Диплом Реконструкция производственно отопительной котельной

ЭКОНОМАЙЗЕР.cdw

Чертеж котла Е-25-14.cdw

ТЕПЛОВАЯ СХЕМА.cdw

Схема тепловая принципиальная
Редукционная установка
Пароводяной подогреватель
Охладитель отсепарированной воды
Условное обозначение
Непрерывная продувка
Переодическая продувка
Конденсат от потребителей

8Экономика.cdw

Наименования показателей
Годовая производительность котельной
Себестоимость получения теплоты(пара)
Число часов использования
установленной мощности котла
Капитальные затраты на
Издержки на электроэнергию
Амортизационные отчисления
Издержки на оплату труда
Отчисления на социальные нужды
Издержки на все виды ремонтов
Издержки на прочие затраты
Интегральный эффект(ЧДД) за 10 лет
Ожидаемые технико-экономические показатели проекта

Пояснительная записка.doc

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.»
Факультет: Энергетический
Специальность: Промышленная теплоэнергетика
Кафедра: Промышленная теплотехника
Руководитель проекта: д.т.н. доцент
Консультант по экологической и экономической части – Пономарёва Н.В.
Консультант по БЖД – Свечников В.С.
Консультант по электроснабжению – Орлов Ф.П.
Протокол № от 2014г.
Зав. кафедрой – Семёнов Б.А.
Пояснительная записка содержит листов 105 таблиц 15 рисунков 8 использованных источников 53.
КОТЕЛЬНЫЙ ЦЕХ ПАРОВОЙ КОТЁЛ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ ПАР ВОДА ДЕАЭРАТОР ТРАНСФОРМАТОР ДЫМОВАЯ ТРУБА.
Цель: реконструкция и расчёт системы термической деаэрации питательной воды паровых котлов расчет котла Е-25-14 и расчёт стального экономайзера.
В результате проведенной работы выполнены: расчёты тепловой схемы котельного цеха расчёт основного и вспомогательного оборудования расчёт дымовой трубы расчёт технико-экономических показателей и многое другое.
В результате расчёта были получены следующие результаты:
расход топлива (природного газа) на котёл В= 052 м3с;
температура уходящих газов tух=110 оС;
срок окупаемости проекта Т=1.75 года.
The explanatory note contains 105 pages 15 tables 8 pictures 53 sources used.
The boiler shop the steam boiler natural gas steam water the deaerator the transformer the chimney.
The object of design is part of the steam boiler house of the Open Society «VLZ».
The purpose: the reconstruction and the calculation of thermal deaeration of water of the steam generators the calculation of boiler E-25-14 and the calculation of the steel economizer.
As a result of the work has made: the calculations of the thermal plan of boiler house the calculation of core and auxiliary equipment the calculation of the chimney the calculation of technical-economic indicators and much more.
As a result of the calculation has got the following results:
-the performance of the bo
-the temperature of the flue gas
-the payback period of the project is T = 1.75 years.
Назначение область применения и техническая характеристика деаэратора и парового котла10
Обоснование и описание выбранной теплотехнологической схемы и основного оборудования ..12
1 Обзор литературных источников и патентный поиск12
2 Обоснование и описание теплотехнологической схемы и конструкции основного оборудования14
Предварительное технико-экономическое обоснование выбранной установки16
Конструктивный тепловой расчёт основного оборудования с выбором типовых аппаратов 21
1 Спецвопрос. Расчет теплотехнической схемы и выбор деаэратора21
2 Тепловой расчет модернизированного котла Е-251426
2.1 Расчёт процесса горения26
2.2 Расчёт котла Е-25-14 с оребренным экономайзером28
2.4 Расчёт пароперегревателя37
2.5 Расчёт кипятильного пучка41
2.6 Расчёт воздухоподогревателя44
2.7 Конструктивный расчёт оребренного водяного экономайзера47
1 Исходные данные для проектирования54
2 Расчет электрических нагрузок55
3 Выбор силовых трансформаторов58
4 Разработка схемы электроснабжения58
5 Расчет токов короткого замыкания61
6 Выбор автоматических выключателей64
6.1. Выбор выключателя Q1–Q3 64
6.2. Выбор выключателей Q4-Q1464
6.3. Выбор выключателя Q15 Q1665
7 Выбор установок защиты66
8 Выбор проводов и кабелей67
9 Выбор магнитных пускателей68
Охрана окружающей среды69
2 Защита атмосферы от вредных выбросов70
3 Защита гидросферы от вредных сбросов75
4 Защита литосферы от вредных отходов77
Безопасность эксплуатации теплотехнологической установки80
1 Планировка паровой котельной работающей на природном газе80
4 Защита от шума и вибрации83
5 Электробезопасность83
6 Пожаро-взрывобезопасность84
7 Газоснабжение котельных установок87
8 Защита от воздействия повышенных температур88
9 Организационные мероприятия по защите обслуживающего персонала88
11 Эксплуатация котельного цеха в условиях чрезвычайной ситуации91
Ожидаемые технико-экономические показатели91
1 Определение текущих затрат на производство тепловой энергии и её себестоимости91
2 Расчет интегральных показателей эффективности проекта96
Список использованных источников101
В соответствии с основными положениями программы по энергосбережению на длительную перспективу в стране осуществляется реконструкция действующих производственных производственно-отопительных и отопительных котельных различной теплопроизводительности с целью повышения их технико-экономических показателей и снижения расхода топлива.
В мировой практике существуют два основных подхода к подготовке питательной воды паровых котлов. Первый умягчение воды на ионно-обменных фильтрах с последующим дозированием реагентов для коррекции PH химического обескислороживания и реагентов защиты пароконденсатного тракта - этот метод широко распространен в Великобритании. Второй подход это термическая деаэрация совместно с ионно-обменными фильтрами – этот метод широко используется в России и континентальной Европе.
При проектировании установок подготовки питательной воды необходимо учитывать весь комплекс факторов влияющих на эффективную работу котловых агрегатов. В последнее время все больше используются современные высокоэффективные котлы и бойлеры и одним из важнейших требований к условиям их эксплуатации является использование воды надлежащего качества. Наиболее важными показателями воды требующими контроля являются жесткость и содержание растворенных газов (О2 СО2).
В качестве спецвопроса в дипломном проекте рассматриваются возможность повышения технико-экономических показателей за счет применения деаэратора атмосферного типа с предварительным подогревом химочищенной воды сепаратором продувок и охладителем выпара.
Применение атмосферных деаэраторов в схемах подготовки котловой воды повышает эффективность и надежность дегазации котловой воды простота поддержания параметров работы деаэратора обеспечивает низкие эксплуатационные расходы на дегазацию.
Рассмотренные решения не исчерпывают все возможности предложенного направления реконструкции однако и полученные результаты позволяют сделать вывод о большой практической значимости и перспективе использования стальных экономайзеров при реконструкции действующих и вновь проектируемых котельных установок.
Назначение область применения и техническая характеристика деаэратора и парового котла
Установка химической подготовки питательной воды термическим атмосферным деаэратором служит для термической дегазации исходной воды.
Деаэратор атмосферный ДА10025 предназначен для удаления коррозионно-агрессивных газов (О2 СО2) из питательной воды паровых котлов и подпиточной воды систем теплоснабжения. В деаэраторе применена двухступенчатая схема дегазации: две ступени размещены в деаэрационной колонке – 1-ая ступень - струйная 2-ая - барботажная.
Современные схемы деаэрации подпиточной воды включают в себя предварительный нагрев исходной воды в пароводяном подогревателе и охладителе выпара деаэратора систему автоматического поддержания уровня и параметров греющего пара. Утилизация паровой фазы непрерывных продувок котлов производится через сепаратор продувок непосредственно в деаэратор.
Для повышения энергоэффективности котельной установки в целом современные схемы содержат сепараторы непрерывной продувки позволяющие утилизировать пар вторичного вскипания в деаэраторе для снижения потребления тепловой энергии на собственные нужды.
Котлы Е-25-14225 ГМ предназначены для выработки насыщенного пара идущего на технологические нужды промышленных предприятий.
Современные паровые котлы обычно дополняют пароперегревателем водяным экономайзером и воздухоподогревателем. Водяной экономайзер и воздухоподогреватель устанавливают для лучшего использования в котле тепла сгоревшего топлива. В водяном экономайзере за счёт использования тепла уходящих из котла газов происходит подогрев питательной воды перед поступлением её в котёл. Котёл пароперегреватель водяной экономайзер воздухоподогреватель и топка связаны между собой в единое целое в совокупности с примыкающими к ним паро- и водопроводами соединительными газоходами и воздуховодами арматурой и гарнитурой образуют котельный агрегат.
Обоснование и описание выбранной теплотехнологической схемы и основного оборудования
1 Обзор литературных источников и патентный поиск
Исследования влияния различных факторов на процесс термической и химической деаэрации проводятся во всем мире и открывают новые подходы и комбинации известных решений [2357].
Применение различных способов утилизации выпара атмосферных деаэраторов дает возможность экономить снизить потребление тепловой энергии на собственные нужды [38].
Утилизация пара вторичного вскипания и отбор теплоты от жидкой фазы непрерывных продувок котлов позволяет использовать тепловую энергию продувок для нагрева химически очищенной воды и сократить потребление вырабатываемого котельным агрегатом пара на нагрев воды в деаэраторе [47].
Использование в проекте современных пластинчатых теплообменников позволяет снизить потери от поверхности теплообменника повысить коэффициент теплопередачи и сэкономить пространство в котельной [52].
2 Обоснование и описание теплотехнологической схемы и конструкции основного оборудования
Теплотехническая схема приведена на листе КФБН 750000.938 Р3 графической части проекта.
Сырая вода поступает из насосной станции городского водопровода. Далее вода проходит грубую механическую очистку для защиты последующего водоочистного оборудования от повреждений возникающих из-за проникновения инородных тел таких как: частицы сварки уплотнительные материалы металлическая стружка ржавчина и т.п. Затем она поступает на фильтры где происходит удаление из воды катионов жесткости (т.е. кальция и магния) в процессе ионного обмена а именно методом натрий-катионирования при пропускании исходной воды через слой ионообменной смолы. При Na-катионировании протекают следующие реакции:
NaR+Ca(HCO3)2=СаR2+2
NaR+Mg(HCO3)2=MgR2+2
NaR+MgSO4=MgR2+Na2SO4
где NaR CaR2 MgR2 - солевые формы катионита.
Затем вода проходит систему дозирование реагентов и направляется в паро-водяной подогреватель химочищенной воды. В подогревателе умягченная вода нагревается до 75 оС и поступает в охладитель выпара деаэратора где подогревается до 85 оС. Затем она поступает в головку деаэратора питательной воды.
Заданный температурный режим термической деаэрации поддерживается с помощью насыщенного пара вырабатываемого котлами и редукционного клапана поддерживающего давление в теле деаэратора на уровне 02 бари.
В данной схеме предусмотрен сепаратор непрерывной продувки. Образующийся пар отводится в паровое пространство деаэратора. Продувочная вода сбрасывается в продувочный колодец.
В проекте использована система предварительного подогрева химически очищенной воды с помощью современных пластинчатых теплообменников. Точное регулирование параметров воды реализовано с помощью пропорциональной подачи пара в зависимости от температуры воды на выходе из теплообменного аппарата.
Предварительное технико-экономическое обоснование выбранной установки
Оценка эффективности сравниваемых вариантов производится на основе определения срока окупаемости капитальных затрат.
Рассмотрим два варианта:
I вариант (деаэрация питательной воды способом дозирования реагентов).
Годовые эксплуатационные расходы на производство тепловой энергии тыс.руб.год:
где - затраты на топливо тыс. руб.год;
- плата за химочищенную воду тыс. руб.год;
-плата за электроэнергию тыс. руб.год;
- амортизационные отчисления тыс. руб.год;
- затраты на все виды ремонта тыс. руб.год;
Расчёт издержек производится по укрупнённым показателям в ценах на апрель 2014 года.
а) Затраты на топливо тыс. руб.год:
где В=1944 тыс. м3ч – расход природного газа по данным производственной практики;
=5200 руб.тыс. м3– цена природного газа;
=6200 чгод- число часов использования установленной мощности;
n=3– количество котлов.
=1944·5200·6200·3=188023.7 тыс.руб.год.
б) Издержки на химочищенную воду тыс. руб.год:
где =0005 – норма потерь воды (не учитывается);
=206 тч – расход воды (по данным завода);
– стоимость химочищенной воды руб.т;
=6200 чгод – число часов использования установленной мощности котельной.
Дозируются следующие реагенты:
JurbySoft24 - 0071 кгт. питательной воды стоимость 495 Еврокг с НДС.
JurbySoft14 - 0027 кгт. питательной воды стоимость 495 Еврокг с НДС.
JurbySoft36 - 0055 кгт. питательной воды стоимость 825 Еврокг с НДС.
Цв =(0071+0027)·242.5+0055·396=45.5 руб.т.
=206·45.5·6200=5811.3 тыс. руб.год.
в) Затраты на электроэнергию тыс. руб.год:
где =551 кВт – суммарная мощность потребителей;
=4.89 руб.кВт-по одноставочному тарифу;
=551·4.89·6200=16705.2 тыс. руб.год.
г) Издержки на амортизацию основных фондов в соответствии с «Положением о порядке начисления амортизационных отчислений по основным фондам в народном хозяйстве» могут быть определены как произведение средневзвешенной нормы =012 на полное восстановление (реновацию) и среднегодовой (восстановительной) стоимости Ф основных производственных фондов численно равной капитальным затратам К в устанавливаемые в котельной котлы Е-2514 в заводской комплектации.
где =012 – укрупненная форма амортизации основных фондов;
=012120003=4320 тыс. руб.год.
д) Затраты на проведение всех видов ремонта тыс. руб.год:
где =005 – норматив отчислений.
=005120003=1800 тыс. руб.год.
И1=188023.7+5811.3 +16705.2+4320+1800=216660.2 тыс. руб.год.
II вариант (деаэрация питательной воды в атмосферном деаэраторе)
Капитальные вложения на приобретение деаэратора тыс.руб.:
где m=15 – затраты на проектные и монтажные работы;
ЦД=78133 тыс. руб. – цена деаэратора (с учетом транспортных расходов и всех налогов);
К=15·78133=1172 тыс.руб.
Годовые эксплуатационные расходы на производство тепловой энергии в
где В=1944 тыс. м3ч – расход природного газа по расчету;
б) Издержки на химочищенную воду тыс.руб.год:
=28 руб.т – стоимость химочищенной воды;
ИВ=206·28·6200=3576.2 тыс.руб.год.
=551·4.89·6200=16705.2 тыс.руб.год.
г) Издержки на амортизацию:
=012· (12000·3+1172)=4460 тыс.руб.год.
д) Затраты на проведение всех видов ремонта тыс.руб.год:
=005· (12000·3+1172)=1858 тыс.руб.год.
И2=188023.7+3576.2+16705.2+4460+1858=214623.1 тыс.руб.год.
Определим срок окупаемости Ток по формуле:
где ΔИ – величина сокращения издержек.
ΔИ=216660.2–214623.1=2037 тыс. руб.год.
Ток=11722037=057 года.
Срок окупаемости Ток=0.57 года.
Учитывая дополнительную прибыль предприятия в размере 2037 тыс.руб.год дальнейшее проектирование считаю целесообразным.
Ожидаемые технико-экономические показатели проекта рассчитанные детально приведены в разделе «Ожидаемые технико-экономические показатели».
Конструктивный тепловой расчёт основного оборудования с выбором типовых аппаратов
1 Спецвопрос. Расчет теплотехнической схемы и выбор деаэратора
Тепловая схема данной промышленно – отопительной котельной включает в себя 2 постоянно работающих и 1-го резервного котла Е-25-14225 ГМ сепаратор непрерывной продувки деаэратор паровой коллектор давления 14 МПа редукционно-охладительную установку ХВО охладитель выпара пароводяной подогреватель охладитель отсепарированной воды и продувочный колодец.
Проведём расчёт материального и теплового балансов следующих аппаратов.
Рисунок 4.1 - Сепаратор непрерывной продувки
Решаем совместно уравнения материального и теплового баланса сепаратора:
где - количество непрерывной продувки кгс;
=3·003·6944=0625 кгс;
=830 кДжкг – энтальпия в барабане при Ро=14 по [19];
- количество непрерывной продувки из сепаратора в деаэратор кгс;
=2675 кДжкг – энтальпия пара поступающего из сепаратора в деаэратор при Р=01 МПа по [19];
- количество воды из сепаратора в охладитель отсепарированной воды кгс;
=4174 кДжкг – энтальпия воды из сепаратора в охладитель отсепарированной воды при Р=01 МПа по [19].
Рисунок 4.2 - Деаэратор
Решаем совместно уравнения материального и теплового баланса деаэратора:
где - расход химочищенной воды в деаэратор кгс;
=293 кДжкг – энтальпия химочищенной воды при оС и МПа [19];
=0114 кгс - количество непрерывной продувки с энтальпией =2675 кДжкг; =75 кгс - конденсат возвращаемый в цикл котельной с энтальпией =2511 кДжкг [19]; =305 кгс – количество греющего пара с энтальпией =2725 кДжкг [19]; =3 кгс – количество конденсата от подогревателя химочищенной воды с энтальпией =5614 кДжкг [19];
=04 % =0083 кгс – расход пара после деаэратора от =75 тч или 208 кгс;
=2683 кДжкг – энтальпия пара после деаэратора при Р=012МПа [19];
=436 кДжкг – энтальпия питательной воды при Р=012МПа [19].
Принимаем к установке деаэратор типа ДА -10025.
Рассчитываем охладитель отсепарированной воды:
Рисунок 4.3 - Охладитель отсепарированной воды
Составляем уравнение теплового баланса:
где кгс с энтальпией =4174 кДжкг и химочищенная вода с энтальпией =2105 кДжкг при температуре =5 оС [19].
И выходит химочищенная вода с энтальпией =546 кДжкг при температуре =13 оС [19].
Количество и температура химочищенной воды в общем трубопроводе после охладителя отсепарированной воды: кгс; =83 оС.
Расчёт охладитель выпара:
Рисунок 4.4 - Охладитель выпара
где в данный аппарат входят =2149 кгс с энтальпией =2683 кДжкг и химочищенная вода =9285 кгс с энтальпией при температуре .
И выходит химочищенная вода =9285 кгс с энтальпией =293 кДжкг при температуре =70 оС [19] =2149 кгс с энтальпией =4402 кДжкг.
Отсюда =541 оС [19].
Пароводяной подогреватель химочищенной воды.
Рисунок 4.5 - Пароводяной подогреватель
В данный аппарат входят =3 кгс с энтальпией =2725 кДжкг и химочищенная вода =9285 кгс с энтальпией =3481 кДжкг при температуре =83 оС [19].
И выходит химочищенная вода =9285 кгс с энтальпией =2261 кДжкг при температуре =541 оС [19].
2 Тепловой расчет модернизированного котла Е-2514
2.1 Расчёт процесса горения
Исходные данные: топливо природный газ состав газа: СН4=934%; С2Н6=36%; СО2=04%; N2=26% α=105.
Низшая теплота сгорания:
=3582·934+637.5·36=35751 кДжм3.
Теоретическое количество воздуха необходимое для сжигания единицы топлива:
=00476· (2·934+5·36)=975 м3м3.
Действительное количество воздуха необходимое для сжигания единицы топлива:
где α=105 – коэффициент избытка воздуха.
Vв=105·975=102 м3м3.
Объемы продуктов сгорания:
=0.01· (N2+79Vв) (4.10)
=001· (26+79·102)=808 м3м3
= 0.01· (CO2 + СН4+(m·CmHn)) (4.11)
=0.01· (04+934+2·36)=101 м3м3
=0.01(2·CH4+n2·CmHn)+0.0161·VВ (4.12)
=0.01(2·934+3·36)+0.0161·102=214 м3м3
=0.21· ()· Vов (4.13)
=0.21· (1.05-1) ·975=0102 м3м3.
Объем продуктов сгорания:
Vг =808+101+214+0102=1134 м3м3.
Процентный состав продуктов сгорания:
2.2 Расчёт котла Е-25-14 с экономайзером
Рассчитываем объёмы продуктов сгорания и воздуха энтальпии продуктов сгорания и воздуха. Расчёты выполняются по методике приведённой в [3].
Таблица 4.1 –Таблица объёмов
Воздухо-подогреватель
Коэф. избытка воздуха α”
Средний коэф. избытка αср
VHO=VoHO+00161·(αср-1) ·Vo. м3м3
Vr= VHO+VN+VRO+(αср-1) ·Vo м3м3
Таблица 4.2 – Энтальпии воздуха и дымовых газов
Воздухо-подогреватель α”вп=128
экономайзер α”эк=144
Продолжение таблицы 4.2
Тепловой баланс котла.
Для паровых котлов малой мощности:
Qка=Д·(h”-hпв)+Дпр·(h’-hпв) (4.19)
где Д=25 тч=694 кгс– расход пара;
Дпр – расход продувочной воды м3с;
где Р =3 % – доля непрерывной продувки.
h”=29284 кДжкг – энтальпия насыщенного пара при Ро=14 МПа определяется по [19];
h’=8409 кДжкг – энтальпия кипящей воды на линии насыщения при Ро=14МПа и =197 оС;
hпв=42026 кДжкг – энтальпия питательной воды при температуре питательной воды tпв = 104 оС.
Qка=694· (29284-42026 )+0208· (8409-42026)=17393 кВт.
Располагаемая теплота сгорания топлива:
КПД котельного агрегата определяют по обратному балансу котла:
ка=100-(q2+q3+q5) (4.21)
где q3=05 % – потери теплоты от химической неполноты сгорания [3];
q5 =13 % – потери теплоты от наружного охлаждения;
q2 – потери теплоты с уходящими газами.
где Нух=2324 кДжкг – энтальпия уходящих газов определяется по температуре уходящих газов =110 оС по таблице 4.2;
Нохв – энтальпия холодного воздуха при температуре присасываемого холодного воздуха tхв=30 оС.
Нохв=Vo·Cхв· tхв (4.23)
Нохв=975·132·30=386 кДжкг.
ка=100-48+05+13=934 %.
Из уравнения прямого баланса котла расход топлива равен В м3с:
где: Qка – полное количество теплоты полезно отданное в котле кВт;
Qр – располагаемая теплота кДжм3;
ка – КПД котельного агрегата %.
Потери от наружного охлаждения учитываются введением в уравнение теплового баланса по газовой стороне коэффициентом сохранения теплоты
Геометрические размеры топки:
c=264 м; Н=761 м; d=312 м; =67 м; =13 м; =186 м; =575 м.
Определяем площади поверхностей стен топочной камеры по методике приведённой в [20]:
Площадь боковой поверхности топки :
где c – ширина топки м; Н - высрта топки м.
Площадь фронтальной поверхности топки:
где d – глубина топки м.
Площадь пода топки :
Площадь задней поверхности топки :
Полная поверхность стен топки:
=2·4018+237+209+2·824=14144 .
Полное тепловыделение в топке определяется по следующей формуле:
где – тепло вносимое в топку с воздухом кДжм3.
=( α”т-Δα”- Δαпл) ·+( α”т- Δαпл) · (4.33)
где =1237 кДжм3 из таблицы 4.2 при =280 оС – энтальпия горячего воздуха.
=(12-005) ·1237+005·386=1430 кДжм3
По найденному значению Qт равному адиабатной энтальпии горения На по таблице 4.2 определяем адиабатическую теоретическую температуру горения:
Абсолютная теоретическая температура горения:
Та= t а+27315 (4.34)
где t а =1988 оС – адиабатическая теоретическая температура горения.
Та=1988+27315=2261 К.
Параметр М определяется в зависимости от относительного расположения максимума температуры пламени по высоте топки Н:
где А=054 В=02 по [20];
Хт – относительная высота установки горелок.
где - высрта расположения осей горелок м;
Коэффициентом тепловой эффективности гладких экранов:
где Хэкр=097– угловой коэффициент экрана определяем по номограмме 1 [20];
=065 – коэффициент загрязнения топочных экранов для открытых гладкотрубных экранов по таблице 5.2 [20].
Коэффициентом тепловой эффективности выходного окна:
где Х=1 по номограмме 1 [20].
где а=700 – температурный коэффициент для природного газа [20];
=1200 оС – температура газов на выходе из топки.
Поверхность гладких экранов:
=--·d-0.785·· (4.40)
где =05 м – диаметр горелки;
=14144-58-05·312-0785·052·2=896 .
Средний коэффициентом тепловой эффективности экранов:
Степень черноты камерных топок определяется по формуле:
где аф – степень черноты факела.
аф=m·асв+(1-m) ·аг (4.44)
где m=01 – коэффициент усреднения зависящий от теплового напряжения топочного объёма по[20];
асв=05 – степень черноты светящейся части факела по[20];
аг=04 – степень черноты не светящейся части факела по номограмме 2 [20] по КРS;
К – коэффициент ослабления лучей топочной средой при давлении Р=01 МПа.
К=·rn=(78+·)·(1-037·)·rn (4.45)
где rn – доля трехатомных газов в топке;
S – эффективная толщина излучающего слоя.
Pn – суммарное парциальное давление газов МПа:
Pn =0.242·0.1=0.0242 МПа.
К=(78+16·0165·)·(1-37·12001000) ·00242=19.
Для определения асв расчитываем К:
где - коэффициент ослабления лучей сажными частицами:
Кс=03· (2-α”т)(16· (Т”т1000)-05) ·СрНр (4.49)
где СрНр – соотношение содержания углерода и водорода в рабочей массе топлива:
Кс=03(2-12)(16·12001000-05) ·295=1.
аф=01·05+(1-01) ·04=041.
ат=041(041+(1-041) ·058)=0545.
Средняя суммарная температура продуктов сгорания определяется по формуле:
где Н”т – энтальпия газов на выходе из топки определяется по принятой ”т в таблице 6;
Критерий Больцмана определяем по формуле:
где =567·10-11 кВтм2К – коэффициент излучения абсолютно чёрного тела по [20].
Целью поверочного расчёта топки является определение температуры дымовых газов на выходе из топки. Расчёт производится по формуле:
По температуре ”т и таблице 6 определяем Н”т=22232кДжм3 и количество теплоты переданное излучением в топке Qл:
Qл=φ· (Qт-Н”т) (4.54)
Qл=0986· (37002-22232)=145632 кДжм3.
2.4 Расчёт пароперегревателя
Количество теплоты отдаваемое газами:
где =22232 - энтальпия газов на входе в пароперегреватель по таблице 6 при =1102 оС;
=11539 энтальпия газов на выходе из пароперегревателя по таблице 6 при =600 оС.
=0986· (22232-11539+003·386)=10555 .
Средняя температура пара:
где =197 оС – температура пара на входе в ступень;
=225 оС – температура пара на выходе из пароперегревателя.
Число труб в одном ряду:
где - размер газохода;
=95 мм – поперечный шаг.
Сечение для прохода газа:
где h – размер газохода;
d=32 мм – диаметр труб.
=42·17-0032·17·44=47 .
Проходное сечение для пара:
где =1 – при коридорном расположении труб;
=1 – заходность змеевика.
=0785002624411=0023.
где V=0144 - удельный объём пара по [19] при =211 оС;
Д=69 м3с – расход пара через пароперегреватель.
где - средняя температура газов в пучке оС;
Коэффициент теплоотдачи от стен пару:
где =1300 Втм2К по номограмме 7 [20] при мс и =14 МПа;
=096 по номограмме 7 [20] при =0026 м.
=1300096=1248 Втм2К.
Коэффициент теплоотдачи конвекцией:
где =54 Втм2К по номограмме 5 [20] при =61 мс и d=0032 м;
=1 при =3 – относительный поперечный шаг и =234 - относительный продольный шаг;
=1 по по номограмме 5 [20];
=104 по номограмме 5 [20] при =851 оС и =0162.
Коэффициент теплоотдачи излучением:
где =140 Втм2К по номограмме 6 [2; 6] при =851 оС и tст =222 оС.
tст – температура загрязненной стенки;
tн – температура насыщения оС;
tн=197 оС при Ро=14 МПа;
Δt=25 оС – для газа;
=015 – степень черноты пара определяется по номограмме 2 [20] в зависимости от КРS
где S – толщина излучающего слоя
=27 - коэффициент поглощения трёхатомными газами определяется по номограмме 2 [20] при рS=0.10.230.237 и =0162;
KPS=27023701023=015.
Коэффициент теплоотдачи от газа к стенке:
где =085 – коэффициент поверхности нагрева по [20].
=085(56+21)=65 Втм2К.
Коэффициент теплопередачи:
где =1 – коэффициент тепловой эффективности по таблице 9.3 [20].
Рассчитываем поверхность нагрева:
где Dt - средний температурный напор оС;
где d – средний диаметр м;
d=(0032+0026)2=0029 м.
Количество теплоты переданное по условию теплопередачи:
Это условие соблюдается и значит что расчёт окончен.
2.5 Расчёт кипятильного пучка
Температур газов на входе в кипятильный пучёк ’=600оС и принимаем температуру газов на выходе ”=465 оС. Для этих температур по таблице 6 определяем энтальпии газов и рассчитываем значения балансного тепловосприятия пучка:
Q=φ(H’-H”+ΔαкпHoхв) (4.74)
где H’=11539 кДжм3 – энтальпия газов на входе в пучок;
Н”=9053 кДжм3 – энтальпия газов на выходе из пучка.
Q=0986(11539-9053+005386)=2470 кДжм3 .
Определяем площадь поверхности нагрева пучка:
где dн =006 м - диаметр труб;
ср – средняя длина труб в пучке м;
где n1 n2 nn – количество труб;
Z – количество труб шт;
где Z1=11– количество труб в одном ряду;
Z2=15– количество рядов.
F=31400618165=5844 м3.
Определяем скорость газа в пучке:
где - коэффициент теплоотдачи от газа к стенке
=45 Втм2К - коэффициент теплоотдачи конвекцией по номограмме 5 [20];
- коэффициент теплоотдачи излучением;
где =125 Втм2К по номограмме 6 [20] при =5325 оС .
Δt=25 оС – для газа.
=055 – степень черноты пара определяется по номограмме 2 [20] в зависимости от fг=6 м;
=05 – коэффициент тепловой эффективности определяем по [3] при =35 мс и d=006 м.
=085(45+69)=969 Втм2К.
Средний температурный напор:
2.6 Расчёт воздухоподогревателя
Исходные данные=84 мм; =50 мм; в=15 м; =40х15; а=2436 м.
=28- число труб в одном ряду;
Температур газов на входе в воздухоподогреватель ’=465 оС и принимаем температуру газов на выходе ”=250 оС. Для этих температур по таблице 6 определяем энтальпии газов и рассчитываем значения балансного тепловосприятия:
Q=φ(H’-H”+ΔαвпHoхв) (4.86)
где H’=9053 кДжм3 – энтальпия газов на входе по таблице 6;
Н”=5026 кДжм3 – энтальпия газов на выходе по таблице 6.
Q=0986(9053-5026+006386)=3990 кДжм3.
Проходное сечение для газов:
=0785003722829=102 м2.
где - средняя температура газов в пучке оС.
где αг – коэффициент теплопередачи от газа к воздуху;
где =48 Втм2К по номограмме 8 [20] при =28 мс и d=0037 м;
=102 по номограмме 5 [20].
где =87 Втм2К по номограмме 8 [20] при мс и d=004 м;
=09; =1; =1 по номограмме 8 [20];
=06 – коэффициент использования поверхности нагрева по [20].
Рассчитываем площадь поверхности нагрева:
2.7 Конструктивный расчёт оребренного водяного экономайзера
Целью конструктивного расчёта экономайзера является определение его поверхности нагрева и его компоновки.
Расчёт ведётся по программе «Оптима» разработанной в СГТУ.
Результаты расчёта приведены в таблице 4.3.
В процессе расчёта меняется металлоёмкость поверхности нагрева (в оребрённом экономайзере она составила Gп=58 т).
Глубина и ширина газохода остаётся без изменения. Температура уходящих газов меняется от 150 оС (в чугунном экономайзере) до 110 оС (в стальном оребрённом экономайзере). Меняется также и поперечный шаг труб и диаметр труб.
Таблица 4.3 Результаты расчёта водяного экономайзера
Наименование величины
Толщена стенки трубы
Поперечный шаг трубы
Продольный шаг трубы
Температура газов на входе в поверхность
Температура газов на выходе из поверхность
Температура воды на входе в поверхность
Продолжение таблицы 4.3
Температура воды на выходе из поверхность
Заходность змеевиков
Число рядов по ходу газа
Площадь сечения для прохода газа
Площадь сечения для прохода воды
Длина труб в одном змеевике
Длина труб в поверхности нагрева
Тепловосприятия по балансу
Аэродинамические сопротивления
Гидравлические сопротивления
Высота пакета поверхности нагрева
Металлоёмкость поверхности нагрева
Скорость воды (пара)
Внутренний коэффициент теплоотдачи
Лучистый коэффициент теплоотдачи
Конвективный коэффициент теплоотдачи
Коэффициент тепловой эффективности
Коэффициент теплопередачи
Полная поверхность нагрева
Поверхность нагрева труб
Поверхность нагрева ребер
Принципиальная схема приведена на листе КФБН 750000938 С3 графической части проекта.
Для контроля параметров и наблюдение за которыми необходимо для эксплуатации котельной предусмотрены показывающие приборы. Параметры изменение которых можно привести к аварийному состоянию оборудования контролируются показывающими приборами.
Задачей регулирования параметров предусмотренная КИП и автоматикой которые обеспечивают надёжность остановки котельного агрегата в аварийных ситуациях своевременно прекращая подачу топлива в топку котла.
Автоматическое регулирование процесса горения и питания водой температуры уходящих газов и т.д. Предусматривается с помощью регулирующих приборов применением датчиков.
Схема автоматизации решает также задачи по управлению работой:
–автоматическое регулирование позволяет обеспечить точность поддерживания заданных параметров;
–снижает эксплуатационные расходы;
–предупреждает аварийные ситуации;
–повышает срок службы оборудования в результате поддерживания оптимального режима.
В данной схеме предусмотрена аварийная и технологическая сигнализация остановки котлов аварийное отключение электродвигателей котельной.
Основные параметры которые измеряются регулируются в технологической схеме производства пара: температура давление расходы рабочей среды а также уровень воды в барабане и качественный состав дымовых газов на выходе из котлоагрегата и солесодержание котельной воды.
Таблица 5.1 – Перечень элементов схемы КИП
Измеряемые параметры
Место установки прибора
Наименование прибора
трубопровод питательной воды щит преобразователей управления
расходометр жидкости предохраняющий преобразователь вторичный регулирующий
трубопровод питательной воды щит преобразова-телей
манометр передающий преобразователь
вторичный регистрирующий прибор
трубопровод питательной воды щит преобразова-телей щит управления
термопара передающий преобразователь вторичный регистрирующий прибор
барабан котла преобразователей щит управления
манометр передающий преобразователь вторичный регистрирующий прибор
Продолжение таблицы 5.1
паропровод щит преобразова-телей щит управления
сужающее устройство передающий преобразователь
дымосос щит управления
барабан котла щит управления
вентиляторщит преобразова-телей
термопара передающий преобразователь
воздухопровод щит преобразова-телей щит управления
барабан котла щит преобразователей
солемер передающий преобразователь
Электроснабжение котельного цеха
Целью выполнения электрической части является проектирование электроснабжения потребителей электроэнергии котельного цеха.
Токоприемники котельной установки относятся к потребителям II катего-
рии по бесперебойности электроснабжения и установлены во взрывоопасной зоне категории В-IIa. Тип токоприемников определен в теплотехнических расчетах характеристики определены и приведены в таблице 6.1.
Питание токоприемников может быть осуществлено от РУ-04кВ ТП-2 с двумя трансформаторами расположенными на расстоянии 280 м. В схеме предусмотрено рабочее иаварийное освещение а также контрольное освещение принятое во взрывозащитном исполнении.
Таблица 6.1 – Технические данные потребителей СН
Технологическое назначение потребителей электроэнергии
Параметры номинального режима
Коэф-фициент использ.
Крат-ность пуского тока
2. Расчет электрической нагрузки
2.1. По методике [ 12 ] используя индивидуальные коэффициенты использования рассчитаем среднюю мощность потребителей на шинах 380 В.
Определим среднюю активную Pcpi реактивную Qcpi и полную Scpi мощности нагрузки по формулам:
tgφi= Qcpi=Р cpitgφi=17103 квар
Где N – количество однотипного оборудования;
Ки – коэффициент использования;
– коэффициент полезного действия.
2.2. Групповой средний взвешенный коэффициент использования Ки определим по формуле:
Ки= Ки·РнРн = 4771163627=075
2.3. Из [ 39 с. 375 ] определяем расчетный коэффициент – Кр= 095.
2.4. Эквивалентное число потребителей определим по формуле:
Так как nЭ>n то принимаем nЭ=n=13.
2.5. С учетом расчетного коэффициента КР определим расчетные мощности (Pр Qр Sр) и заполним графы 12 13 14 таблицы. Полную мощность нагрузки определяем используя суммы активных и реактивных мощностей:
Ток потребляемый нагрузкой равен:
Таблица 6.2. – Расчет электрической нагрузки на шинах 04 кВ (по форме Ф636-92)
По заданию технологов
Параметры остальных потребителей определяем аналогично результаты расчетов сводим в таблицу 6.2.
Полная мощность равна: Sр = 58579 кВА ток – 8910 А.
3 Выбор силовых трансформаторов
3.1 С учетом наличия потребителей II категории по бесперебойности электроснабжения число силовых трансформаторов на ТП выбираем N=2. Расчет ведем по формуле:
Где Sp – расчетная полная мощность компрессорной станции кВА;
N – количество устанавливаемых силовых трансформаторов;
Кз – коэффициент загрузки трансформатора равен 07 (при этом перегрузка трансформатор не превысит допустимой величины – 40% и трансформатор сможет выполнять роль резервного).
3.2 Из справочника [ 40 ] выберем трансформатор типа ТМЗ-400604
с номинальной мощностью SНТ= 400 кВА.
3.3 Расчет мощности компенсирующих устройств QКУ на 04 кВ.
Требуемая реактивная мощность трансформаторов равна:
Мощность компенсирующих устройств определим:
QКУ = QP – QТ = 37108 – 3288 = 4228 квар
Для равномерного распределения реактивной мощности из [ 41 ] выберем 2 установки компенсации реактивной мощности КЭ1-038-25-2У3. Вконденсаторной установке предусмотрена система аварийного отключения установки и предупреждения обслуживающего персонала;
Таблица 6.3 – Характеристики установки
3.4 Определим полную мощность нагрузки после компенсации.
3.5 Проверим коэффициент загрузки трансформаторов после компенса-
ции реактивной мощности :
Коэффициент загрузки трансформаторов после компенсации реактивной мощности соответствует условию (07>КЗ) следовательно трансформатор икомпенсирующие устройства выбраны правильно.
4. Разработка схемы электроснабжения
Внешнее электроснабжение котельной осуществляют от комплектной подстанции. Подстанция принимается крупноблочной заводского изготовле-
ния типа КТПБ завода «Электрощит». Со стороны ВН применим блочную схему соединения трансформатора с шинами ГПП.
На стороне низкого напряжения принимается одиночная секциониро-
ванная система шин с автоматическим включением резерва на секционном выключателе. Согласно ПУЭ 1.2.17 потребители котельной относятся ко II категории надежности электроснабжения. Питание подстанции осуществля-
ется от ГПП находящейся на расстоянии 028 км. Распределение электроэнергии осуществляется по радиальной схеме с автоматическими выключателями на отходящих линиях. Мощность компенсирующих устройств распределим равномерно – по 2 установки АУКРМ 04-3313-813-УХЛ4. Для защиты компенсирующих устройств предусмотрим предохранители F1–F4.
Для повышения надежности электроснабжения в схеме предусмотрен выключатель Q2 со схемой АВР и две линии ввода электроэнергии. В качестве электропривода технологических механизмов служат асинхронные электро-
двигатели с короткозамкнутым ротором с напряжением 380 В. При выходе изстроя одной линии питания (трансформатора) половина электроприемников на время срабатывания АВР (доли секунды) обесточивается а потом электроснабжение восстанавливается автоматически от оставшегося в работе трансформатора.
Контроль рабочих параметров шин РУ тока секционного выключателя осуществляется предусмотренными вольтметрами и амперметрами.
Для проверки выбранных выключателей по токам короткого замыкания выбираем на схеме две контрольные точки К1 и К2. В этих точках токи короткого замыкания максимальны следовательно по их значениям можно проверять все автоматические выключатели данного уровня.
Нагрузка между шинами 04 кВ распределена равномерно.
Таблица 6.4 – Баланс мощности на шинах 04 кВ.
Схема электроснабжения представлена на рисунке 6.1.
5 Расчет токов короткого замыкания
5.1 При расчете токов короткого замыкания делают допущение что питающая сеть имеет бесконечно большую мощность а ток короткого замыкания ограничивается сопротивлением тех элементов по которым он проходит.
Для расчета составим эквивалентную схему замещения. Эквивалентная схема для расчёта токов короткого замыкания изображена на рис. 5.2.
Рисунок 6.2 - Эквивалентная схема для расчета токов короткого замыкания
Z1 – сопротивление линии
Z2 – эквивалентное сопротивление трансформатора
Z3 – переходное сопротивление выключателя
Z4 – переходное сопротивление выключателя
Z5 – сопротивление кабельной линии
Z6 – переходное сопротивление магнитного пускателя КМ10.
По току КЗ в точке К1 проверяем коммутационную способность автомата Q1–Q3 в точке К2 – выключателей Q4-Q16.
5.2 Сопротивление контактных соединений принимаем равным ΣrК=35 мОм Сопротивление линии W1 определим по погонным сопротивлениям:
XФ=X0·L=008·076=014 Ом
5.3 Для трансформатора ТМ3-400604 по справочным данным имеем:
РX = 105 кВт РК = 59 кВт UК = 45% IХ = 30%.
Определяем сопротивление трансформатора мОм:
где: UH - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения В;
SH - номинальная мощность трансформатора кВА;
5.4 Полное сопротивление до точки К1 будет равно:
Сопротивление до точки К2 равно:
5.5 Определим ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 кА:
где 6300 В - среднее значение линейного напряжения
Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 кА:
Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 кА:
5.6 По соотношениям по номограммам приведенным в [ 10 ] находим Кy1=KУ2=11.
Тогда ударные токи равны: IУ1=КУ·√2·I3КЗ
Ударные токи в контрольных точках будут равны кА:
IУ1=КУ·√2·I3КЗ= 11·141·45= 71 кА
IУ2=КУ·√2·I3КЗ= 11·141·39= 60 кА
6. Выбор автоматических выключателей
6.1. Выбор выключателя Q1–Q3
Определяем ток перегрузки в аварийном режиме работы:
IП = IН·2 = 424·2 = 848 А
Импульс квадратичного тока:
2·(0175+003)=42 кА2·с
Из справочника [ 42 ] выбираем выключатель на 04 кВ ВА81-41. Выбор
производится из условия:
IМАХ IНОМ IП.О. IОТК ВК IТЕР2·tТЕР
Таблица 6.5. – Условия выбора выключателя
Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям.
6.2. Выбор выключателя Q4 Q5
Расчетный ток продолжительного режима КИПиА:
Пиковый ток в линии находим по формуле:
IП = IН·КП = 285·125 = 357 А
где - кратность тока перегрузки 125;
2·(0175+003)=31 кА2·с
Из справочника [ 42 ] выбираем выключатель на 04 кВ АП50Б 3МТ. Выбор производится из условия:
Таблица 6.6. – Условия выбора выключателя
6.3. Выбор выключателей Q6–Q16
Расчетный ток продолжительного режима дымососа:
IП = IН·КП = 133·45 = 751 А
Из справочника [ 42 ] выбираем выключатель на 04 кВ ВА5735. Выбор
Таблица 6.7. – Условия выбора выключателя
7 Выбор уставок защит
Расчетный ток отходящей линии подпиточного насоса;
где U – номинальное напряжение линии 380 В.
Пиковый ток в отходящей линии рассчитывают по формуле:
где Кп – кратность пускового тока электродвигателя;
IП = IН·КП = 671·5 = 335 А IЗТ=33525=134 А
В качестве защитного аппарата выбран автоматический выключатель
ВА5735 с номинальным током IН=250 А.
Результаты расчета выбора автоматических включателей и установок срабатывания их расцепителей сводим в таблицу 5.8.
Таблица 6.8 – Выбор защит питающих отходящих линий
Обозначение на схеме
8 Выбор проводов и кабелей
8.1. Определим потери мощности в силовом трансформаторе
·(105+59·072)=78 кВт
8.2. Определим полную мощность подстанции:
Р=45326+78=46106 кВт Q=37108–(2·25)+492=37028 квар
8.3 Определим ток потребляемый подстанцией
8.4. Питание потребителей осуществляется кабелем ААШВ проложенным открыто.
По таблицам допустимых токов для линии W4 выберем кабель АВВГ(3х10) с номинальным током 47А.
где IДОП - допускаемый ток кабеля с учётом поправки
КСИ - поправочный коэффициент на количество кабелей проложенных в одной траншее
Кв=1 при прокладке в нормальной среде.
Проверка по условию нагрева:
Таблица 6.9 - Выбор проводников
Условие по селективности защиты К≤(IДОП·КЗАЩIТЗ)≤1 выполняется для всехлиний.
9 Выбор магнитных пускателей
Для управления двигателями устанавливаются магнитные пускатели типа ПМЛ. Выбор производится исходя из условия Uн ≥ UК1 и Iн ≥ IР.
Таблица 6.10 - Выбор магнитных пускателей
При выполнении раздела разработана схема электроснабжения котельной содержащая для повышения надежности электроснабжения два трансформатора и две линии ввода. По мощности нагрузки выбраны элементы схемы и определены уставки защитных аппаратов. В схеме электроснабжения предусмотрен автоматический выключатель со схемой АВР. Разработанная схема обеспечивает необходимое качество электрической энергии и надежность электроснабжения оборудования.
Охрана окружающей среды
На современном этапе развития производства существует проблема охраны окружающей среды. Одним из значительных источников загрязнений окружающей среды является энергетика воздействие которой определяется как тепловыми потерями в атмосферу землю и водную среду так и выбросами ряда вредных загрязнений.
Учет и нормирование выбросов вредных веществ в воздушный бассейн представляют собой одну из важнейших задач по сохранению биосферы.
Рисунок 7.1 – Схема источников загрязнения окружающей среды
– паровые котлы (Е-25-14 ГМ) 3 шт; 2 – дымососы 3 шт; 3 – дымовая труба h = 30 м; 4 – помещение цеха вспомогательного теплотехнического и электрического оборудования; 5 – фильтры химводоочистки (Na-катионитовые) 3 шт; 6 – пультовая;.
Атмосфера загрязняется: продукты сгорания содержащие окислы углерода и азота.
Гидросфера загрязняется: сточной водой с большим содержанием солей кальция и магния после промывки Na-катионитовых фильтров используемые в процессе химводоочистки; сточная вода содержащая соли различных металлов образующаяся при непрерывной продувке барабана котла и сточные воды от кислотной промывки котлов.
Литосфера загрязняется следующими отходами: отходы I класса опасности – люминисентные лампы; отходы II класса – отсутствуют; отходы III класса – изоляция масляная ветошь из расчёта 03 тгод на человека; отходы IV класса – отходы образующиеся при ремонте оборудования (металл кирпич обмуровка и др.) производственные отходы; отходы V класса – бытовые отходы (нетоксичные) из расчёта 004 тгод на человека.
2 Защита атмосферы от вредных выбросов
При сжигании топлива в атмосферу выбрасываются следующие загрязняющие вещества: оксиды углерода и азота.
Рассчитываем максимальное значение приземной концентрации вредного вещества (мгм3) при выбросе газо-воздушной смеси из одиночного точечного источника с круглым устьем определяется по формуле:
где А=180 - коэффициент зависящий от температурной стратификации атмосферы [25];
h=30м- высота источника выброса;
V1=59 м3с- расход газовоздушной смеси;
T - разность между температурой выбрасываемых газов и температурой атмосферного воздуха °С.
где T1=110 °С - температура отходящих газов;
Т2=23°С- средняя температура атмосферного воздуха.
Расчёт выбросов оксидов углерода гс:
где =025 кгГДж - количество оксида углерода образующееся на единицу топлива выделяющейся при горении топлива;
q4=05 % – потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива.
Выбросы оксидов углерода до реконструкции:
Выбросы оксидов углерода после реконструкции:
Расчёт выбросов оксидов азота гс:
где =01 кгГДж - параметр характеризующий количество оксидов азота на один ГДж теплоты;
– коэффициент учитывающий степень снижения оксидов азота в результате применения технических решений.
Выбросы оксидов азота до реконструкции:
Выбросы оксидов азота после реконструкции:
Определяем коэффициенты f и m по формулам:
где D=18m- диаметр устья дымовой трубы;
В таблице 7.1 приведены параметры выбросов от источников выбросов загрязняющих веществ.
Таблица 7.1- Параметры выбросов от источников выбросов загрязняющих веществ.
Источники выделения загрязняющих веществ.
Производительность тч
Источники выбросов загрязняющих веществ.
Параметры газовоздушной смеси на выходе из источника выброса.
Объем дымовых газов м3 с
Wo- скорость выхода газов из устья трубы мс:
при f 100 коэффициент m определяем по формуле:
Определяем коэффициент :
при 05 ≤≤2 коэффициент n определяем по формуле:
n = 05382-213+313 (7.9)
n = 0538192-21319+313=1025.
Максимальное значение приземной концентрации вредного вещества для и :
Минимально допустимая высота трубы при которой обеспечивается санитарные нормы м:
где =3 мгм3 по [25];
Сф-фоновая концентрация;
Минимально допустимая высота трубы при которой обеспечивается санитарные нормы для СО:
Минимально допустимая высота трубы при которой обеспечиваются санитарные нормы для NО2:
Выбросы в атмосферу от дымовой трубы не превышают норм в зоне дыхания людей поэтому установлен не ВСВ (временно согласованный выброс) а ПДВ (предельно допустимый выброс).
Определим общую годовую плату за загрязнение атмосферы руб.год:
где - коэффициент инфляции к нормативу платы за ущерб на 2014 год;
- коэффициент экологической значимости для атмосферы г. Балаково;
- коэффициент повышающий или понижающий плату за ущерб принимаемый для г.Балаково равным 12;
Мi – массовый выброс вредного вещества в год тгод.
Плата за выбросы в атмосферу:
=2.31219(150106+60352)=16915.4 руб.год.
=2.31219(145806+8852)=2858.4 руб.год.
Из расчетов видно что выбросы в атмосферу от дымовой трубы не превышают норм в зоне дыхания людей а труба высотой 30м соответствует нормам.
В настоящее время одним из способов снижения концентрации токсичных веществ в приземной зоне является применение высоких дымовых труб которые развевают дымовые газы на большие расстояния. А снижение СО можно достичь посадкой деревьев вокруг предприятия.
3 Защита гидросферы от вредных сбросов
Определяем количество воды после промывки фильтров ВПУ содержащая большое количество солей это 23 соли Са++ 13 соли Мg++ и механические загрязнители тгод:
Мвпу=МСУТФ365 (7.12)
где МСУТФ - 15 тсут объем суточной промывки фильтров.
Мвпу =15365=5475 тгод.
Продувка барабанов котлов вода с высоким солесодержанием тгод:
где Gпр=0511 тч =184 тч- часть продувки сбрасываемая со сточными водами.
Mnp =18424365=16115 тгод.
Вода после периодической кислотной промывки циркуляционного контура и барабана котла (при данном качестве воды кислотная промывка проводится один раз в год) тгод:
где к=3- количество котлов.
Сточная вода с высоким содержанием щелочей после душевых для персонала тгод:
Мдуш = Мсут душ nчел 365 (7.15)
где Мсут душ = 003 тсут - суточный расход воды на человека;
nчел =16 чел - персонал котельного цеха.
Мдуш = 003 16 365 = 1752 т год.
Вода предназначенная для мытья полов т год:
Мпол =Мсут пол365 (7.16)
где Мсут пол =05 тсут - суточный расход воды на мытье полов.
Мпол =05365=1825 т год.
Нормативы платы за различные стоки составляют по [51]:
Пвпу=2312+1375 рубт; Пкис=09 рубт; Пцуш =25 рубт ; Ппол=27548 рубт.
Определим общую годовую плату за загрязнение гидросферы:
где Кинф=2.3 - коэффициент инфляции к нормативу платы за ущерб на 2014 год;
г=113 – безразмерный коэффициент учитывающий характер (ценность)
загрязняемого водоёма.
коэффициент экологической значимости для гидросферы.
Угид=2.3113132((2312+1375)5475+2516115+0942+251752+245481825) = 299617.6 руб.год.
Непосредственный сброс сточных вод в водоемы невозможен из-за резко переменных значений РН а также из-за высокого содержания в них грубодисперсных примесей и солей. Очистка таких вод должна сводится к удалению основной части солей грубодисперсных примесей и коррекции их РН в соответствии с условиями предъявляемыми санитарными нормами регулирующими сбросы сточных вод в водоемы.
Одна из основных задач при подготовке воды на водоподготовительных установках - уменьшение сброса сточных вод. Основными решениями этой задачи является: разработка мероприятий позволяющих сократить сбросы сточных вод с существующих установок; разработка эффективных методов и схем регенерации реагентов из сточных вод водоподготовительных установок; разработка новых прогрессивных методов и схем подготовки воды в котельной внедрение которых позволит значительно уменьшить количество потребляемых реагентов.
Более рациональны схемы с использованием пресс фильтров или барабанно-вакуумных фильтров. При этом на водоподготовительные установки возвращается максимально возможное количество осветленной воды которая может быть направлена непосредственно на ионообменные фильтры или использована на предочистке.
4 Защита литосферы от вредных отходов
Загрязнителями на проектируемом объекте являются:
Отходы I класса опасности – люминисентные лампы Млл=00045 тгод.
Отходы III класса – изоляция масляная ветошь из расчёта 0003 тгод на человека.
Мвт=140003=0042 тгод.
Отходы IV класса – отходы образующиеся при ремонте оборудования (металл кирпич обмуровка и др.) Мрем = 24 тгод; производственные отходы. 001 тгод на 1 м2 тгод:
Мпроиз=001945=945 тгод.
Отходы V класса – бытовые отходы (нетоксичные) из расчёта 02 м3год на человека.
Нормативы платы за отходы составляют:
Пл1к=17392 руб.т; Пл3к=497 руб.т; Пл4к=2484 руб.т; Пл5к=15 руб.м3.
Определим общую годовую плату за загрязнение литосферы руб.год:
коэффициент экологической значимости для литосферы;
л=1 – безразмерный коэффициент учитывающий характер (ценность) загрязняемой территории.
Ул=2.3119(0004517392+0042497+242484+9452484+4415)=36724.1 руб.год.
При эксплуатации ВПУ котельного цеха ионообменная смола Na-катионитовых фильтров постепенно истощается и через 8-10 лет встает вопрос о её замене и утилизации. Утилизация должна проводится так чтобы не происходило загрязнение литосферы. Поэтому истощившуюся ионообменную смолу сдают в специальные организации для переработки после которой её можно снова использовать в Na-катионитовых фильтрах.
Бытовой мусор складируется в специальные контейнеры которые потом увозятся на свалку. Старые поверхности нагрева обмуровка оборудования и другой строительный мусор вывозится на переработку и на свалку.
Природоохранные мероприятия (ПОМ) по защите окружающей среды.
Плата за загрязнения в гидросферу:
Угид=299617.6 руб.год.
Плата за загрязнение литосферы:
Общая годовая плата за загрязнение окружающей среды котельным цехом определяется по формуле:
У= Уатм+Угид+Улит (7.20)
=16915.4 +299617.6 +36724.1 =353257 руб.год.
=2858.4+299617.6+36724.1 =339200 руб.год.
Экономический эффект от ПОМ руб.год:
Снижения концентрации токсичных веществ в приземной зоне является применение высоких дымовых труб которые развевают дымовые газы на большие расстояния.
Сократить сбросы сточных вод из котельной; разработка эффективных методов и схем регенерации реагентов из сточных вод водоподготовительных установок.
Ионообменную смолу сдавать в специальные организации; бытовой мусор увозить на свалку; старые поверхности нагрева обмуровка оборудования и другой строительный мусор вывозится на переработку и на свалку.
Безопасность эксплуатации теплотехнологической установки
При технологическом процессе производства пара возникает ряд опасных и вредных факторов:
повышенная температура поверхностей оборудования;
повышенное напряжение в электрической цепи замыкание которой может произойти через тело человека;
высокое давление и температура рабочей среды.
1 Планировка паровой котельной работающей на природном газе
Помещение котельной с паровыми котлами вырабатывающими пар давлением более 007МПа не примыкают к жилым и общественным зданиям. Выходные двери из котельного помещения открываются наружу от нажатия руки и не имеют запоров со стороны котельной. В зданиях котельной не размещаются бытовые и служебные помещения которые не предназначены для персонала котельной а также мастерские не предназначенные для ремонта котельного оборудования. Проектирование осуществлено с учетом СН 245- 71 [52].
Котлы работают на газообразном топливе и установлены на расстоянии 2-4 метра до стены котельного помещения от выступающих частей горелочных устройств. Проходы в котельной имеют свободную высоту два метра.
Газорегуляторные установки (ГРУ) размещены в котельной вблизи от ввода газопровода в котельном зале Оборудование и приборы ГРУ защищены от механических повреждений и от воздействия сотрясений и вибраций а место размещения ГРУ освещено.
Проектирование вентиляции выполнено в соответствии с [53]. Помещение котельной а также все вспомогательные и бытовые помещения оборудованы естественной и искусственной вентиляцией и отоплением. Приточный воздух поступает в котельный зал через жалюзийные решетки. Так как горение осуществляется с принудительной подачей воздуха 75% его количества поступает из верхней зоны котельного зала.
В помещении котельной предусмотрены вспомогательные помещения: гардеробные с умывальниками уборные душевые комнаты для приема пищи и кладовые для инвентаря. Расчет количества санитарно- бытовых помещений и их оборудования выполнен согласно .
Воздух рабочей зоны имеет определенные параметры: оптимальная температура 11-20°С; скорость движения воздуха 02 мс; влажность 40-60%. Это достигается с помощью следующих мероприятий:
применение высокоэффективной изоляции всех тепловыделяющих поверхностей;
максимальное использование естественной а в случае необходимости
искусственной вентиляции;
установка батарей центрального отопления.
Помещения котельной обеспечены естественным светом а в ночное время - электрическим освещением. Места которые по техническим причинам не обеспечены естественным светом имеют постоянное электрическое освещение. Освещенность соответствует [32].
Естественное освещение нормируется при помощи коэффициента естественной освещенности (КЕО). Минимальная освещенность принята 150лк при газоразрядных лампах и 50лк при лампах накаливания.
Кроме рабочего освещения котельная оборудована аварийным освещением от источника питания независимого от общей электроосветительной сети котельной.
Аварийное освещение обеспечено на уровне пола 05 лк в соответствии с [39].
Обязательно оборудованы аварийным освещением следующие места:
фронт котлов а также проходы между котлами позади и над котлами;
места и пункты управления;
измерительные приборы;
вентиляторные площадки;
помещения для баков и деаэраторов;
площадки и лестницы котлов;
Рабочее и аварийное освещение электрическое оборудование и его заземление соответствуют требованиям правил устройства электрооборудования [39].
В котельной работающей на газообразном топливе помимо основного
электрического освещения в нормальном исполнении устанавливают
электролампы с арматурой во взрывозащитном исполнении с индивидуальной проводкой и выносом выключателя и предохранителя от этой лампы вне помещения котельной
4 Защита от шума и вибрации
Основными источниками вибрации и шума являются насосы дымососы и вентиляторы. В соответствии с [53] нормальной величиной вибрации зданий конструкций оборудования является значение колебательной скорости определяемой относительно порогового значения Vо= 510 мч.
Для уменьшения вибрации выполняются следующие мероприятия:
центрованы роторы насосов и приводных электродвигателей
прогреваются все трубопроводы во время пуска котельных агрегатов для избежания гидравлических ударов;
персонал котельной обеспечен средствами индивидуальной защиты согласно [53].
В соответствии с требованиями [50] регулярно производятся измерения вибрации.
Указания по измерению и оценке шума даны в [53].
Для защиты от шума предусмотрены следующие мероприятия:
балансировка роторов насосов вентиляторов дымососов;
установка групповых щитов управления со звукопоглощающим покрытием;
персонал котельной обеспечен средствами индивидуальной защиты согласно.
5 Электробезопасность
Электробезопасность - это состояние защищенности человека от воздействия высокого напряжения при работе с электрооборудованием. Электробезопасность обеспечивает выполнение следующих инженерно-технических мероприятий:
защитные отключения;
выравнивание потенциалов;
исключение поражения персонала электрическим током.
Все электрооборудование и электроустановки котельной соответствуют требованиям [24].
Защита от поражения электрическим током обеспечена выполнением инженерно- технических мероприятий согласно требованиям [24]:
контроль и профилактика состояния изоляции;
устройство защитного заземления;
устройство двойной изоляции изолирование рабочего места;
устройство зануление;
оградительные устройства плакаты знаки безопасности.
При проектировании и эксплуатации электрооборудования
руководствуются [24].
Электрическая схема котельной приведена и рассчитаны в соответствующей части данного дипломного проекта.
6 Пожаро-взрывобезопасность
Пожаро-взрывобезопасность (ПВБ) - состояние объекта при котором с установленной вероятностью равной 106 исключается возможность возникновения и развития пожара и воздействия на людей опасных факторов пожара а также обеспечивается защита материальных ценностей окружающей среды. ПВБ объектов регламентируется на основании положений [36] а также межотраслевыми правилами пожарной безопасности инструкциями по обеспечению пожарной безопасности на объекте. Котельный цех относится к группе В-1А взрывоопасных помещений и категории Г пожароопасных производств.
Опасными факторами пожара являются:
открытый огонь и искры;
повышенная температура воздуха;
пониженная концентрация кислорода и повышенное содержание окислов углерода и углекислого газа в воздухе;
накопление токсичных газов;
обрушение и повреждение зданий и сооружений.
Для исключения возникновения пожара обслуживающий персонал обучают правилам пожарной безопасности. Пожарные щиты размещены на видном и легкодоступном месте ближе к выходам из помещений. Котельная оснащена средствами тушения пожара по нормам пожаронадзора. Для размещения первичных средств пожаротушения в котельной установлены пожарные щиты на которых в обязательном порядке должны быть:
пенные огнетушители- 2 шт.;
углекислый огнетушитель- 1шт.;
Взрывозащита систем повышенного давления достигается организационно - техническими мероприятиями; разработкой инструктивных материалов; регламентов норм и правил ведения технологических процессов; организацией обучения и инструктажа обслуживающего персонала; осуществлением контроля и надзора за соблюдением норм технологического режима правил и норм техники безопасности. Кроме того оборудование повышенного давления оснащено системами взрывозащиты:
гидрозатворы огнепреградители;
защита аппаратов от разрушения при взрыве с помощью устройств аварийного сброса давления (предохранительные мембраны и клапаны задвижки обратные клапаны).
Все трубопроводы подвергают гидравлическим испытаниям при пробном давлении на 25% выше рабочего но не менее 02МПа. Для обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации сосуды работающие под давлением подвергаются техническому освидетельствованию после монтажа и пуска в эксплуатацию периодически в процессе работы а в необходимых случаях и внеочередному освидетельствованию. ПВБ обеспечена пожаровзрывопредупреждениями по [35] и пожаровзрывозащитой по [36].
предотвращение образования горючих и взрывоопасных сред;
контроль качества горючей среды;
применение герметичного оборудования;
отвод и изоляция горючих и взрывоопасных сред;
применение рабочей и аварийной вентиляции;
применение соответствующего оборудования.
Противопожарную защиту обеспечивают следующими мероприятиями:
использование негорючих и малогорючих веществ и материалов в производственном процессе;
ограничение количества горючих веществ;
изолирование горючей среды;
применение средств пожаротушения;
предотвращение распространения пожара за пределы очага возгорания;
применение пожарной сигнализации и средств извещения о пожаре (подробно в разделе КИП и автоматика);
организация пожарной охраны объекта.
Так как котельная работает на газообразном топливе помимо основного электрического освещения установлены электролампы с арматурой во взрывозащитном исполнении с индивидуальной проводкой и выносом выключателя и предохранителя этой линии за пределы котельной.
Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений котельной регламентируются [35].
Сооружения для хранения и транспортировки топлива оборудованы и размещены в соответствии с правилами пожарной безопасности для энергетических объектов РД 34.03.301- 87.
7 Газоснабжение котельных установок
Газопроводы вводятся непосредственно в помещение котельной. На вводе газопровода внутри котельной в доступном для обслуживания месте устанавливают устройство для отключения всей котельной в случае ремонта или аварии а также при остановке ее на длительное время. В схеме газопроводов установлены контрольно-измерительные приборы для измерения давления газа и воздуха перед горелками и разрежения в топке. Приборы расположены в местах удобных для наблюдения за ними.
8 Защита от воздействия повышенных температур
Для защиты обслуживающего персонала от воздействия теплоты излишние теплоизлучения уменьшены а излишняя теплота удалена. Источниками теплового излучения являются нагретые поверхности котлов арматура трубопроводы с горячими теплоносителями. Применены следующие способы защиты от теплового излучения:
теплоизоляция горячих поверхностей (трубопроводы с горячими теплоносителями открытые поверхности теплооборудования);
экранирование источников излучения поглощающими и отражающими материалами;
применение защитной одежды обуви;
ограничение длительности работы персонала при неблагоприятных температурных условиях.
Согласно санитарным нормам СН 245- 71 температура наружных поверхностей котлов и покрытий не превышает 45°С температура оболочек изоляции трубопроводов и резервуаров- 35°С что обеспечено покрытием излучающих поверхностей тепловой изоляцией (стекловата алюминиевая фольга).
9 Организационные мероприятия по защите обслуживающего персонала
К обслуживанию котлов допускаются лица не моложе 18 лет имеющие
удостоверение на право обслуживания котлов прошедшие медицинское освидетельствование и вводный инструктаж по технике безопасности.
Обслуживающий персонал поддерживает надежный и наиболее экономичный режим работы котлов в соответствие с инструкциями и режимными картами.
Медицинское освидетельствование персонала проводится не менее 1 раза в год.
Периодическая проверка знаний правил техники безопасности обслуживающего персонала проводится не реже одного раза в год а внеочередная проверка знаний - в случае перевода на обслуживание котлов другого типа и при переводе котла на сжигание другого вида топлива.
Обслуживающий персонал во время работы в котельной обеспечивается средствами индивидуальной защиты по ГОСТ 12.4.011-89:
- операторы котлов - средствами защиты от шума (наушники);
- ремонтная бригада - спецодеждой средствами защиты головы и рук (каски защитные рукавицы и перчатки) средствами защиты глаз (очки защитные) средствами защиты лица (щитки защитные лицевые) средствами защиты от падения с высоты и другими предохранительными средствами (предохранительные пояса тросы ручные захваты наколенники наплечники).
Одним из наиболее важных элементов повышения эффективности трудовой деятельности человека является совершенствование умений и навыков в результате трудового обучения.
С психофизиологической точки зрения производственное обучение представляет собой процесс приспособления и соответствующего изменения физиологических функций организма человека для наиболее эффективного выполнения работы.
Оптимальное расположение и компоновка элементов рабочего места обеспечение удобной позы и свободы трудовых движений использование оборудования отвечающего требованиям эргономики и инженерной психологии обеспечивают наиболее эффективное выполнение работы уменьшают утомляемость работника и предотвращают опасность возникновения профессиональных заболеваний.
Оптимальная поза человека в процессе трудовой деятельности обеспечивает высокую работоспособность и производительность труда.
Смена позы приводит к перераспределению нагрузки на группу мышц улучшению кровообращения ограничивает монотонность. На данном предприятии смена позы совместима с технологией и условиями производства поэтому выполнение работы происходит как стоя так и сидя.
В котельном цехе основная работа (наблюдение за котлом) выполняется операторами котлов существенное влияние на их работоспособность оказывает оптимальный выбор типа и размещение приборов и щитов управления и наблюдения за работой котла.
Приборные панели расположены так что плоскости лицевых частей индикаторов перпендикулярны линиям взора оператора а необходимые органы управления находятся в пределах его досягаемости.
Для различия органов управления и наблюдения все приборы имеют разную форму и размер маркировку и соответствующие надписи.
Периодическое чередование работы и отдыха способствуют сохранению высокой работоспособности. Различают две формы чередования периодов труда и отдыха на производстве: обеденный перерыв в середине рабочего дня и кратковременные регламентируемые перерывы.
Элементами рационального режима труда и отдыха являются производственная гимнастика и комплекс мер по психофизиологической разгрузке. Для обслуживающего персонала котельной отведено время для проведения производственной гимнастики несколько раз за смену.
Рациональное цветовое оформление производственного интерьера действенный фактор улучшения условий труда человека.
Поддержание рациональной цветовой гаммы в производственных помещениях достигается подбором осветительных установок согласно нормативным требованиям обеспечивающих необходимый световой спектр. В процессе эксплуатации осветительных установок предусмотрена регулярная очистка от загрязнения светильников своевременная замена отработавшей свой срок службы лампы контроль напряжений питания осветительной сети регулярная и рациональная окраска стен потолков оборудования например бежевым или голубым тоном 37.
Чтобы внешний вид трубопроводов указывал на свойства транспортируемого вещества введена их опознавательная окраска (ГОСТ 14.202-69): вода - зеленый; пар - красный; воздух - синий; газ - желтый.
11 Эксплуатация котельного цеха в условиях чрезвычайной ситуации
В условиях чрезвычайной ситуации котельный цех не эксплуатируется. Производится эвакуация персонала. Для устранения последствий чрезвычайной ситуации (взрыва пожара и пр.) вызывается пожарная и ремонтная бригада завода ПЧ-23.
Ожидаемые технико-экономические показатели
1 Определение текущих затрат на производство тепловой энергии и её себестоимости
I вариант (деаэрация питательной воды способом дозирования реагентов)
И= Ит+ Ив+ Иээ+ Изп+ Исн+ Иам+ Ир+ У+ Ипр (9.1)
где Ит =188023.7 тыс.руб.год – затраты на топливо (из раздела 3);
Ив=5811.3 тыс.руб.год–затраты на воду забираемую из водохозяйственных систем в пределах установленных лимитов (из раздела 3);
Иээ=16705.2 тыс.руб.год – затраты на электрическую энергию (из раздела 3);
Изп – затраты на оплату труда тыс.руб.год;
Исн – отчисления на социальные нужды тыс.руб.год;
Иам =4320 тыс.руб.год – амортизация основных производственных фордов (из раздела 3);
Ир =1800 тыс.руб.год - затраты на все виды ремонтов (из раздела 3)
У– платежи за предельно допустимые выбросы тыс. руб.год;
Ипр – прочие затраты тыс. руб.год.
Издержки на оплату труда:
Представим штатное расписание в таблице 9.1:
Таблица 9.1 - Штатное расписание котельного цеха
Количество работников
всего числящихся с учетом подмен
Слесарь по ремонту и обслуживанию оборудования
Слесарь-электрик по обслуживанию оборудования
Лаборант – химик – аппаратчик
где nитр- общее количество ИТР nитр=5 человек;
nр - общее количество рабочих nр=17 человек;
- средняя зарплата ИТР (по данным предприятия) =15000 руб.мес. =180000 руб.год;
- средняя зарплата рабочего (по данным предприятия) =8000 руб.мес. =96000 руб.год.
Изп=1800005+9600017=2532 тыс. руб.год.
Издержки на социальные нужды:
Здесь отображаются обязательные отчисления от затрат на оплату труда работников: страховой взнос в Пенсионный фонд взносы в Государственный фонд занятости населения взносы на обязательное медицинское страхование взносы в фонд социального страхования:
где - суммарная норма отчислений на социальные нужды =0262.
=0342532=8609 тыс. руб.год.
Прочие расходы тыс. руб.год:
Здесь учитываются затраты не отнесенные ни к одним из вышеперечисленных в том числе затраты по охране труда за пожарную и сторожевую охрану арендная плата стоимость отопления производственных и служебных зданий и помещений платежи по обязательному страхованию имущества предприятия платежи по кредитам в пределах ставок установленных законодательством оплата услуг связи и вычислительных центров некоторые виды местных налогов и отчислений и др.
Ипр=005(Изп+Иам+Ир) (9.4)
Ипр =005(2532+4320+1800)=4326 тыс.руб.год.
Платежи за предельно допустимые выбросы составят У=339.2 тыс.руб.год (по данным раздела «Охрана окружающей среды»).
И1=188023.7+5811.3+16705.2+2532+860.9+4320+1800+4326+339.2=
= 220824.9 тыс.руб.год.
Годовые эксплуатационные расходы на производство тепловой энергии тыс. руб.год:
Издержки на топливо (из раздела 3):
Ит =188023.7 тыс.руб.год.
Издержки на воду забираемую из водохозяйственных систем в пределах установленных лимитов (из раздела 3):
Ив =3576.2 тыс.руб.год.
Издержки на электрическую энергию (из раздела 3):
Иээ =16705.2 тыс.руб.год.
Изп=2532 тыс.руб.год
Отчисления на социальные нужды:
Амортизация основных производственных фордов (из раздела 3):
Иам =44606 тыс.руб.год.
Издержки на все виды ремонтов (из раздела 3)
Ир =1858.8 тыс.руб.год.
Платежи за предельно допустимые выбросы (по данным раздела «Охрана окружающей среды»):
У=339.2 тыс.руб.год.
Ипр =005(2532+44606+18586)=4426 тыс. руб.год.
И=188023.7+3576.2+16705.2+2532+8609+44606+18588+4426+339.2 =
= 218798.4 тыс.руб.год.
Определяем себестоимость пара руб.ГДж:
где - годовая производительность котельной ГДжгод;
где n=3– число работающих котлов;
=17393 кВт – производительность котла (из раздела 4);
=31739362003600=11646103 ГДжгод.
2 Расчет интегральных показателей эффективности проекта
Для оценки эффективности проекта применяются интегральные показатели позволяющие дать оценку эффективности внедрения установки с учетом фактора времени.
Для оценки эффективности используются следующие критерии:
Интегральный эффект Эt или чистый дисконтируемый доход (ЧДД) находим по формуле тыс. руб.:
где Rt – результат достигаемый на t-ом шаге расчета;
Иt – затраты осуществляемые на t-ом шаге расчета;
Т = 8 лет – продолжительность расчетного времени;
αt – коэффициент дисконтирования который определяется по формуле:
гдеЕ=01 - норма дисконта.
Индекс доходности ИД руб.руб:
Для наглядности и удобства расчета интегральных показателей необходимо рассчитать исходные данные и разместить в таблице 9.2 по годам их будущего использования.
Выручка от реализации технического решения установки атмосферного деаэратора (экономия средств за счёт сокращения годовых издержек):
Капитальные затраты на приобретение деаэратора атмосферного типа (с учетом проектных монтажных работ и согласование проекта во всех заинтересованных инстанциях):
Эффект без дисконтирования:
Эффект с дисконтированием:
Таблица – 9.2 - Пошаговый расчет интегрального эффекта
Наименование показателя
Результат Rt=Иг тыс.руб.год
Налоги и сборы 02Rtтыс.руб.год
Капитальные вложения тыс.руб.
Эффект без дисконтирования тыс.руб.
Эффект с дисконтированием тыс.руб.
Коэффициент дисконтирования
Накопленный эффект тыс.руб.
Срок окупаемости – минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта) за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами это – период (измеряемый в городах или месяцах) после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами его осуществления.
По данным таблицы 9.2 дисконтированный срок окупаемости данного проекта с момента ввода атмосферного деаэратора составляет 1 год.
Однако с учётом затрат времени на проектирование поставку оборудования и его монтаж срок окупаемости составляет 1.75 года.
Таблица 9.3 – Ожидаемые технико-экономические показатели проекта
Шаги расчета тыс.руб.
Рис. 10.1 Зависимость накопленного эффекта по времени
Вывод: В результате установки атмосферного деаэратора себестоимость получения теплоты уменьшилась на 15 руб.ГДж интегральный эффект (ЧДД) составил 7777 тыс.руб. индекс доходности 763 руб.руб. срок окупаемости 1.75 года.
Из представленных данных видно что предполагаемая реконструкция системы химической подготовки воды термическим атмосферным деаэратором экономически целесообразна.
В данном дипломном проекте были проведены расчёты: тепловой схемы котельного цеха основного и вспомогательного оборудования технико-экономических показателей. Кроме этого разработаны разделы «Электроснабжение» «Экология и безопасность эксплуатации котельной» «КИП и автоматизация работы основного оборудования».
В результате расчётов мы получили следующие данные:
- расход топлива (природного газа) на котле Е-25-14 ГМ В=052 м3с;
- температура уходящих газов tух=110 оС;
- минимально допустимая высота трубы h=30 м;
- издержки по котельному цеху И=1731425 тыс. руб.год;
- себестоимость пара после реконструкции S=187.87 руб.ГДж;
- срок окупаемости Т=1.75 года.
Список использованных источников
Spirax-Sarco Limited INDEX [Electronic resource]: Version 3.1.2008. Spirax-Sarco Limited Charlton House Cheltenham Gloucestershire GL53 8ER UK - 1 эл. опт. диск (DVD-ROM)
Smith. M. Introduction to Boiler water Treatmen [Electronic resource]: Basic Development Course. - Spirax Sarco UK. 2011. - 1 эл. опт. диск (DVD-ROM)
C02F120 2144509 00. Деаэратор В.И. Шарапов Д.В Цюра; Ульяновский государственный технический университет.
Spirax-Sarco Limited Product Handbook[Electronic resource]: 2011. Spirax-Sarco Limited Charlton House Cheltenham Gloucestershire GL53 8ER UK - 1 эл. опт. диск (DVD-ROM)
Варгафшик В.Ф. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука 1972.-215с.
Голубков Б.Н. Данилов О.Л. Теплотехническое оборудование и снабжение промышленных предприятий. – М.: Энергия 1979.-544с.
Дуан А. В. Гусев С. Липовецкий Д. С. Регулирование атмосферных деаэраторов. - Спираскоп №4 2010.
F22D150 C02F120 B01D1900 2131555 Деаэратор Б.А. Зимин.
Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник под общ. ред. А.В. Клименко. – 3 – е изд. – М.: Изд-во МЭИ 2004. – 632 с.
Основы современной энергетики: учебник для вузов: в 2 т. Под общей редакции чл.-корр. РАН Е. В. Аметистова – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Издательский дом МЭИ 2008. Том 1.
Александров А.А. Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. – М.: Издательский дом МЭИ 2006.
Теплотехника: Учебник для вузов В.Н. Луканин М.Г. Шатров и др. – М.: Высш. шк. 2003. – 132 с.
Троянкин Ю.В. Проектирование и эксплуатация высокотемпературных теплотехнологических установок: учебн. пособие для вузов Ю.В.Троянкин. М: изд-во МЭИ 2002.-324 с.
Гусовский В.Л. Современные нагревательные и термические печи. Справочник. Под ред. А.Б.Усачева.-М.:Машиностроение 2001.- 651 с.
Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник – М.: МЭИ 2006 -472 с.
Тепловые электрические станции: учебник для вузов В.Д. Буров Е.В. Дорохов Д.П. Елизаров и др.; под ред. В.М. Лавыгина А.С. Седлова С.В. Цанева.-М.: МЭИ 2007. – 466 с.
Липов Ю.М. Котельные установки и парогенераторы: Учебник Ю.М.Липов Ю.М.Третьяков. –Ижевск.: РХД 2003. -592с.
Брюханов О.Н. Кузнецов В.А. Газифицированные котельные агрегаты: Учебник. – М.: ИНФРА-М 2005. – 392 с.
Павлов К.Ф. Романков П.Г. Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. М.: Альянс. 2005. 552 с.
Захарова А.А. и др. Процессы и аппараты химической технологии. М.: Академия 2008. – 355 с.
Системы производства и распределения энергоносителей промышленных предприятий: учебник А. П. Несенчук. - Минск: УП «Технопринт» 2005 - Ч. 1. - 544 с. Ч. 2. – 410 с.
Зайцев Н.Л. Экономика промышленного предприятия: учебник Н.Л. Зайцев -М.:Гос. ун-т упр. 2007. – 414с.
Справочник по энергоснабжению и электрооборудованию промышленных предприятий и общественных зданий под общ. ред. профессоров МЭИ (ТУ) С.И. Гамазина Б.И. Кудрина С.А. Цырука.- М.: Издательский дом МЭИ 2010. — 745 с.
Щербаков Е.Ф. Александров Д.С. Дубов А.Л. Электроснабжение и электропотребление на предприятиях: учебное пособие. - М.: Форум 2010. - 496 с.
Безопасность жизнедеятельности : учебник для вузов под ред. С. В. Белова. - 7-е изд. стер. - М. : Высш. шк. 2007. – 616с.
Медведев В.А. Пономарева Н.В. Николаев В.А. Модернизация действующих котельных установок с применением оребренных поверхностей нагрева Материалы межвузовского научного семинара по проблемам теплоэнергетики Сарат. государ. технич. ун-т.- Саратов 1996.-С. 38-41.
А.С. 1719794 СССР МКИ 5Р23Ь 1500. Котлоагрегат В.А. Федулов Е.И. Кашунин А.С. Ребузов; Череповецкий металлургический комбинат.
Дыбан Е.П. Современное состояние и основные задачи дальнейших исследований в области теории рабочего процесса конвективных теплообменных аппаратов В сб. Проблемы тепло- массообмена: Современное состояние и перспективы.- Минск: ИТНО им. А.В.Лыкова АНБССР.-С. 104-116.
А.С. 1536162 СССР МКИ Р231Л500. Котельный агрегат В.П. Литинецкая А.В. Литинецкий; Сибэнергомаш.
Конюхов Г.В. петров А.И. К определению эффекивности теплообменных поверхностей в условиях конвективного теплообмена Изв. АНССР. Энергетика и транспорт.- 1990.-№3.-С. 168-171.
Кузнецов Н.В. Рабочие процессы и вопросы усовершенствования конвективных поверхностей котельных агрегатов.- М.- Л: Госэнергоиздат 1958.-230 с.
Кузнецов Н.В. Варавицкий И.В. Кроль Л.Б. Пути совершенствования хвостовых поверхностей нагрева котельных агрегатов и дальнейшего снижения температуры уходящих газов Теплоэнергетика.-1954.-№2.-С. 3-11.
Липец А.У. О рациональных компоновках конвективных поверхностей нагрева котельных агрегатов Теплоэнергетика – 1963.-№5.-С. 38-42.
Змачинский А.В. Медведев В.А. Левченко Г.И. Технико-экономические расчёты и оптимизация поверхности нагрева из оребрённых труб парогенераторов электростанций. Саратов: Изд-во Сар. Университета 1983.-95 с.
Технико - экономические сравнение конвективных поверхностей теплообмена из труб с различным оребрением. А.В.Кузьмин В.А.Медведев Ю.И.Акимов Теплообмен в парогенераторах: Тезисы докл. Всесоюзн. Конф. – Новосибирск 1988.-С. 36-37.
Вукалович М.П. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Л.: Энергия.-1965.
Васильев А.В. Акимов Ю.И. Мусатов Ю.В. Тепловой расчёт котлоагрегатов: Уч. пособие. Саратов 1994.-95 с.
Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок.-М.: Высшая школа 1981.- 325 с.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электроснабжение станций и подстанций.-М.: Энергия1980.-275 с.
Фёдоров А.А. Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий.-М.: Энергоатомиздат1984.-377 с.
Правила устройств электроустановок (ПУЭ) местное издание переработанное и дополненное – М: Энергоиздат. – 457 с.
Озерский В.М.: Методические указания по выполнению электрической части в дипломном проектировании – Саратов СГТУ 1996.-32 с.
Калитанов В.В. Артемов С.В. Методические указания по выполнению экологического раздела дипломного проекта Саратов СГТУ 1999. -28с.
Рихтер Л.А и др Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов тепловых электростанций: Учебник для вузов Л.А. Рихтер Э.П. Волков В.П. Покровский Под ред П.С. Непорожнего – М: Энергоиздат 1981.-296 с.
Каталог Бийского котельного завода 1999.
СНиП 2.04.05-91. Отопление вентиляция и кондиционирования воздуха. М.: Стройиздат 1991.
СНиП 23.05-95. Естественное и искусственное освещение. М.: Стройиздат 1995.
ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.
ГОСТ 12.4.012-83 ССБТ. Вибрация. Средства измерения и контроля вибрации на рабочих местах. Технические требования.
ГОСТ 12.1.010-76 ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования.
СНиП 21.01-97. Пожарная безопасность зданий и сооружений. М.: Министерство России 1997.
Эргономика. Б.Н. Яковлев М.Е. Любимов В.Н. Клочков Т.В. Склярова Саратов: СГТУ 1999.-90 с.
Документация текстовая
Документация графическая
Схема тепловая принципиальная
Котельная. План оборудования
Воздухоподогреватель. Чертёж общего вида
Схема технологическая
принципиальная с КИПиА.
Схема электроснабжения.
Технико-экономические показатели.
Производственно-отопительная котельная
Ведомость дипломного проекта

Схема КИП.cdw

Паропровод Р=1.4 МПа
Схема технологическая
принципиальная с КИП

КОТЕЛЬНАЯ.cdw

Паровой котёл Е-25-14 ГМ
Пароводяной подогреватель
Охладитель отсепарированной воды
Фильтры Na-катионитовые

Схема электроснабжения .cdw

Схема электроснабжения
промышленно-отопительной котельной
схема электрическая принципиальная