродействующих клапана-отсекателя между которыми на свече безопасности имеются электромагнитные продувочные клапаны. Открытие клапанов-отсекателей перед основной горелкой производится автоматически за 45 с а закрытие – практически мгновенно.
Контроль за наличием факелов запальника и основной горелки осуществляется запально-защитным устройством (ионизационным датчиком для факела запальника и фотодатчиком для основного факела).
При аварийных отклонениях параметров в процессе работы котла обеспечивается автоматическая защита его в случаях:
-отсутствия факела запальника (в пусковой период);
-погасания факела основной горелки;
-падения давления первичного и вторичного воздуха перед горелкой;
-повышения давления газа перед регулирующим органом и понижения давления газа перед регулирующим органом и понижения давления его перед отсечным клапаном основной горелки;
-уменьшения и увеличения давления в топке котла;
-снижения расхода воды через котел и ее давления за котлом;
-повышения давления и температуры воды за котлом;
-падения напряжения в цепях защиты и сигнализации;
-открытия форсунки и повышения тока ее электропривода (при работе на жидком топливе).
Оставаясь неизменной с точки зрения принципа действия основных регуляторов система автоматического регулирования в целом представляет собой комплекс новейших достижений и разработок в области автоматизации.
САУ котла реализована с применением микропроцессорной техники что выделяет ряд неоспоримых преимуществ по сравнению с системами управления традиционного исполнения. Применение ЭВМ позволяет вести полный мониторинг режима работы оборудования. Вся необходимая информация о состоянии объекта значения рабочих параметров выводится на экран компьютера. Обслуживающий персонал в любой момент времени может обратиться к базе данных находящихся в памяти ЭВМ и проследить насколько эффективно использовалось оборудование в любой момент времени. На основании этих данных можно назначить мероприятия направленные на повышение эффективности использования оборудования. Такого рода информация может быть также полезной при расследовании аварийных случаев.
САУ котла являясь целостной структурой может рассматриваться как один из модулей глобальной системы управления объектом регулирования. Цифровая связь посредством которой осуществляется взаимодействие между отдельными модулями системы способна передавать значительные объемы информации за доли секунд что делает систему управления малоинерционной быстро адаптируемой к изменению внешних параметров.
Функциональная схема подсистемы управления котлоагрегатом представлена в графической части.
Для обеспечения автоматического режима функционирования котла на газовой линии принимаются следующие исполнительные механизмы и датчики:
- клапан электромагнитный ВН4Н-05 (Ду = 100) – отсечной клапан;
- клапан электромагнитный с электромеханическим регулятором расхода ВН4М-05 (Ду = 100) – регулирующий клапан;
- клапан трубопровода безопасности ВФ34Н-4 (Ду = 20) расположенного между клапанами ВН4Н-05 и ВН4М-05;
- клапаны продувочных газопроводов 1 2 3 4 горелок ВФ34Н-4 (Ду = 20);
- клапаны на линии подачи газа к 1 2 3 4 горелкам ВН12Н-4 (Ду = 15);
- краны шаровые (входят в состав горелки) с электроприводами перед 1 2 3 4 горелками;
- датчик давления газа установленный на основном газопроводе к котлу перед блоком газовым;
- датчик температуры газа;
- датчик расхода газа;
- датчик давления газа установленный между клапанами ВН4Н-05 и ВН4М-05;
- датчики давления газа на 1 2 3 4 горелках;
На всех этапах функционирования котла операции включениявыключения исполнительных механизмов контролируются по датчикам положения с учетом временных характеристик (время включениявыключения). При обнаружении факта неисполнения команды (открытьзакрыть) в установленное время котел выключается автоматически в Протоколе Событий регистрируется аварийное сообщение с указанием несправного исполнительного механизма включается аварийная сигнализация агрегаты устанавливаются в исходное положение выполняется вентиляция топки котла.
При выключенном котле исполнительные механизмы газовой линии находятся в исходном положении:
- входная газовая задвижка (с ручным приводом) – закрыта;
- клапан электромагнитный ВН4Н-05 (Ду = 100) - закрыт;
- клапан электромагнитный с электромеханическим регулятором расхода ВН4М-05 (Ду = 100);- закрыт;
- клапаны продувочных газопроводов и газопровода безопасности ВФ34Н-4 (Ду = 20) – открыты;
- клапаны ВН12Н-4 (Ду = 15) установленные на газопроводах подачи газа к запальным горелкам 1 2 3 4 горелки - закрыты;
- краны шаровые установленные на газопроводах подачи газа к основным горелкам - закрыты;
При включении котла система управления проверяет исправность всех измерительных каналов (датчиков и линий связи с ними). При положительном завершении проверки система управления приступает к проверке герметичности газовой линии иначе процесс включения котла прекращается и включается аварийная сигнализация с указанием причины аварии.
Проверка герметичности газовой линии выполняется в два этапа:
проверка вытекания газа из линии;
проверка натекания газа в линию.
Проверка вытекания газа из линии:
- закрываются клапана продувочного трубопровода и трубопровода безопасности;
- открывается входная газовая задвижка;
- открывается регулирующий клапан;
- кратковременно открывается отсечной клапан для наполнения линии газом;
- включается таймер контроля времени;
- если по истечении заданного временного интервала давление газа по датчику давления после регулирующего клапана находится в допустимых пределах – проверка прошла успешно и система управления приступает к выполнению следующего этапа проверки герметичности иначе процесс управления прекращается с установкой исполнительных механизмов в исходное положение.
Проверка натекания газа в линию:
- открываются клапана в трубопроводах продувки и безопасности давление в газовой линии выравнивается с атмосферным;
- закрываются клапана в трубопроводах продувки и безопасности;
- если по истечении установленного интервала времени давление газа в линии не превышает заданной уставки – проверка прошла успешно и система управления приступает к выполнению операции вентиляции иначе процесс включения котла прекращается с установкой исполнительных механизмов в исходное положение.
После выполнения операции проверки герметичности газовой линии выполняется операция вентиляции топки котла. После выполнения операции вентиляции выполняется операция установки требуемого давления воздуха на горелках и разрежение в топке котла (на уставках розжига).
После выполнения вентиляции топки выполняется операция продувки газовой линии:
- входная газовая задвижка открыта;
- отсечной клапан открыт;
- регулирующий клапан открыт;
- клапана продувочных газопроводов 1 2 3 4 горелок и газопровода безопасности открыты;
- шаровые краны на газовых горелках закрыты;
- по истечении времени продувки закрываются клапана:
- продувочные и на газопроводе безопасности.
После выполнения операции продувки газовой линии начинается операция включения запальников при закрытых клапанах продувочных газопроводов и клапана на газопроводе безопасности.
Открываются клапана установленные перед запальными горелками;
включаются запальные устройства 1 2 3 4 горелок;
если в течении заданного интервала времени не появятся сигналы о наличии пламени на всех запальниках – процесс включения котла прекращается с установкой исполнительных механизмов в исходное положение;
Операция розжига горелок осуществляется после установки требуемого давления воздуха на горелках и разрежения в топке котла (на уставках розжига):
открываются шаровые краны на 1 2 3 4 горелках;
открывается отсечной клапан;
с помощью регулирующего клапана устанавливается давление газа необходимое для розжига горелок;
включается таймер контроля времени;
если по истечении установленного интервала времени не появятся сигналы о наличии пламени на всех горелках – процесс включения котла прекращается с выполнением операции вентиляции топки котла и установкой исполнительных механизмов в исходное положение.
при включении горелок клапана на запальной линии закрываются;
в течении установленного интервала времени происходит процесс стабилизации малого пламени на уставках розжига (давление газа воздуха и разрежение).
После завершения процесса стабилизации малого пламени и установки рабочего давления воздуха и разрежения в топке котла выполняется операция разогрева котла с медленным пошаговым увеличением давления газа и воздуха на горелках.
При выключении котла все исполнительные механизмы газовой линии устанавливаются в исходное положение и включается операция вентиляции топки котла.
С момента завершения операции розжига горелок включается программная Система Безопасности котла.
Основные функции Системы Безопасности котла:
отключение подачи топлива в соответствии с требованиями п.15.6 СНиП 2-35-76 при:
- повышении давления газа перед горелкой;
- понижении давления газа перед горелкой;
- повышении давления воздуха перед горелкой;
- понижении давления воздуха перед горелкой;
- повышении разрежения в топке котла;
- понижении давления в топке котла;
- аварийном отключении дымососа;
- погасании факела горелки;
- повышении температуры воды за котлом;
- повышении давления воды на выходе из котла;
- понижении давления воды на выходе из котла;
- уменьшении расхода воды через котел;
- прекращении подачи электроэнергии;
- неисправности цепей противоаварийной защиты;
- непрерывный контроль исправности датчиков и линий связи с ними;
- непрерывная генерация тестовых сигналов для двух независимых внешних схем контроля функционирования программной Системы Безопасности;
Контроль за состоянием наиболее ответственных параметров котла программная Система Безопасности осуществляет по показаниям дублированных (разрежение в топке температура воды за котлом) и троированных Приборов (давление газа на горелках давление воздуха на горелках). Все датчики в системе управления используются только аналоговые допускающие непрерывный контроль их исправности. Дискретные датчики не используются – их исправностьнеисправность может быть установлена в момент их срабатывания или несрабатывания.
Для эффективной и надежной работы основного теплоэнергетического оборудования (котлоагрегатов деаэраторов подогревателей) необходимо быть уверенным в надежности вспомогательного оборудования. Так при выходе из строя насосов сетевой группы котельная с водогрейными котлами немедленно должна быть остановлена т. к. в данном случае сетевые насосы являются и циркуляционными. При возникновении неисправности дымососа или вентилятора котел также не может оставаться в работе. Большинство электроприемников относятся к 1-й группе по степени надежности электроснабжения. Поэтому обеспечению надежности питания электропотребителей уделяется особое внимание.
Для привода вспомогательного оборудования котельной (насосов вентиляторов дымососов) применяются асинхронные электродвигатели серии 4А. Техническая характеристика двигателей приведена в таблице 8.1. Чтобы обеспечить надежную работу указанного электрооборудования необходимо грамотно и рационально выбрать пускозащитную аппаратуру и питающие провода и кабели.
Характеристика электротехнического оборудования.
Привод сетевых насосов
Привод рециркуляционных насосов
Привод подпиточных насосов
Продолжение таблицы 8.1
Определим номинальные токи двигателей с.46[11]:
где Рн – номинальная мощность двигателя кВт;
Uном – номинальное между фазное напряжение В;
hн – КПД при номинальном нагрузке;
cosjн – номинальный коэффициент мощности.
Для двигателей №1 тип АИР 160S4:
Для двигателей №2 тип 4A250М2УЗ:
Для двигателей №3 тип 4A225М2УЗ:
Для двигателей №4 тип АИР 112М4:
Для двигателей №5 тип 4A112M4У3:
Для двигателей №6 7 тип 4А160S6У3:
Выбираем магнитные пускатели трехфазного тока серии ПМЛ (по табл. 6.18 [12]) предназначены для дистанционного управления асинхронными короткозамкнутыми электродвигателями при номинальном напряжении 380 В:
где Iн.п – номинальный ток пускателя А;
АИР 160S4: ПМЛ-410004 Iном. = 63 А;
A250М2УЗ: ПМЛ-710004 Iном. = 200 А;
A225М2УЗ: ПМЛ-610004 Iном. = 125 А;
АИР 112М4: ПМЛ-210004 Iном. = 25 А;
A112M4У3: ПМЛ-210004 Iном. = 25 А;
А160S6У3: ПМЛ-210004 Iном. = 25 А.
Выбор защитных аппаратов.
В качестве защиты электроприемников от коротких замыканий используются плавкие предохранители. С наполнителем типа НПН2 и ПН2. Номинальный ток плавкой вставки Iп.в. предохранителя определяется по величине длительного расчетного тока. Для одного электродвигателя в качестве Iр принимается его номинальный ток Iном.
По условию перегрузок пусковыми токами
где a – коэффициент кратковременной тепловой перегрузки при легких условиях пуска принимается равным 25;
Iпуск. –пусковой ток двигателя:
Iпуск. = Iном.·Kпуск. А (8.5)
где Kпуск. – пусковой коэффициент (табл. 8.1).
Для двигателей №1тип АИР 160S4:
Тогда для двигателя:
АИР160S4 : по табл. 6.4 [12] выбираем предохранитель ПН2–250160с Iп.в =160А Iном.пред. =250 А;
A250М2УЗ: выбираем предохранитель
ПН2–630500с Iп.в = 500А Iном.пред. = 630 А;
A225М2УЗ: выбираем предохранитель
ПН2–400315с Iп.в = 315А Iном.пред. = 400 А;
АИР 112М4: выбираем предохранитель
НПН2–6332с Iп.в = 32А Iном.пред. = 63 А;
A112M4У3: выбираем предохранитель
НПН2–6340с Iп.в = 40А Iном.пред. = 63 А;
А160S6У3: выбираем предохранитель
НПН2–6363с Iп.в= 63А Iном.пред. = 63А.
По условию селективности номинальные токи плавких вставок двух последовательно расположенных предохранителей по направлению потока энергии различаются не менее чем на две ступени. Из табл. 6.4 [12] выбираем верхний предохранитель (рис 8.1):
Рисунок 8.1 – Принципиальная схема питания двигателя
АИР160S4 ПН2–250250;
АИР 112М4 НПН2–6363;
А160S6У3 ПН2–100100.
Выбор сечения жил проводов кабелей
Сечение жил проводов напряжением до 1 кВ по нагреву определяется по таблицам в зависимости от расчетных значений длительно допустимых токовых нагрузок Iдоп. из соотношения:
где Ip – расчетный ток проводника;
Kп – поправочный коэффициент на условие прокладки проводов (при нормальных условиях прокладки Kп = 1).
Для цеховых электрических сетей применяются провода с алюминиевыми жилами. Сечение нулевого провода следует принимать равным или большим половины фазного сечения. Выборные проводники должны соответствовать их защитным аппаратам что проверяется по условию
где Kз – кратность длительно допустимого тока провода по отношению к минимальному току или току срабатывания защитного аппарата (Kз = 033);
Iз – номинальный ток или ток срабатывания защитного аппарата.
Выбираем провод (табл.7.1[13]) с алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией проложенный в одной трубе:
Для двигателя АИР160S4:
Выбираем провод АПВ 3(116) + 1(110) сечение 16 мм2 допустимая нагрузка 60 А [13].
Iдол = 165 А; выбираем АПВ 3(195) + 1(170); Iдл.доп. =200 А;
Iдол = 1039 А; выбираем АПВ 3(1 Iдл.доп. =130 А;
Iдол = 106 А; выбираем АПВ 3(1 Iдл.доп. =18 А;
Iдол = 132 А; выбираем АПВ 3(1 Iдл.доп. =18 А;
Iдол = 208 А; выбираем АПВ 3(1 Iдл.доп. =60 А.
Для двигателей № 2 3 (на плане 12 11) принимаем питание кабельной линией от трансформаторной подстанции.
Выбираем силовые шкафы для двигателей 1 5 и 6-ой группы ШР II – 73517 номинальный ток вводного рубильника Р18-373400 А число трехполюсных групп предохранителей на отходящих линиях и их номинальные токи – 6x100+2х250. Для 2-ой группы двигателей ШР II – 73704 номинальный ток вводного рубильника Р18-373250 А число трехполюсных групп предохранителей на отходящих линиях и их номинальные токи – 3x63.
Для полного расчета этой схемы необходимо выбрать автомат защищающий каждую группу. Для этого находим Ip :
Выполним расчет электрических нагрузок по методу расчетных коэффициентов. На примере группы вентиляторов.
Групповой коэффициент использования:
Приведенное число электроприемников:
Расчетная активная нагрузка группы:
где Кр - коэффициент расчетной нагрузки.
Определим в зависимости от коэффициента использования Kигр = 078 и приведенного числа электроприемников коэффициент расчетной нагрузки Кр = 115.
Расчетная реактивная мощность:
где tg j - коэффициент мощности зависящий от режима работы электроприемников:
Полная мощность группы:
Расчетный ток группы:
Выбираем кабель АВВГ 370 + 150 допустимая нагрузка 210 А [11].
Iпик. = Ip+(Kпуск+Kи)·Iном.max. А (8.14)
Iпик. =551+(65-078)·1651=9995 А.
По данным расчета выбираем автомат ВА 55-41-10001000 кратность тока отсечки к Iн.р 10.
Аналогично выбираем автомат для второй группы электроприемников.
Выбираем кабель АВВГ 36 + 125 допустимая нагрузка 23 А [11].
Iпик. =102+(70-065)·136=966 А.
По данным расчета выбираем автомат ВА 51-33-160966 кратность тока отсечки к Iн.р 10.
Для третьего двигателя (на плане 11).
Коэффициент использования:
Расчетная активная нагрузка:
Выбираем кабель АВВГ (325+116) допустимая нагрузка 80 А [11].
Iпик. =907+(75-085)·76=5961 А.
По данным расчета выбираем автомат ВА 52-39-630596 кратность тока отсечки к Iн.р 10.
Для второго двигателя (на плане 12).
Выбираем кабель АВВГ (325+116) допустимая нагрузка 125 А [11].
Iпик. =1651+(75-065)·125=903 А.
По данным расчета выбираем автомат ВА 53-41–1000903 кратность тока отсечки к Iн.р 10.
Полная схема питания изображена на листе №7 графической части.
Технико-экономические показатели
1.Расчет себестоимости отпускаемой теплоты.
Заявленные нагрузки на котельной составляют:
-на отопление и вентиляцию Qот=75 МВт;
-на горячее водоснабжение Qсрг.в.= 225 МВт.
Установленная мощность на котельной
Годовой отпуск теплоты на отопление рассчитывается по формуле
где - средний расход теплоты за отопительный период на нужды отопления кВт;
n0 – продолжительность отопительного периода сут;
Средний расход теплоты за отопительный период на нужды отопления определяется по формуле (9.17 [4]):
где - средняя температура наружного воздуха за отопительный период 0С;
- расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления 0С;
- расчетная температура воздуха внутри зданий 0С;
- среднюю температуру наружного воздуха за отопительный период принимаем по таблице (табл. 9.1 [17]) =130С;
- расчетную температуру наружного воздуха для проектирования отопления принимаем =-220С;
- расчетную температуру воздуха внутри зданий принимаем +180С.
n0- продолжительность отопительного периода для города 200 сут;
Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение рассчитывается по формуле:
где - средний расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение кВт;
- средний расход теплоты на горячее водоснабжение в летний период кВт;
0 – число суток в году работы системы горячего водоснабжения;
n0 – продолжительность отопительного периода сут.
Средний расход теплоты на горячее водоснабжение в летний период рассчитывается по формуле
где - средний расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий кВт;
– коэффициент учитывающий снижение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному.
txл принимаем txл=15 0С
Годовой отпуск теплоты от котельной:
Годовая выработка теплоты котельной рассчитывается по формуле:
где т.п – коэффициент теплового потока %;
т.п – принимается при работе на газе т.п =95%
Число часов использования установленной мощности котельной в году (чгод) рассчитывается по формуле :
где Qуст – установленная мощность котельной;
- годовая выработка теплоты котельной ГДжгод
Удельный расход условного топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты; определяется по формуле (13.11 [14]):
где бр – КПД (брутто) котельного агрегата %;
- низшая теплота сгорания рабочей массы топлива МДжкг;
т.п. –коэффициент теплового потока %;
принимаем при работе на газе т.п. =97%;
Годовой расход топлива котельной :
условного: т (9.1.10)
натурального: т (9.1.11)
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной:
где Nуст – установленная мощность токоприемников кВт;
Кэл – коэффициент использования установленной электрической мощности;
Установленная мощность токоприемников (по 13.6[14]) :
где - удельный расход электрической мощности на собственные нужды котельной кВтМВт;
Qуст – установленная мощность котельной МВт:
Кэл = 055 для котельных Qуст≤10 МВт
Годовой расход воды котельной рассчитывается по формуле (13.17 [14]):
при закрытой системе теплоснабжения:
где - расход сырой воды поступающей на химводоочистку для приготовления питательной воды при максимально зимнем и летнем режиме тч;
n0 – продолжительность отопительного периода сут; n0=200 сут;
Удельный расход сырой воды на один ГДж отпущенной теплоты рассчитывается по формуле (13.19 [14]):
где - годовой расход воды тгод;
Qотп – годовой отпуск теплоты от котельной ГДжгод
Расчет себестоимости отпускаемой от котельной теплоты рассчитывается в следующей последовательности:
)годовые затраты на топливо:
где - годовой расход натурального топлива расходуемого котельной т.год;
- оптовая цена натурального топлива по прейскуранту руб т.
Цтр – стоимость транспорта натурального топлива рубт (для природного газа расходы по транспорту вплоть до котельной учтены в оптовых ценах).
)Годовые расходы на электроэнергию :
где - годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной кВтчгод;
Цэ – цены (тариф) одного кВтч руб
) Годовые расходы на использованную воду :
где - годовой расход сырой воды в котельной тгод;
Цв – цена за 1 т сырой воды рубм3;
) Годовые расходы на амортизационные отчисления :
где =12%- средняя норма амортизации ;
К– стоимость основных производственных фондов:
) Годовые затраты на текущий ремонт:
) Годовые затраты на заработную плату эксплуатационных издержек персонала определяются по формуле:
где Зср.год – среднегодовая заработная плата с начислениями в фонд страхования ;
Зср.год – принимается равной ;
- ориентировочный коэффициент челМВт;
) прочие суммарные расходы рассчитываются по формуле:
)Годовые расходы эксплуатационные по котельной :
)Себестоимость отпущенной теплоты:
где Sкот – годовые эксплуатационные расходы по котельной рубгод;
- годовой отпуск теплоты от котельной ГДж;
В том числе топливная составляющая:
)Рентабельность капиталовложений:
где капвложения в котельную;
где капвложения в здания и строительно-монтажные работы;
где Цq – средний тариф на теплоэнергию по энергосистеме Цq=8835:
) Приведенные затраты на 1ГДж отпущенной теплоты
где Ен – нормативный коэффициент эффективности принимается равным 015.
Определим срок окупаемости данных теплотехнологических установок:
где tсл - срок службы объекта принимаем tсл = 20 лет;
r - процентная ставка на капитал.
2.Организация ремонта
Эксплуатация и ремонт котлов котельно-вспомогательного оборудования должны отвечать «Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов трубопроводов пара и горячей воды» утвержденным Госгортехнадзором.
Основной целью организации ремонтного хозяйства является своевременное и качественное проведение ремонта оборудования.
Организация ремонтных работ предусматривает [15]:
-доведение до всех бригад календарного графика ремонта каждой включенной в месячный график единицы оборудования и участка сети;
-ознакомление с предшествующим ремонту состоянием оборудования по карте ремонта по картам осмотра по дефектным ведомостям;
-согласование конкретной даты и времени остановки в ремонт каждой подлежащей ремонту единицы оборудования или участка сети. При этом комплектующее электрооборудование ремонтируется одновременно с технологическим оборудованием и сроки отдельных этапов ремонта согласовываются с мастером ремонтного участка производящего ремонт технологического оборудования. Все сети питающие энергетическое оборудование ремонтируются одновременно с ремонтом участка сети к которому они относятся;
-комплектование резервного оборудования для производства обменного ремонта. В достаточно развитом и хорошо поставленном энергетическом хозяйстве капитального ремонта оборудования не должен вызвать отдельных проектов связанных с ним технологических агрегатов и установок. Это достигается принятием системы обменного ремонта т.е. путем замены выводимой в ремонт машины другой той же или взаимозаменяемой модели и мощности из состава складского резерва. Такая замена по календарному графику планово-предупредительных ремонтов (ППР) готовится заблаговременно проверяется доставляется на рабочее место в подготовительном для агрегатирования с рабочим механизмом виде т.е. укомплектованная салазками переходными рамами полумуфтами шкивами и т.д. осуществляется в нерабочее время. Для материального стимулирования ремонтной бригады за подготовку и осуществление беспростойного ремонта ей планируется в этом случае до 10% нормы простойного времени на капитальный ремонт приведенной для каждого вида оборудования и сетей. Плановый ремонт снятого при обменном ремонте оборудования производится в счет того же плана ремонта после чего она передается на склад резервного оборудования. В картах ремонта той и другой единицы оборудования делается отметка о произведенном передвижении;
-разработку последовательности этапов и графика последовательно-узлового ремонта;
-комплектование узлов для узловой или последовательно-узлового ремонта;
-разработку сетевого графика капитального ремонта оборудования с особо большой трудоемкостью ремонта и для оборудования лимитирующего производства;
-проверку соответствия состава ремонтных бригад (количественного по профессии) заданным объемом и характеру предстоящих ремонтных работ;
-разработку и согласование календарного плана привлечения недостающих в составе бригады специалистов-ремонтников;
-согласование обеспечения ремонтных работ необходимыми подъемно-транспортными средствами.
Помимо сказанного к организационной подготовке относится также диспетчеризация проводимых работ и контроль за ходом их выполнения.
Продолжительность ремонтного цикла для котлов определяется в зависимости от сезонности работы котлоагрегата и от вида топлива а котельновспомогательное оборудование – в зависимости от его функций в системе котлоагрегата.
СЕТЕВЫЕ МЕТОДЫ ПЛАНИРОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ.
Одним из современных методов планирования и управления основанных на использовании математических моделей и электронных вычислительных машин являются системы сетевого планирования и управления [16].
Каждая работа имеет одно начальное и одно конечное событие вследствие чего она определяется в сетевом графике однозначно про помощи кода образуемого из номеров событий. Код работы состоит из номера начального события работы и ее конечного события. Принято обозначать рассматриваемое событие через i последующие – через j k а предшествующие – h.
В соответствии с этим работы обозначаются h - j- k а их продолжительности – t(h- t( t(j-k).
Ранний срок совершения события определяется самым продолжительным из них т.е.
Ранний срок совершения события:
ti-j – продолжительность работы (i-j)
Поскольку каждое событие является моментом окончания всех предшествующих работ и открывает возможность начать последующие работы то очевидно что ранний срок свершения данного события является одновременно и наиболее ранним возможным сроком начала (так называемым ранним началом) всех работ выходящих из этого события т.е. .
Следовательно наиболее ранний срок окончания любой работы:
Аналогично поздний срок свершения события является наиболее поздним допустимым фоном окончания (так называемым поздним окончанием) всех работ входящих в него т.е.
и для данной работы (i-j)
Наиболее позднее начало любой работы:
Таким образом на сетевом графике при четырехскоростном методе расчета всегда указаны раннее начало и позднее окончание всех работ.
Величина полного резерва определяется так:
На рис. 9.2.1 приведен исходный условный сетевой график капитального ремонта котла построенный по данным карточки-определителя работ (табл. 9.2.1). На графике численных рабочих занятых на данной работе указана числом в кружке над стрелкой а трудоемкость работы определяется умножением ее продолжительности (она указана над кружком) на количество рабочих.
По сетевому графику строится линейный график (рис. 9.2.2). Они позволяют анализировать сетевую модель с точки зрения равномерности использования рабочей силы и ее соответствия имеющейся численности работающих.
Карточка-определитель работ
Продолжительность работы (смены)
Кол-во занятых работников
Предварительная расшлаковка и промывка котлов
Отглушка котлов по газу
Опрессовка котлов по воде и воздуху
Отглушка котлов по воде и дренаж
Промывка хвостовых поверхностей нагрева
Ремонт запорной и регулирующей арматуры
Ремонт горелок и газоаппаратуры
Проверка и очистка воздушных коробов
Ремонт дутьевых вентиляторов дымосов и других вспомогательных механизмов
Ремонт обмуровки котлов
Гидравлические испытания котлов
Устранение дефектов и подготовка котла к растопке
Рисунок 9.2.2 – Исходный сетевой график капитального ремонта
1.Производственная санитария и техника безопасности
Районная котельная г. Волковыска расположена в непосредственной близости от тепловых потребителей.
Рельеф площадки котельной ровный в отдельных её местах разница в отметках не превышает 2-х метров.
Территория котельной имеет надёжный грунт допускающий давление на него от строительных сооружений не более 025 МПа. Уровень грунтовых вод ниже уровня залегания фундаментов зданий оборудования и низа подвалов. Грунтовые воды по своему составу не агрессивны и не вызывают коррозии подземных частей зданий и сооружений.
Котельная расположена вдали от жилых зданий что снижает вредное воздействие её на жителей района. Сжигание природного газа в процессе получения тепла более эффективно и экологически безопасно по сравнению со сжиганием угля или мазута.
Стационарные котлы установлены в здании помещение которого удовлетворяет СНиП II – 35 – 76 «Котельные установки» СНиП II – 58 – 75 «Электростанции тепловые» и «Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов».
На котельной г. Волковыска установлены 2 водогрейных котла ТВГ–4р.
Кроме того в котельной размещены бытовые и служебные помещения а также мастерские предназначенные для ремонта котельного оборудования.
Уровень пола нижнего этажа котельного помещения спроектирован на уровне планировочной отметки земли прилегающей к зданию котельной.
Подъездная автодорога связывающая площадку котельной с внешней сетью автодорог спроектирована с усовершенствованным капитальным покрытием.
Площадь участков предназначенных для озеленения составляет не менее 10% площадки котельной на участках без твердого покрытия предусмотрен посев травы.
Для древесно-кустарниковых насаждений на площадке и в санитарно-защитной зоне применены местные виды растений с учетом их санитарно-защитных и декоративных свойств и устойчивости к вредным выбросам.
Ограждение площадки котельной выполнено из железобетонных плит высотой 2м.
Котельная спроектирована таким образом чтобы обеспечить её естественным светом днём а в ночное время – электрическим освещением. При невозможности по техническим причинам обеспечить естественным светом некоторые места предусматриваем электрическое освещение. Освещенность соответствует СНБ 2.04.05 – 98 «Естественное и искусственное освещение». Согласно VIII разряду зрительной работы при постоянном общем наблюдении за ходом производственного процесса освещенность при общем искусственном освещении составляет 200 лк при периодическом – 75 лк.
Помимо рабочего освещения в котельном отделении предусмотрено аварийное электрическое освещение. Подлежат обязательному оборудованию аварийным освещением следующие места:
- фронт котлов а также проходы между котлами сзади котлов и над котлами;
- щиты и пульты управления;
- водоуказательные и измерительные приборы;
- вентиляторные площадки;
- дымососные площадки;
- помещения для баков и деаэраторов;
- оборудование водоподготовки;
- площадки и лестницы котлов;
- насосные помещения.
Вдоль границ территории охраняемой в ночное время предусматривается охранное освещение.
Рабочее и аварийное освещение электрическое оборудование и его заземление соответствуют требованиям “Правил устройства электроустановок”.
Установку котельного вспомогательного оборудования и щитов управления производим перед фронтом котлов так чтобы ширина свободных проходов вдоль фронта составляла не менее 15 м и установленное оборудование не мешало обслуживанию котлов [18].
Для бокового обслуживания котла (шуровка обдувка очистка газоходов коллекторов выемка труб обслуживание горелочных устройств реперов элементов топки) ширина бокового прохода предусмотрена 2 м.
Для удобного и безопасного обслуживания котлов установлены постоянные площадки и лестницы с перилами высотой не менее 09 м со сплошной обшивкой по низу не менее 100 мм. Переходные площадки и лестницы оборудованы перилами с обеих сторон.
Площадки и ступени лестниц выполнены из просечно-вытяжного листа из рифленой листовой стали и из листа с негладкой поверхностью полученной наплавкой.
Лестницы спроектированы шириной не менее 600 мм высотой между степенями не более 200 мм шириной ступеней не менее 80 мм. Лестницы большой высоты спроектированы с промежуточными площадками. Лестницам высотой более 15 м задан угол наклона к горизонтали не более 50°.
Трубопроводы тепловых сетей выполнены из стальных электросварных труб по ГОСТ 10704 – 91. Трубопроводы прокладываются подземно в непроходных каналах. Компенсация тепловых удлинений осуществляется за счет углов поворота трассы и П-образных компенсаторов. Трубопроводы тепловых сетей покрываются антикоррозионным метализационным покрытием по ГОСТ 7871 – 75* и изолируются пенополиуретаном цельновспененным.
Фундаменты помещения дымососов и бытовых помещений сборномонолитные. Сборные кольца фундаментов погружаются методом опускных колодцев с водоотливом. Под стены укладываются сборные железобетонные перемычки.
Стены надземной части бытовых помещений – многослойной кладки с утеплением из полистиролбетонных плит стены помещения дымососов – из обыкновенного керамического кирпича на цементно-песчаном растворе.
Перегородки – сетчатые консольные и кирпичные.
Перемычки – сборные железобетонные и металлические.
Лестница наружная – металлическая.
Кровля – плоская совмещенная рубероидная по утеплителю из газосиликатных плит.
Окна – деревянные двойные раздельного типа.
Полы – бетонные из линолеума керамической плитки.
Оборудование и трубопроводы с температурой стенки более 40оС изолированы арматура размещена в местах удобных для обслуживания. Состав бытовых помещений определен исходя из численности обслуживающего персонала в соответствии со СНиП 2.09.04 – 87.
Система отопления котельной запроектирована горизонтальной. В качестве нагревательных приборов приняты радиаторы МС–140–108. Температура теплоносителя для отопления – (150 – 70)оС. Система отопления кладовых примыкающих к котельной запроектирована совместно с системой отопления котельной.
Вентиляция помещения котельной – естественная через дефлекторы и отверстия в кирпичной кладке.
Вентиляция примыкающих кладовых – естественная.
Газооборудование котельной спроектировано в соответствии со строительными нормами и правилами по проектированию внутренних и наружных устройств газоснабжения и “Правилами безопасности в газовом хозяйстве”. Для поддержания необходимого давления газа перед котлами имеется газорегуляторный пункт (ГРП).
Выбор основного оборудования ГРП производился исходя из расчетного расхода газа при максимальной производительности установленных котлов. При выборе регулятора давления расход газа принимался с коэффициентом запаса 115 к расчетному расходу.
Конструкция каждого котла и его основных частей обеспечивают надёжность долговечность и безопасность эксплуатации на расчётных параметрах в течение расчетного ресурса безопасной работы котла принятого в технических условиях (техническом задании) а также возможность технического освидетельствования очистки промывки ремонта и эксплуатационного контроля металла.
Конструкция котла обеспечивает возможность равномерного прогрева его элементов при растопке и нормальном режиме работы а также возможность свободного теплового расширения отдельных элементов котла.
Для контроля за перемещением элементов котлов при тепловом расширении в соответствующих точках устанавливаем указатели перемещения (реперы). Места установки реперов указываются в проекте котла.
Участки элементов котлов и трубопроводов с повышенной температурой поверхности с которыми возможно непосредственное соприкосновение обслуживающего персонала покрываем тепловой изоляцией обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 45 °С при температуре окружающей среды не более 25 °С.
В конструкции котла предусматриваем возможность удаления воздуха из всех элементов находящихся под давлением в которых могут образоваться воздушные пробки при заполнении котла водой.
Для предотвращения местного охлаждения стенок элементов котла для устройства вводов питательной воды и присоединения труб рециркуляции предусмотрены защитные устройства.
При разработке устройства газоходов исключаем возможность образования взрывоопасного скопления газов а также обеспечиваем необходимые условия для очистки газоходов от отложений продуктов сгорания.
В конструкции газоплотных котлов с мембранными стенками учтена возможность разряжения и кратковременного повышения давления в топке и газоходах («хлопков»).
В стенках топки и газоходов предусмотрены лазы и гляделки обеспечивающие возможность контроля за горением и состоянием поверхностей нагрева обмуровки а также за изоляцией обогреваемых частей барабанов и коллекторов.
В качестве лазов используем топочные дверцы и амбразуры горелочных устройств при условии что их размеры будут не менее указанных выше.
Дверцы и крышки лазов лючков и гляделок изготовлены прочными плотными и исключающими возможность самопроизвольного открывания.
В конструкции котла предусмотрены взрывные предохранительные устройства. Эти устройства установлены в стенке топки последнего газохода котла экономайзера. Взрывные предохранительные устройства устроены и размещены так чтобы было исключено травмирование людей.
Конструкция количество размещение и размеры проходного сечения взрывных предохранительных устройств определяются проектом котла.
Для коллекторов водотрубных котлов применяем плоские днища с внутренним диаметром 600 мм.
Проводка в котельной выполняется преимущественно открытой прокладкой кабелей по электроконструкциям и лоткам.
Проводка по площадкам котлов выполняется кабелем АПВ в электросварных трубах. Нормируемая освещенность рабочих зон обеспечивается светильниками с люминесцентными лампами для вспомогательного освещения используются лампы накаливания.
В целях электробезопасности проектом предусматривается обеспечение недоступности токоведущих частей путем их изоляции применением различного рода защитных ограждений кожухов и т.п. или расположением токоведущих частей в недоступных для прикосновения местах.
Все металлоконструкции котельной трубопроводы и т.д. присоединяются к сети заземления и зануления котельной.
Для защиты персонала котельной от поражения током кроме указанных выше мероприятий предусмотрены:
применение пониженного напряжения 12В 42В в осветительных сетях;
комплектация электроустановок основными и дополнительными средствами по ТБ.
2. Пожарная безопасность
Предусмотренный проектом комплекс профилактических мероприятий удовлетворяет требованиям соответствующих норм и правил направленных на предупреждение возникновения пожаров на обеспечение быстрой и безопасной их ликвидации [20].
В соответствии с НПБ 5 – 2000 “Категорирование помещений зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности” помещения котельной относятся к различным категориям по пожарной опасности (табл. 10.3.).
Размещаем здание котельной на расстоянии 12 метров от ближайших производственных построек чтобы исключить возможность переброса пожара.
Противопожарные разрывы между зданиями обеспечивают свободный проезд к зданию сооружениям и водоисточникам.
Для защиты здания котельной от повреждения при взрыве внутри помещения предусмотрено устройство в наружных стенах легкосбрасываемых при взрыве ограждающих конструкций (легких панелей щитов остекление окон).
Степень огнестойкости зданий и сооружений и категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности
Тип помещения здания
Категория помещения по взрывопожарной и пожарной опасности
Степень огнестой-кости
Котельный зал помещение дымососов и вентиляторов
Помещение водоподготовки
Помещение щитов управления
Трансформаторная подстанция
В соответствии с РД 34.21.122 – 87 “Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений” – молниезащитой III категории оборудуется металлическая дымовая труба Н = 44 м котельной. В качестве естественного заземлителя для молниезащиты используется железобетонный фундамент трубы.
На случай возникновения пожаров здание обеспечено первичными средствами пожаротушения. Виды количество и порядок размещения первичных средств пожаротушения регламентированы “Нормами обеспечения первичными средствами пожаротушения”. Контроль за содержанием и готовностью к действиям первичных средств пожаротушения осуществляют назначенные ответственные лица предприятия. Для указания местонахождения первичных средств пожаротушения установлены знаки по ГОСТ 12.4.026 – 76. Переносные огнетушители размещены на расстоянии 12 м. от проёма двери и на высоте 15 м. от уровня пола считая от низа огнетушителя. Для размещения первичных средств пожаротушения в производственном помещении установлены специальные пожарные посты (щиты). Средства пожаротушения и посты окрашены в соответствующие цвета по ГОСТ 12.4.026 – 76. Ящики для песка имеют объём 1 м3 и комплектованы совковой лопатой. Конструкция ящика обеспечивает удобство извлечения песка и исключает попадание в него влаги. Перед заполнением ящика песок просеивают и просушивают. Песок один раз в 10 дней осматривают и при увлажнении и комковании просушивают. Полотно кошма имеет размеры 2x2 м. Его хранят в металлическом футляре с крышкой периодически но не реже одного раза в месяц просушивают и очищают от пыли. Для того чтобы обеспечить тушение пожара в начальной стадии его возникновения в производственном здании на внутренней водопроводной сети установлены внутренние пожарные краны. Внутренние пожарные краны размещены в доступных и заметных местах (у входов в коридорах). Длина пожарных рукавов – 10 метров.
В качестве пожарных извещателей применяются тепловые извещатели ИП – 105.
Шлейфы пожарной сигнализации выполняются проводами ТПР 1×2×04. Для контроля шлейфа и выдачи сигнала тревоги на выносное сигнальное устройство (лампа или звонок громкого боя) в помещениях оператора устанавливается приёмно-контрольный прибор «Сигнал – 50–1».
Наружное пожаротушение здания котельной предусмотрено от пожарного гидранта (ПГ) находящегося на расстоянии 150м от котельной. Расчетный расход составляет 150 лс. Вода на нужды пожаротушения котельной берется из объединённого хозяйственно-питьевого и противопожарного водопровода.
Согласно СНиП 2.01.02.85 и СНиП II – 35 – 76 в здании котельной предусмотрено два эвакуационных выхода расположенных в противоположных сторонах помещений с устройством дверей открывающихся по ходу эвакуации наружу.
Пожарная безопасность электрических установок обеспечивается согласно требованиям ПУЭ.
Седнин В.А. «Моделирование оптимизация и управление теплотехническими системами: Учеб. метод. пособие по курсовому проектированию» для студ. энергет. спец. В. А. Седнин. – Мн.: БГПА 2001.
Пискунов Н.А. «Дифференциальное и интегральное исчисления». Москва «Государственное издательство физико-математической литературы» 1962. -855 c.
Р.И.Эстеркин «Котельные установкт. Курсовое и дипломное проектирование». Ленинград «Энергоатомиздат».
Н.Б. Либерман М.Т.Нянковская «Справочник по проектированию котельных установок систем централизованного теплоснабжения». Москва «Энергия».
Ю.М. Липов Ю.Ф.Самойлов Т.В.Виленский «Компоновка и тепловой расчёт парового котла». Москва «Энергоатомиздат».
«Тепловой расчёт котельных агрегатов (нормативный метод)». Под ред. Н.В. Кузнецова и др. М. «Энергия» 1973.
К.Ф. Роддатис А.Н. Полтарецкий «Справочник по котельным установкам малой производительности» – М.: Энергоатомиздат 1989 – 488 с.
А.П. Несенчук В.И. Тимошпольский «Промышленные теплотехнологии : Методики и инженерные расчеты оборудования высокотемпературных теплотехнологий машиностроительного и металлургического производства»: ч.3- Мн.: Вышэйшая школа 1998- 442 с.
А.П. Несенчук В.Г. Лисиенко Н.М. Беляев «Системы производства и распределения энергоносителей»: ч.1- Мн.: Вышэйшая школа 1989- 279 с.
В.Н. Радкевич «Проектирование систем электроснабжения» – Мн.: НПООО «Пион» 2001 – 292 с.
Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков «Электрическая часть электростанций и подстанций» – М.: Энергоатомиздат 1989 – 423 с.
Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. - М.: Высшая школа 1990 - 336 с.
Керного В.П. Методическое пособие по экономическому обоснованию дипломных проектов для студентов специальности 0303 ч.1 Электроснабжение промышленных предприятий. – Мн.: БПИ 1984. – 24с.
Единая система планово-предупредительного ремонта и рациональной эксплуатации технологического оборудования машиностроительных предприятий. Изд. 6-е. М. "Машиностроение" 1967. – 592с.
Синягин Н.Н. и др. Система планово-предупредительного ремонта энергооборудования промышленных предприятий М. "Энергия" 1975.
Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. Учебник для вузов. - М.: Энергоиздат 1982. - 360 с.
Е.Ф.Бузников К.Ф.Роддатис Э.Я.Берзиныш «Производственные и отопительные котельные». Москва «Энергоатомиздат».
Охрана труда. Под ред. Б.А. Князевского. – М.: Высш. школа 1982. - 300 с. Говорущенко Н.Я.
p11=0.784; p29=0.784; t26=70; betta1=0.04; G9=30;
p12=0.294; p33=0.200; t33=60; betta2=0.05; G33=5.93;
p26=1.078; p37=0.320; t37=10; G29=29.77;
p28=0.294; t39=60; G11=9.52;
gamma1=0.95;gamma2=0.94;gamma3=0.97;
t_pod_obra : array [1..331..4] of double=((47.035.041.035.0)
G16G103G101G13G12G19G104G27G28G17G23G25G37
h26h9h23h11h12h17h28h29h30h33h37h39h107h
procedure enta var I:doub
вычисление энтальпии в области воды
если известны давление и температура
g0=-7.30e-2; f0=-9.25; k0=3.39e-8; e0=4.94
g1=7.90e-2; f1=1.67; e1=4.025
g2=6.80e-4; f2=7.36e-3; e2=4.767;
f3=-8.0e-3; e3=3.333e-2;
yy3y4y5y6E11F11G11K11:doub
y:=vst(t1006); y3:=vst(t10012);
y4:=vst((50-p)102); y5:=vst((50-p)104);
y6:=vst(100(50+t)5);
E11:=e0+e1*(t100)+e2*(t100)*(t100)+e3*y;
F11:=f0+f1*(t100)+f2*y+f3*
G11:=g0+g1*(t100)+g2*y;
h:=E11+F11*((50-p)10)+G11*y4+K11*
t:=t_pod_obra[ p:= enta h29:=h;
t:=t_pod_obra[ p:= enta h28:=h;
t:=t_pod_obra[ p:= enta h11:=h;
t:= p:= enta h37:=h;
t:= p:= enta h33:=h;
t:=t_pod_obra[ p:= enta h12:=h;
t:= p:= enta h26:=h; h17:=h;
t:= p:= enta h39:=h;
t:= p:= enta h107:=h; h30:=h;
G28:=G29*(1-betta1);
Q50:=G29*(h29-(0.5*betta1*(h29+h28))-h28);
G12:=G11*(1-betta2);
Q49:=G11*(h11-(0.5*betta2*(h11+h12))-h12);
G37:=G33+betta1*G29+betta2*
h9:=h26+((Q50+Q49+0.5*betta1*G29*(h29+h28)+0.5*betta2*
G11*(h11+h12))+G33*(h33-h37)+(h17-h37)*(betta2*G11+betta1*G29))
G16:=(G33*(h33-h37)+(h17-h37)*(betta2*G11+betta1*G29))(h9-h17);
G17:=G16+betta1*G29+betta2*
h23:=(G28*h28+G12*h12+G17*h17)
G13:=G11*(1-(h9-h11)(h9-h12));
G27:=G29*(1-(h9-h29)(h9-h28));
G19:=(G9*h26-G25*h23)
while (w=Kmax)and(s>e) do
writeln(df'Результаты расчёта при температуре в падающей и обратной

Принципиальная тепловая схема.dwg

Регулятор линии перепуска
Подогреватели холодной
Насосы подпитки тепловой сети
Модернизация районной котельной

Электроснабжение.dwg

Задание.doc

Белорусский национальный технический университет
Энергетический факультетКафедра промышленной тепло-
«УТВЕРЖДАЮ»энергетики и теплотехники
Заведующий кафедрой ПТЭиТ
на дипломное проектирование
Студенту (ке) Волохину С.В.
Срок сдачи студентом законченного проекта 5 июня 2002 г.
Исходные данные для проекта:
Содержание расчетно-поянительной записки:
Перечень графического материала:
Консультанты по проекту:
по экономическойкой части – проф. д.т.н. Бокун И.А. по охране труда – ст. преподаватель Винетский С.Н. по КИП и А – доц. к.т.н. Мигуцкий Е.Г.
Календарный график работы над проектом:
разделы 8 -9 заключение 4 листа граф. материала – 1.06.02 г.
(дата и подпись студента)