Дипломная работа: Розширення центральної опалювальної котельні середньої потужності

Дипломная работа: Розширення центральної опалювальної котельні середньої потужності

Вступ

Теплопостачання та енергопостачання споживачів різних категорій здійснюється за допомогою ТЕЦ, ТЕС, центральних та промислових котелень. Збудовані в основній своїй масі 30–40 років тому вони вже давно вичерпали свій експлуатаційний запас і потребують заміни. Обладнання, яке використовується в котельнях застаріло. Його техніко-економічні показники не відповідають сучасним вимогам. Тому воно потребує заміни на більш нове, ефективніше обладнання.

В даному дипломному проекті розглянуте питання розширення центральної котельні з чотирма котлами ДЕ-4–14ГМ.

Розширення мікроструктури району, зростання населення супроводжується збільшенням теплового навантаження котельної. Збільшуються витрати на опалення, вентиляцію, гаряче водопостачання житлових будівель; збільшилися витрати пари на технологічні потреби.

Відповідно з цим виникає необхідність розширення центральної котельні мікрорайону з добудовою необхідних потужностей.

Для забезпечення даної задачі в дипломному проекті слід виконати виконані наступні операції: розрахувати нове теплове навантаження мікрорайону, скласти і розрахувати теплову схему, підібрати основне і допоміжне обладнання, здійснити розрахунки котла, пальника, мережевого підігрівача; розглянуті питання водопідготовки, паливо подачі, питання техніки безпеки, охорони праці, економіки, використання вторинних енергоресурсів, та міроприємства по охороні навколишнього середовища.

1. Технологічні рішення

1.1 Основа для розробки проекту

Населення мікрорайону виросло з 1800 до 2000 чоловік та, відповідно, збільшилася житлова площа будівель (до 20000 м). Збільшилась також витрата пари на технологічні потреби з 3-х до 4-х т/год. У зв'язку з цим збільшується і теплове навантаження мікрорайону.

Проводимо розширення котельні з 4-а котлами ДЕ-4–14-ГМ, добавляючи 1 котел ДЕ-4–14-ГМ. Система теплопостачання закрита. Паливо – газ, резерв – мазут.

1.2 Область застосування

Котельня з котлами ДЕ-4–14-ГМ призначена для теплопостачання систем опалення, вентиляції, паропостачання, гарячого водопостачання споживачів різного призначення.

Система телопостачання закрита, схема гарячого водопостачання централізована з баками-аккумуляторами.

Категорія споживачів тепла по надійності теплопостачання і відпуска тепла – друга.

Котельня призначена для будівництва у районах з розрахунковими температурами зовнішнього повітря -20 °С, з сейсмічністю до 6 балів.

1.3 Розрахунок теплового навантаження мікрорайону

1.3.1 Споживачі теплоти

Теплоспоживаючі процеси залежно від температурного потенціалу класифікують на:

–  високотемпературні, що проходять при температурі не нижче 400°С (теплоносій – перегріта пара від ТЕЦ або котелень) і мають технологічне призначення;

–  середньотемпературні, що відбуваються при температурі 150…400°С (теплоносій – пара і гаряча вода) і використовується для промислових, а також комунально-побутових цілей;

–  низькотемпературні, що проходять при температурі 70…150°С (теплоносій – пара і гаряча вода) і застосовується для опалення, вентиляції та кондиціювання повітря, гарячого водопостачання і технологічних цілей.

Споживачами теплоти від систем централізованого теплопостачання є об'єкти житлово-комунального господарства та промислові підприємства. У перших теплота використовується для опалення, побутового гарячого водопостачання, вентиляції та кондиціювання повітря; у других, крім того, вона застосовується для технологічних цілей.

Теплові навантаження систем теплопостачання, пов'язані з опаленням, вентиляцією та кондиціюванням повітря, мають сезонний характер і залежать від кліматичних умов; технологічні навантаження можуть бути як сезонними, так і цілорічними; побутове гаряче водопостачання – цілорічне навантаження систем теплопостачання.

Визначення витрат теплоти на ці потреби передбачено наступним чином:

–  для підприємств – за збільшеними відомчими нормами витрат теплоти,

–  затвердженими в прийнятому порядку, або за проектами аналогічних підприємств, прив'язаних до району будівництва;

–  для житлових районів міст й інших населених пунктів – за збільшеними показниками залежно від кількості населення N i житлової площі F.

1.3.2 Визначення витрати теплоти на опалення житлових і громадських будівель мікрорайону

Максимальна витрата теплоти у ватах на опалення житлових та громадських будівель визначається за формулою

                                                (1.1)

де k – коефіцієнт, яким ураховують витрату теплоти на опалення громадських будівель (при відсутності точних даних k=0,25);

q – збільшений показник максимальної витрати теплоти на опалення житлових будівель, Вт/м житлової площі (таблиця 1);

F – житлова площа будівель, м.

За формулою (1.1) визначаємо витрати тепла на опалення, попередньо прийнявши: розрахункова температура зовнішнього повітря tзовн= -20°С; питоме значення житлової площі, що припадає на одну людину f =10 м /люд.

де F = N · f=2000–10=20000 м2;

N – кількість жителів мікрорайону (у зв'язку зі збільшенням кількості жителів мікрорайону з 1800 до 2000 приймаємо нове значення N=2000).

1.3.3 Визначення витрати теплоти на вентиляцію

Максимальна витрата теплоти у ватах на вентиляцію окремих громадських і виробничих будівель визначається за формулами:

– при вентиляції без обмеження

;                                (1.2)

;                                         (1.3)

де qв – питома вентиляційна характеристика будівель, Вт/(м3 · К).

Vзовн – зовнішній об'єм будівель, м3;

tвн – розрахункова температура внутрішнього повітря, °С;

tро – розрахункова температура для опалення, °С.

Вентиляція без обмеження застосовується у виробничих будівлях зі значними виділеннями шкідливих речовин, де не допускається навіть короткочасне зменшення вентиляції, а вентиляція з обмеженням – у тих будівлях, в яких за характером і кількістю цих речовин можна допустити короткочасне (на кілька днів) послаблення вентиляції при температурі нижче tp.в.

В нашому випадку використовуємо вентиляцію для окремих громадських будівель, а саме для вентиляції цехів підприємства. У нашому випадку витрати на вентиляцію не змінилися, а отже приймаємо їх згідно з попередніми. За формулою (1.2) визначаємо витрату теплоти на вентиляцію

,

де qв – 0,08 Вт/(м3 · К); Vзовн =15000м3; tвн=18 °С; tр.о =-20 °С;

1.3.4 Визначення витрати теплоти на гаряче водопостачання

Середня витрата теплоти у ватах за опалювальний період на гаряче водопостачання житлових і громадських будівель обчислюється за формулою

                                      (1.4)

або

                                              (1.5.)

де 1,395 – коефіцієнт, яким враховують тепловіддачу в приміщення від трубопроводів систем гарячого водопостачання (опалення ванних кімнат і приміщень для сушіння білизни);

m=N – кількість жителів району (міста);

ал – норма витрати води в кілограмах при температурі 55°С для житлових будівель на одну людину за добу згідно зі СНиП 2.04.01–85;

b – норма витрати води в кілограмах при температурі 55°С для всіх громадських будівель району (міста) (при відсутності даних b= 25 кг/доба на одну людину);

tх.в. – температура холодної (водопровідної) води в опалювальний період, °С при відсутності даних tх.в = 5°С);

qг.в. – збільшений показник середньої витрати теплоти у ватах на гаряче водопостачання в розрахунку на одну людину: середня за опалювальний період норма витрати гарячої води в кілограмах при температурі 55 °С на одну людину за добу: 85; 90; 105; 115, якій відповідає відповідно збільшений показник середньої витрати теплоти у ватах на гаряче водопостачання qг.в. в розрахунку на одну людину: 320; 331; 378; 407.

За формулою (1.4), прийнявши, що норма витрати води в кілограмах при температурі 55 °С для житлових будівель на одну людину за добу ал=105 кг/люд. доба, температура холодної води tх.в. =10 °C визначаємо витрату теплоти на гаряче водопостачання:

Витрати на гаряче водопостачання збільшилися з до 6,1 МВт.

1.3.5 Визначення теплоти на технологічні потреби

Максимальна витрата теплоти у ватах на технологічні потреби, коли теплоносієм є пара з поверненням конденсату, обчислюється за формулою

                            (1.6.)

де ДТ – масова витрата пари на технологічні потреби, кг/с (у зв'язку зі збільшенням витрати пари на технологічні потреби на 1 т/год, масова витрата пари на технологічні потреби буде складати Дг=4 т/год);

Мк – втрати конденсату, Мк=0,7 · ДТ=0,78 кг/с;

Своди – питома теплоємність води при сталому тиску, Своди=4,19 кДж/(кг·К);

іп – ентальпія пари, яка поступає на виробництво, і= 2788 кДж/(кг);

txв – температура холодної води, (див. формула 1.4);

tK - температура конденсату, tK =80 °С

1.3.6 Загальна потужність котельні

Сумарне теплове навантаження мікрорайону в мегаватах включає в себе витрату теплоти на опалення, вентиляцію, гаряче водопостачання та технологічні потреби визначається за формулою

                (1.7)

1.3.7 Річне навантаження котельні

Опалення:

Середня витрата теплоти у ватах на опалення обчислюється за формулою

,                                       (1.7)

де tcp.o – середня температура зовнішнього повітря за опалювальний період (згідно СНиП 2.01.01–82).

Річна витрата теплоти в джоулях на опалення житлових і громадських будівель визначається за формулою

                                  (1.9)

де п0 – тривалість опалювального періоду (кількість діб) за числом днів із стійкою середньою добовою температурою зовнішнього повітря 8 °С і нижче (приймається за СНиП 2.01.01–82).

За формулою (1.8) визначаємо середню витрату теплоти у ватах на опалення, попередньо прийнявши: tср.о = – 1°С; tро = – 20°С; tвн = 18 °С; п0 = 190,  річну витрату визначаємо за формулою (1.9):

Вентиляція:

Середня витрата теплоти у ватах за опалювальний період на вентиляцію обчислюється за формулами:

при вентиляції без обмеження

                                       (1.10)

при вентиляції з обмеженням

                                       (1.11)

Річна витрата теплоти в джоулях на вентиляцію з обмеженням і без обмеження визначається за формулою

                                     (1.12)

де z – усереднене за опалювальний період число годин роботи системи вентиляції протягом доби (для громадських будівель при відсутності точних даних z=16 год.).

Визначаємо середню витрату теплоти у ватах за опалювальний період на вентиляцію: .

Річну витрату теплоти в джоулях на вентиляцію з обмеженням і без обмеження визначаємо за формулою (1.12):

Гаряче водопостачання:

Середня витрата теплоти у ватах на гаряче водопостачання споживачів у літній період обчислюється за формулою

                                          (1.13)

де tк.л. – температура холодної (водопровідної) води у літній період, °С (при відсутності даних tк. – 15°С);

β – коефіцієнт, яким враховують зниження середньої витрати води на гаряче водопостачання у літній період відносно опалювального (при відсутності даних β =0,8, а для підприємств курортних і південних міст β =1).

Річна витрата теплоти в джоулях на гаряче водопостачання житлових і громадських будівель визначається за формулою

                                  (1.14)

де 350 – число робочих діб системи гарячого водопостачання у році з урахуванням 15-денної перерви на ревізію та ремонт теплових мереж.

За формулою (1.12), прийнявши, що норма витрати води в кілограмах при температурі 55 °С для житлових будівель на одну людину за добу ал=115 кг/люд. доба, температура холодної води tx.в =10 °С визначаємо витрату теплоти на гаряче водопостачання:

Річна витрата теплоти в джоулях на гаряче водопостачання житлових і громадських будівель:

Технологічні потреби:

Річна витрата теплоти на технологічні потреби в джоулях обчислюється за формулою:

             (1.15)

Загальне навантаження

Загальне річне теплове навантаження мікрорайону включає в себе річну нитрату теплоти на опалення, вентиляцію, гаряче водопостачання та технологічні погреби визначається за формулою

1.3.8 Витрата палива на котельню

Витрата палива на котельню – це кількість палива яка споживається котельнею за певну одиницю часу.

                                              (1.16)

де  – нижча теплота згоряння палива =35700 кДж/м [1];

ηк – коефіцієнт корисної дії котла, ηк=6,97 [1];

ηр – режимний коефіцієнт корисної дії котельні, ηр=0,97 [1].

1.4 Вихідні дані

Теплові навантаження приймаємо наступними:

– опалення                                                                    3,8 МВт;

– вентиляцію                                                       0,5 МВт;

– гаряче водопостачання                                    6,1 МВт;

– технологічне паропостачання                         2,7 МВт.

Теплоносій для системи опалення і вентиляції – мережева вода з розрахунковими температурами по опалювальному графіку 150–70 °С. Тиск (надлишковий) в тепломережі котельної.

– в прямому трубопроводі 1,4 МПа;

– в оборотному трубопроводі 0,7 МПа.

Теплоносій системи централізованого гарячого водопостачання – вода з температурою 65°С.

Тиск (надлишковий) на виході з котельної:

– в падаючому трубопроводі 0,3 МПа;

– в циркулюючому трубопроводі 0,2 МПа.

Статичний напір в системах теплопостачання та гарячого водопостачання – 0,3 МПа і 0,2 МПа.

Теплоносій для технічного паропостачання – насичена пара з надлишковим тиском 1,4 МПа. Повернення конденсату від технологічних споживачів 50%, тиск 0,15 МПа, температура 80 °С.

Основне паливо – природний газ. Постачання газом від газових мереж тиском не більше 0,6 МПа.

Резервне паливо – мазут марки 100 ГОСТ 10585–75,

Доставка мазуту автотранспортом.

Електропостачання передбачене на напругу 0,4 кВ від двох незалежних взаємнорезервуючих джерел живлення.

Водопостачання котельної – від господарчо-питтєвого і виробничо-протипожежного трубопроводів.

2. Складання теплової схеми і її розрахунок

2.1 Вибір котлоагрегатів

Вибір котлоагрегатів здійснюється на підставі кількості споживаної споживачем теплової потужності. Приймаємо п'ять котлів ДЕ-4–14ГМ.

Сумарна теплова потужність п'яти котлів ДЕ-4–14ГМ становить

Сумарна парова здатність п'яти котлів ДЕ-4–14ГМ становить

2.2 Тепловий баланс котлоагрегату

– по парі:

          (2.1)

де ДДжв – витрата пари на деаератор живильної води, кг/с,

ДДпв – витрата пари на деаератор підживлюючої води, кг/с,

ДПСВ – витрата пари на підігрівай сирої води, кг/с,

ДМП – витрата пари на мережевий підігрівач, кг/с,

Двтр – втрати пари в котельні, кг/с, Двтр =(2÷4%) ,

Дмаз – витрати пари на мазутне господарство, кг/с, Дмаз=(0,5÷2%) ,

Двлпотр – витрати пари на власні потреби, кг/с, Двлпотр=(3÷5%) ,

Дпрод – витрати пари на продувку котла, кг/с, Дпрод=(2÷6%) ,

ДТ – витрати пари на технологічне виробництво, кг/с.

                        (2.2)

– по воді:

               (1.23)

де  – втрати конденсату в мережі теплопостачання,

ΔМпр – втрати конденсату при продувці котла, ΔМпр =(2÷6%) , кг/с,

 – втрати конденсату в котельні, =(5÷9%) , кг/с,

ΔМтех – втрати конденсату на технологічному виробництві, ΔМтех=(4÷6) ДТ, кг/с,

ΔМмаз – втрати конденсату у мазутному господарстві, ΔМмаз=(0,5÷2%) , кг/с.

2.3 Розрахунок елементів теплової схеми

2.3.1 Розрахунок редукційно-охолоджуючої установки

Редукційно-охолоджуюча установка застосовується для зниження тиску та температури пари після котла до величин, які відповідають параметрам установок, що забезпечують надійну роботу котельної установки. Зниження параметрів пари відбувається дроселюванням та охолодженням її водою.

По паропроводу з котла пара підводиться до регулюючого клапана, в якому знижується тиск за рахунок зниження прохідного перерізу клапана.

Охолодження пари відбувається вприскуванням чистої води у найменший переріз змішувальної труби. Вприскувана вода крізь форсунку розпилюється і, випаровуючись, охолоджує пару. Холодна вода в РОУ подається з трубопроводу живильної води після деаератора.

Технологічний споживач та підігрівач мереженої води потребує пару з периметрами котла Р=1,4 МПа і ступеню сухості х=0,5. На підігрівач сирої води in па деаератор необхідно пар з параметрами Рроу=0,12 МПа, tроу=104°С.

Рроу=0,012 МПа

tроу=104°С

Рисунок 2.2 Тепловий баланс РОУ

де  – ентальпія сухої насиченої пари при Р=1,4 МПа, =2788 кДж/кг;

 – ентальпія пари після дроселювання при Рроу=0,12 МПа і температури насичення tpoy=l04°С, =2684 кДж/кг;

- витрата дросельованої пари яка визначається з матеріального балансу,

=(10 – 20%)                                         (2.4)

Мохл – витрата охолодженої води

З (2.3)

2.3.2 Розрахунок сепаратора безперервної продувки

СБП призначений для відділення шламу (солей), які накопичуються в барабані (верхньому) котла. Речовини, які кристалізуються на поверхнях нагріву у вигляді міцних відкладень, називається накипом. Шлам відкладається у вигляді дрібних завислих у воді частинок.

Через відкладення накипу і прикупання шламу на поверхнях нагріву знижується надійність і економічність роботи котлів, бо шлам і накип мають низький коефіцієнт теплопровідності.

Запобігти утворенню накипу в барабані котла можна підтриманням постійної концентрації води нижче критичної за допомогою безперервного продування. Це досягається випуском з верхнього барабана такого об'єму води, в якому міститься і шиї ж кількість солей, що надходить у котел із живильною водою за одиницю мигу. Продування барабанів котла може бути безперервним і періодичним.

У барабанних котлах безперервне продування здійснюється з водного простору верхнього барабана і забезпечує рівномірне видалення розчинених солей у котловій воді. Для утилізації теплоти безперервного продування використовують розширювачі-сепаратори.

Продувальна вода з температурою насичення при тиску в котлі подається у розширювач безперервного продування, в якому тиск води падає до 0,12–0,17 МПа. Внаслідок цього частина продувальної води випаровується і надходить у деаератор у вигляді вторинної пари.

Вода, яка залишилась у розширювачі, надходить у теплообмінник, де охолоджується до температури, близької 50°С, а потім спрямовується у продувальний колодязь.

Величина безперервної продувки Рпр залежить від продуктивності котла і виражається в процентах.

Кількість вторинної пари, яка виділяється з продувальної води, визначається з рівняння теплового балансу розширювача.

Рисунок 2.3 Схема безперервного продування

                                 (2.5)

Звідки

де Двп – кількість вторинної пари, яка виділяється з продувальної води, кг/с;

Мпр – кількість продувальної води, яка виділяється з котлів при продуванні, кг/с;

                        (2.6)

 – ентальпія продувальної води, яка дорівнює ентальпії киплячої води при тиску в котлі, =830 кДж/кг;

 – ентальпія киплячої води при тиску 0,12 МПа, =483 кДж/кг;

 – ентальпія сухої насиченої пари при тиску 0,12 МПа, =2700 кДж/кг;

2.3.3 Розрахунок теплообмінних апаратів

У теплових схемах котельних ТЕЦ широко використовують теплообмінне обладнання (підігрівники) поверхневого типу для підігрівання живильної, мереженої та охолодження продувальної води.

Кількість тепла що віддається парою

                                                (2.7)

Кількість тепла що сприймається мережевою водою

                                      (2.8)

Рисунок 2.4 Схема підігрівача мережевої води

де ∑QM – кількість тепла що споживається споживачами, кВт;

(2.9)

Дмп – кількість пари яка надходить до МП з котла при тиску в котлі, кг/с;

 – ентальпія сухої насиченої пари при тиску в котлі, =2788 кДж/кг;

 – ентальпія води що відводиться з МП при тиску Р= 1,4 МПа, =830 кДж/кг;

tгв – температура гарячої води в мережі, tгв =150 °С;

txв – температура води що повертається з мережі, txв =70 °С;

ММВ – витрата мережевої води через МП, кг/с;

Cводи – теплоємність мережевої води, Своди =4,19 кДж/кг · °С.

З (2.7)

З (2.8)

Підігрівач сирої води, поверхневого типу, пароводяний для підігріву сирої води перед хімводоочисткою (ХВО).

Рисунок 2.5 Схема підігрівача сирої води

Тепловий баланс підігрівача сирої води

,                                     (2.10)

де Мсв – кількість сирої води що проходить через підігрівач, кг/с;

Дпсв – кількість пари яка подається на підігрівач сирої води з деаератора, кг/с;

 – температура сирої води після підігрівача, =30°С;

 – температура сирої води що подається на підігрівач, =10°С;

 – ентальпія пари що подається до ПСВ з деаератора, =2684 кДж/кг;

 – ентальпія води що відводиться з ПСВ при тиску Р=0,12 МПа, =293,3 кДж/кг;

Своди – теплоємність сирої води, Своди=4,19 кДж/кг · °С

З (2.10)

ОПВ поверхневого типу, водо-водяний, призначений для утилізації теплоти продувальної води після сепаратора безперервного продування.

Рисунок 2.6 Схема охолоджувача продувальної води

Тепловий баланс охолоджувача продувальної води

                                    (2.11)

де ΔМпр – кількість води зі шламом що надходить в ОПВ з сепаратора, кг/с;

Двп – кількість вторинної пари, яка виділяється з продувальної води, кг/с;

Мсв – кількість сирої води що проходить через ОПВ, кг/с;

 – температура хімічно-очищеної води після ОПВ, °С;

 – температура сирої води після підігрівача, =30 °С;

tk – температура води зі шламом що скидається в дренаж, tk =40°С;

 – ентальпія води що відводиться з ПСВ при тиску Р=0,12 МПа, кДж/кг;

Своди – теплоємність води, Своди – 4,19кДж/кг·°С.

З (2.11)

2.3.4 Розрахунок охолоджувача випару деаератора

Суміш корозійно-активних газів і пари – це випар, який безперервно відводиться з верхньої частини (головки) деаератора.

Для утилізації теплоти випару використовують пароводяні теплообмінники – охолоджувачі. Випар надходить з деаератора при тиску 0,12 МПа до охолоджувача, де і конденсується, а гази виходять в атмосферу. Конденсат випару у великих котельнях повертається в цикл, а у дрібних скидається в дренаж.

Рисунок 2.7 Схема охолоджувача випару деаератора

Розрахунок охолоджувача випару деаератора підживлюючої води Тепловий баланс охолоджувача випару деаератора підживлюючої води

                                   (2.12)

де Мпв – кількість хімічно-очищеної води що надходить до деаератора підживлюючої води, кг/с.

                                               (2.13)

 – втрати води в мережі, =0,675 (кг/с);

 – кількість випару деаератора підживлюючої води, кг/с;

 – температура підживлюючої води після охолоджувача випару, °С;

 – температура хімічно-очищеної води після ОПВ, °С;

 – ентальпія води, що скидається в дренаж з ОВДпв при тиску Р=0,12 МПа, =438,1кДж/кг;

 – ентальпія випару при тиску Р=0,12 МПа, =2684 кДж/кг;

Своди – теплоємність води, Своди =4,19кДж/кг·°С;

                                        (2.14)

Мпв = 0,675 + 0,003 = 0,678 (кг/с);

3 (2.12)

Розрахунок охолоджувача випару деаератора живильної води

Тепловий баланс охолоджувача випару деаератора підживлюючої води

                                  (2.15)

де Мхов – кількість хімічно очищеної води що надходить до деаератора живильної води, кг/с,

                                (2.16)

 – кількість випару деаератора живильної води, кг/с,

Своди – теплоємність води, Своди =4,19кДж/кг·°С;

 – ентальпія води, що скидається в дренаж з ОВДжв при тиску Р=0,12 МПа, =438,1кДж/кг;

 – ентальпія випару при тиску Р=0,12 МПа, =2684 кДж/кг;

 – температура хімічно-очищеної води після ОПВ, °С;

 – температура хімічно-очищеної води після ОВДжв, °С;

2.3.5 Розрахунок конденсатного бака

Конденсатні баки потрібні для збирання конденсату, який повертається від технологічних споживачів, з пароводяних підігрівників сирої води.

f

Рисунок 2.8 Схема конденсатного бака

Кількість конденсату МКБ визначається, як сума відповідних кількостей конденсату, що повертається з виробництва.

МКБ=ДПСВ+ΔДТ                                           (2.17)

Якщо у конденсатний бак надходить конденсат з охолоджувача випару Дов, тоді сумарна кількість конденсату визначається за формулою:

МКБ=Дпсв+ΔДт+Дов                                              (2.18)

Тепловий баланс конденсатного бака:

                              (2.19)

де МКБ – кількість конденсату що надходить в конденсатний бак, кг/с;

Дмп – кількість конденсату що повертається з підігрівача мереженої води, кг/с;

Дпсв – кількість конденсату що повертається з підігрівача сирої води, кг/с;

ΔДТ – кількість конденсату що повертається з виробництва, кг/с,

ΔДт = Дт – ΔМТ = 1,11 – 0,056 = 1,054 (кг/с)             (2.20)

ісум – ентальпія суміші конденсатів, кДж/кг;

 – ентальпія конденсату від технологічних потреб,  =209 кДж/кг;

 – ентальпія конденсату при тиску Р=0,12 МПа, =293, ЗкДж/кг;

МкБ =0,023 + 1,054 + 0,047 = 1,124 (кг/с);

2.3.6 Розрахунок деаератора

Деаератори потрібні для видалення розчинених у живильній воді корозійно-активного кисню та вуглекислого газу. Крім корозії поверхні нагріву котла, трубопроводів, арматури, присутність цих газів значно погіршує процес теплопередачі, що призводить до збільшення витрати палива. Тому деаерація живильної та додаткової води є обов'язковим процесом водопідготовки.

Одним з поширених способів деаерації живильної води є термічний. З підвищенням температури розчинність газів у воді різко зменшується, а при температурі кипіння практично дорівнює нулю і вони повністю видаляються з води. У теплових схемах котелень, які розглядаються, застосовуються деаератори, що працюють при тиску, близькому до атмосферного (Р=0,12 МПа) і температури 104 °С, для чого в деаератор подається пара після редукційно-охолоджуючої установки з таким же тиском і температурою.

Термічний деаератор являє собою змішувальний підігрівник атмосферного тиску, що складається з вертикальної циліндричної колони, яка встановлюється на горизонтальному барабані для збирання деаерованої води.

Суміш газів і пари (випар) безперервно відводяться від головки деаератора в охолоджувач випару, де пара конденсується, а гази виходять в атмосферу. Теплота випару утилізується і використовується для підігрівання хімічно очищеної води, конденсат випару скидається в дренаж.

Деаерована вода живильним насосом спрямовується у водяний економайзер парового котла, (економайзер водогрійного котла) і охолоджувач РОУ.

Розрахунок деаератора підживлюючої води (Дпв)

Деаератор підживлюючої води призначений для деаерації води п підживлює систему теплопостачання.

Рисунок 2.9. Схема деаератора

Тепловий баланс деаератора підживлюючої води

                     (2.21)

де Мпв – кількість хімічно очищеної води що надходить до деаератора, кг/с;

ДДпв – кількість пари що надходить до деаератора, кг/с;

 – кількість випару деаератора підживлюючої води, кг/с;

 – втрати води в мережі,  =0,675 (кг/с);

Своди – теплоємність води, Своди =4,19 кДж/кг·°С;

 – температура підживлюючої води після охолоджувача випару, °С

tпв – температура деаерованої води, гш=104 °С;

 – ентальпія випару при тиску Р=0,12 МПа, =2684 кДж/кг;

3 (2.21)

Розрахунок деаератора живильної води

Деаератор живильної води призначений для деаерації води що живі систему котлоагрегатів.

Тепловий баланс деаератора живильної води

  (2.22)

де Джв – кількість живильної води що подається до системи живлення котлів, кг/с;

 – кількість випару деаератора живильної води, кг/с;

МКБ - кількість конденсату що надходить в конденсатний бак, кг/с;

Мхов – кількість хімічно очищеної води що надходить до деаератора живильної води, кг/с;

Двп – кількість вторинної пари, яка виділяється з продувальної води, кг/с;

Дджв – кількість пари що надходить до деаератора, кг/с;

                                          (2.23)

З (2.23)  Дджв

tЖВ – температура деаерованої води, °С;

txoв – температура хімічно-очищеної води після ОВДжв, °С;

 – ентальпія випару (пари) при тиску Р=0,12 МПа, =2684 кДж/кг;

ісум – ентальпія суміші конденсатів, кДж/кг;

Своди – теплоємність води, Своди=4,19 кДж/кг·°С;

З (2.22) , (кг/с)

, (кґ/с).

З розрахунку теплової схеми можна зробити висновок, що кількість води, яка підводиться з деаератора живильної води до котлів більша загальної кількості пари отриманої з котлів, отже резерв забезпечений.

3. Технологічні рішення

3.1 Тепломеханічні рішення

Проект розроблений виходячи з принципу комплексної поставки на будівельний майданчик обладнання серійного заводського виготовлення у вигляді блоків, які підлягають зборці на заводах монтажних організацій.

Установка блоків виконується на підсилену підлогу без фундаментів, з кріпленням опорних конструкцій блоків до підлоги самоанкерующимося болтами. Основні показники по теплопродуктивності котельної приведені в таблиці 1.

Таблиця 3.1. Теплопродуктивність котельні у різних режимах

Утворення пари в котлах передбачено при надлишковому тиску 1,4 МПа. При цьому запобіжні клапани налаштовуються на наступний надлишковий тиск:

– контрольний 1,42 МПа;

– робочий 1,43 Мпа.

Зовнішнім споживачам передбачений відпуск пари з надлишковим тиском 1,4 Мпа.

Виготовлення мереженої води передбачено у блоці підігрівачів на протязі опалювального періоду. Регулювання відпуску пари в мережі якісне. Температура прямої мереженої води на виході з блоку прийнята постійною І рівна 150°С на протязі всього періоду.

Підтримання температури прямої мереженої води в залежності від температури зовнішнього повітря передбачено перепуском частини мереженої води в пряму.

Підживлення тепломережі виконують насосом за допомогою регулятора тиску «після себе».

Нагрів води системи централізованого гарячого водопостачання організований в пароводяних підігрівачах, деаерація у вакуумному деаераторі.

Для запобігання аерації атмосферним повітрям гарячої води, яка знаходиться в баках-акумуляторах, приміняється герметизуючи рідина АГ-4. Бак зберігання герметика передбачений для використання в період ремонту бака-акумулятора. Дегазація живильної і підживлюючої води організована в атмосферному деаераторі.

Омагнічена вода після станції водопідготовки паралельними потоками проходить поверхневі теплообмінники-охолоджувачі, де утилізують тепло низькопотенційних і низько витратних середовищ. Потім об'єднаний потік омагніченої води направляють в підігрівачі гарячого водопостачання.

При цьому, в період роботи котельні на паливі – газ, омагнічену воду попередньо направляють в теплоутилізатори котлоагрегатів, де використовують для утилізації тепла димових газів.

Потік омагніченої води на пом'якшення в станцію водопідготовки формує регулятор зміщення при температурі 40°С. Консервація непрацюючих котлів передбачена конденсатом під тиск деаератора.

3.2 Станція водопідготовки

Норма якості води для систем споживання води котельної приведена в таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 Норми якості води

В якості вихідної прийнято воду з господарчо-питного водопроводу, яка відповідає нормам ГОСТ 2874–82 «Питна вода» хімічного складу:

– карбонатна жорсткість – не більше 7,0 ммоль/л;

– загальна жорсткість – не більше 7,0 ммоль/л;

– сухий залишок – до 1000 мг/л;

– мутність – не більше 1,5 мг/л;

– окислюваність – не більше 6,0 мг/л;

– вміст заліза: варіант 1 – від 0,3 до 1,0 мг/л;

– варіант 2 – до 0,3 мг/л.

Тиск вихідної води в водопроводі прийнято рівним 0,25 Мпа. Для приведення якості води до відповідності з нормами передбачено два варіанта станції водопідготовки.

Варіант 1 призначений для вхідної води з вмістом заліза від 0,3 до 1,0 мг/л і включає в себе:

– знезалізнення загального потоку води;

– магнітну обробку загального потоку води;

– пом'якшення потоку добав очної живильної води способом натрій-катіонування.

Пом'якшення організовано в блочних установках ВПУ – 5,0 виробництва Мопастирищенського машинобудівного заводу.

Знезалізнення передбачено аерацією води повітрям від компресора з наступним фільтруванням через фільтри з сульфовугіллям.

Розрахункові дані приведені в таблиці 3.

Таблиця 3.3 Розрахункові дані по установкам пом'якшення

Варіант 2 призначений для вхідної води з вмістом заліза не менше 0,3 мг/кг і включає в себе:

– магнітну обробку загального потоку води;

– пом'якшення потоку додаткової живильної води способом двухступінчатого натрій-катіонування.

Пом'якшення організоване у фільтрах Бійського котельного заводу розрахункові дані приведені в табл. 3.3

В проекті технологія проведення регенерації фільтрів шляхом повторного використання солі, що дозволяє знизити витрату солі і зменшити об'єм стічних вод.

Передбачено два баки розчину солі: один для приготування свіжого 8% розчину солі, другий для збору відпрацьованого розчину солі.

Відмивка фільтра організована у дві стадії.

Послідовність проведення регенерації наступна:

– взрихлення водою із бака взрихлюючої промивки з відводом стоків у каналізацію;

– подача відпрацьованого розчину солі (збереженого від регенерації попереднього фільтру) із баку потоком зверху з відводом стоків у каналізацію;

– подача свіжого розчину солі зверху з відводом середовища, яке виходить у каналізацію;

– перша стадія промивки – подача води зверху з витісненням з фільтру використаного розчину солі в бак відпрацьованого розчину, концентрація солі складає 2–4%, стоки відсутні;

– друга стадія промивки – продовження подачі зверху з відводом середовища, що виходить в бак взрихлюючої промивки, стоки відсутні.

В обох варіантах передбачена робота пом'якшувальної установки на протязі першої і другої зміни. Вказане дозволяє без збільшення типорозмірів фільтрів зменшити штатну одиницю апаратника у третю зміну. Зберігання запасу пом'якшеної води для цілодобової роботи котельні передбачено в баці.

В обох варіантах передбачена доставка солі автотранспортом, зберігання у «мокрому вигляді» в бункері.

При прив'язці проекту до умов місцевості можливе примінення варіанту 1 (для води з вмістом заліза менше 0,3 мг/кг), анулювавши установку знезалізнення. Визначальним фактором при цьому являється можливість комплектації котельної установками ВПУ-5.

3.3 Мазутопостачання

Установка мазутопостачання призначена для прийому, зберігання і приготування мазуту до необхідних для згорання параметрів.

Прийнято, що мазут поступає з нафтобази на якій централізовано організований ввід рідкої присадки.

Доставка мазуту передбачена автотранспортом.

Фільтри грубої очистки мазуту загальні, фільтри тонкої – індивідуальні у кожного котла.

Схема трубопроводів подачі мазуту – циркуляційна. Схема дозволяє підтримувати температуру в резервуарах 60°С, температуру мазуту що поступає на спалювання – 110–120°С.

Передбачений перепуск частини мазуту з нагнітальної лінії (після насосів подачі) у всмоктуючи лінію в режимі малих навантажень котельної. Це проводиться в цілях запобігання перегріву мазуту, який знаходиться в резервуарах.

Номінальна витрата мазуту на котел 273 кг/год.

Кожен котел оснащений пальником ГМ –2,5 паро-механічною форсункою. Тиск мазуту перед форсункою – 2,0 МПа. Тиск пари, яка подається на форсунки котлів для розпилювання – 0,2 МПа.

Повернення конденсату з установок мазутопостачання передбачений в сепаратор безперервної продувки.

Мазутонасосна оснащена паропроводом пожежегасіння. Засувка подачі пари в паропровід установлена в котельному залі. Робота установки мазутопостачання організована без постійного обслуговуючого персоналу.

3.4 Газопостачання

Проект газопостачання розроблений з урахування роботи котлів на газу середнього тиску з установлення на всіх котлах автоматики безпеки і регулювання.

Постачання котельної газом організовано від газопроводу високого тиску Р < 0,6 МПа. Для зниження тиску газу з високого до Р = 0,4 МПа в котельній передбачується газорегуляторна установка (ГРУ), виготовлена по типовій серії 5.905–9.

Організований загальний і поагрегатний підрахунок витрати газу.

На газопроводі котла і загальних газопроводах котельної передбачені збірні продув очні газопроводи, які виводяться за межі котельної.

3.5 Рекомендації по виконанню монтажних і ремонтних робіт

Монтаж тепломеханічного обладнання і трубопроводів котельної проводять в закритому приміщенні з відкритими монтажними отворами. Розміщення і значення монтажних отворів наступне:

1. Отвір шириною 5,65 м у стіни по осі «6» ряди «В-Г», для подачі котлів;

2. Отвір шириною 5,55 м у стіни по осі «6» ряди «Г-Д», для подачі економайзерів;

3. Отвір шириною 5,53 м у стіни по осі «1» ряди «Б-В», для подачі крупно блочних установок гарячого водопостачання, живлення і підживлення;

Висота кожного отвору 6 м.

Збирання крупно блочних установок із транспортабельних блоків проводять на монтажному майданчику до подачі в монтажний отвір.

Заміна котлів при проходженні їх строку служби передбачена через отвори в стіні по осі «Д». Конструкція кріплення стінових панелей дозволяє демонтувати їх на період заміни.

4. Вибір і розрахунок основного обладнання

4.1 Характеристика котлів марки ДЕ-4–14ГМ

У зв'язку з розширенням котельні виникає потреба вибору котельного агрегату. Зважаючи на те, що котли ДЕ-4–14ГМ мають високий ККД та добре зарекомендували себе в роботі, а також підходять для розширення своєю потужністю, обираємо саме цей котел.

Газомазутні парові вертикальні водотрубні котли типу ДЕ призначені для вироблення насиченої і перегрітої пари до температури 225 °С, який використовується на технологічні потреби, опалення, вентиляцію і гаряче водопостачання. Котел ДЕ-4–14ГМ випускається на номінальну паропродуктивність 4 т/год при робочому тиску 1,4 МПа.

Технічна характеристика котла ДЕ-4–14ГМ приведена в таблиці 4.1.

Таблиця 4.1 Технічна характеристика котлів марки ДЕ-4–14ГМ

Конструктивною особливістю даних котлів являється розміщення топочної камери з боку конвективного пучка, утвореного вертикальними трубами розвальцьованими у верхньому і нижньому барабанах. При цьому в максимальній степені використана уніфікація деталей і робочих одиниць, які приміняються в котлах типу ДКВР і КЕ.

Для котла паропродуктивністю 4 т/год діаметр верхнього і нижнього барабанів становить 700 мм, а відстань між барабанами 2750 мм, для екранів і конвективного пучка приміняться труби діаметром 51Х2,5 мм. Довжина циліндричної частини барабана становить 2250 мм. В передньому і задньому днищах кожного з барабанів присутні лазові затвори для внутрішнього огляду і очистки внутрішніх поверхонь. Для всіх типорозмірів даних котлів ширина топкової камери прийнята однаковою і становить 1790 мм. Глибина камери залежить від паропродуктивності і для ДЕ-4–14ГМ становить 1980 мм. Середня висота топкової камери становить 2400 мм.

Топкова камера відділяється від конвективного пучка газостійкою перегородкою, утвореною з труб діаметром 51Х2,5 мм, установлених щільно з кроком 55 мм і зварених між собою. Кінці труб обсаджені між собою до діаметра 38 мм. В задній частині перегородки виконане вікно для проходу топкових газів в конвективний пучок. Ущільнення в місці входу обсаджених кінців труб в барабан забезпечується гребінками, які примикають до труб і барабанів. Стеля, права бокова поверхня і під топ очної камери екрановані фасонними трубами діаметром 51 Х2,5 мм, які утворюють єдиний екран, виконаний з кроком труб, рівним 55 мм. Кінці труб екрану завальцьовані у верхньому і нижньому барабанах. Труби заднього екрану не мають обсадних кінців і з'єднуються сваркою до верхнього і нижнього колектору діаметром 159X3,5 мм. Колектори з'єднані з верхнім І нижнім барабаном і об'єднані необігріваємою рециркуляційною трубою діаметром 76X3,5 мм.

В котлах паропродуктивністю 4–10 т/год фронтовий екран виконаний аналогічно задньому екрану. Відмінність у тому, що для забезпечення розміщення пальника у фронтовому екрані зменшена кількість труб. У всіх котлах під топки закритий вогнетривкою цеглою.

Конвективний пучок утворений коридорне розміщеними вертикальними трубами діаметром 51X2,5 мм, розвальцьованими у верхньому і нижньому барабанах.

Для забезпечення необхідних швидкостей газів в конвективних пучках котлів розміщені поздовжні перегородки.

Циркуляційна схема всіх газомазутних парових котлів типу Е(ДЕ) однакова і включає в себе чотири екрана (фронтовий, задній і два бокових) і конвективний пучок. Бокові екрани і конвективний пучок приєднані безпосередньо до верхнього і нижнього барабану. Задні і фронтові екрани об'єднуються нижніми (горизонтальними) роздаючи ми і верхніми (наклонними) збираючими колекторами, приєднаними до барабанів. Інші кінці колекторів об'єднані необігріваємою циркуляційною трубою. В котлах паропродуктивністю 4–10 т/год одноступінчата схема випаровування. У всіх котлах загальними опускними трубами випаровувальної системи являються останні по ходу газів ряди труб конвективного пучка.

У поданому просторі верхнього барабану розміщені живильна труба і труба для вводу фосфатів, в паровому просторі розміщений сепараційний пристрій. В нижніх барабанах котлів розміщена перфорована труба для безперервної продувки котла, яка суміщена з періодичною продувкою. Нижні барабани оснащені пристроями для парового прогріву котла при розтопці і штуцерами для спуску води.

Первинними сепараційними пристроями першої ступені випаровування являються розміщені у верхньому барабані направляючі щити, які забезпечують подачу пароводяної суміші на рівень води. Вторинні сепараційні пристрої виконані у вигляді дірчастих листів.

Очистка поверхонь нагріву від зовнішніх забруднень виконується стаціонарними обдувочними пристроями, розміщеними з лівої сторони котла. Обдувочний пристрій складається з вузла кріплення і труби з соплами, яка обертається при обдувці конвективної частини котла. Обертання труби виконується вручну. При обдув ці використовується насичений пар з тиском не менше 0,7 МПа.

Котли мають опорну раму, яка передає всі навантаження на фундамент. Свобода температурних переміщень елементів котлів забезпечується нерухомим закріпленням передньої опори нижнього барабана і рухомим кріпленням за рахунок овальних отворів для болтів, якими кріпиться задня опора до рами котла.

Номінальні теплові переміщення для котла по реперам становлять 6,05 мм. Для контролю за тепловими переміщеннями в котлах встановлюється репер в районі задньої сторони нижнього барабану. Крім того, передбачається контроль переміщень нижніх колекторів фронтового і заднього екранів.

Газощільне екранування бокових стінок, стелі і піду топкової камери дозволило підмовитися від важкої обмурівки і легку натрубну ізоляцію товщиною 100 мм, яка укладається на шар шлакобетону по сітці товщиною 25 мм. Для зменшення присосів повітря в газовий тракт котла натрубна ізоляція покривається зовні листовою металічною обшивкою, яка приварюється до каркасу котла. Примінення натрубної теплової ізоляції дозволило покращити динамічні характеристики котлів, зменшити втрати у навколишнє середовище І втрати теплоти при пусках і зупинках котлів, зв'язані з перегрівом великих масс обмуровочних матеріалів.

Всі котли постачаються у зібраному вигляді без натрубної ізоляції. Подружені на залізничну платформу разом з кріпленнями котли входять в габарит 1-В, призначений для залізничних вагонів.

Схему котла марки ДЕ-4–14Гм зображено на рисунку 4.1.

4.2 Характеристики палива

Елементарний склад заданого палива табл. 1, [2] для газу табл. с. [2].

Марка палива: Г; Родовище (басейн): Дашавскій басейн:

Метан СН4, %;                        97,6

Етан С2Н6, %;                         0,5

Пропан С3Н8, %;                              0,2

Бутан С4Н10, %;                      0,2

Пентан С5Н12, %;                              –

Вуглекислий газ СН4, %;       0,1

Азот N2, %.                                       1,2

Всього: 100%.

4.3 Теоретичні значення об'ємів повітря та продуктів згорання

При спалюванні газового палива (4–03, [2]).

1) Теоретичний об’єм повітря необхідний для згоряння палива:

2) Теоретичний об’єм трьохатомних газів:

3) Теоретичний об’єм двохатомних газів:

4) Теоретичний об’єм водної пари:

5) Теоретичний об’єм димових газів:

.

4.4 Об'єм повітря і продуктів згорання при αі >1

Таблиця 4.2 Таблиця дійсних значень об'ємів продуктів згоряння

4.5 Ентальпія продуктів згорання

Таблиця 4.3 Ентальпія продуктів згорання палива

4.6 Тепловий баланс і витрата палива

Таблиця 4.4

4.7. Розрахунок топки

Таблиця 4.5

4.8 Розрахунок конвективної поверхні нагріву

Таблиця 4.6

4.9 Розрахунок водяного економайзера

Таблиця 4.7

5. Допоміжне обладнання

5.1 Вибір допоміжного обладнання

5.1.1 Вибір деаераторів

Деаерація живильної та підживлюючої води являється одною із обов'язкових стадій процесу водопідготовки. Деаератори потрібні для видалення розчинених у живильній воді корозійно-активних кисню та вуглекислого газу. Крім корозії поверхні нагріву котла, трубопроводів, арматури, присутність цих газів значно погіршує процес теплопередачі, що призводить до збільшення витрати палива. Для видалення газів з живильної води використовуємо деаератор ДА-15/4. Деаерація води в такому деаераторі відбувається внаслідок створення різних парціальних тисків газу у воді, що видаляється в навколишнє середовище. Зв'язана вуглекислота видаляється за рахунок встановлення барботажних пристроїв. Холодна вода подається у водорозподільний лоток, звідки послідовно стікає на ряд дирчастих тарілок, розподілених одна під одною; гріюча пара поступає знизу і піднімаючись вгору, омиває струмінь води. Пара, конденсуючись, підігріває воду до температури насичення і з верхньої частини деаераторної головки виходить в атмосферу з великим парціальним тиском повітря. Вода при русі вниз деаерується.

Для підживлення води, яка поступає на гаряче водопостачання використовуємо вакуумний деаератор. Вакуум (0,03 МПа) в деаераторі підтримується завдяки відсмоктуванню пароповітряної суміші з колонки вакуумного деаератора за допомогою водоструменевого ежектора, в контур якого ввімкнено бак з робочою водою і насос для її подавання. Вода поступає до ежектора і підсмоктує з де аераційної головки паро газову суміш, створюючи в ній вакуум.

Вода змішана з газами змивається по спускним трубам у відкритий приймальний бак-газовідділювач з якого підсмоктані гази виділяються в атмосферу. З деаераторного бака-акумулятора вода подається у всмоктуючи магістраль циркуляційних мережевих насосів.

5.1.2 Вибір редукційно-охолоджуючої установки

Редукційно-охолоджувальна установка застосовується для зниження тиску та температури пари після котла до величини, що відповідають параметрам, які забезпечують надійну роботу котельної установки.

Зниження параметрів пари відбувається дроселюванням та охолодженням її водою.

По паропроводу з котла пара підводиться до регулюючого клапану в якому знижується тиск за рахунок зменшення прохідного перерізу клапана.

Охолодження пари відбувається вприскуванням чистої води у найменший переріз змішувальної труби. Вприскувана вода крізь форсунку розпилюється і, випаровуючись, охолоджує пару.

Холодна вода в РОУ подається з трубопроводу живильної води після деаератора.

5.1.3 Вибір конденсаційного баку

Конденсаційні баки потрібні для збирання конденсату, який повертається від технологічних споживачів, з пароводяних підігрівників сирої води.

В парових котельнях низького тиску живильні пристрої, як правило, складаються з конденсаційних баків і живильних пристроїв. Конденсаційно-живильних баків встановлюється два або ж один розділений навпіл. В ці баки відбувається злив пари, яка повертається від споживачів, конденсату і додавання води, яка компенсує його втрати. Таким чином ці баки являються не тільки збірниками конденсату, але й основними джерелами живильної води, яка в подальшому направляється в котли.

Якщо котельні розміщені в окремих будівлях і повернення конденсату доцільно здійснювати самопливом, то конденсаційно-живильні баки зазвичай розміщують у заглиблених (до відмітки -1,200 м) приміщення. При поверненні конденсату від споживачів під тиском потреба у заглиблених приміщеннях, звичайно, відпадає.

Ємкість конденсаційно-живильних баків повинна забезпечувати збір конденсату, а також живлення котлів протягом деякого часу, навіть по випадку припинення подачі конденсату або свіжої води. Баки розраховуються на зберігання запасу води, достатньої для живлення протягом одної-двох годин усіх працюючих котлів, але неменше 40-хвилинного запасу по максимальній витраті живильної води. В якості живильних пристроїв встановлюються осьові та ручні насоси, а в окремих випадках використовують тиск водопроводу. Вибір живильних пристроїв залежить від теплопродуктивності (паропродуктивності) котельні. Загальним рішенням являється встановлення в якості живильних пристроїв двох осьових насосів, один з яких використовується як робочий, а другий в якості резервного. Продуктивність кожного з насосів повинна бути не менша 120% максимальної паропродуктивності всієї котельні.

5.1.4 Вибір пальників

Пальники, які приймаються до встановлення в топці, повинні забезпечувати спалювання заданої кількості палива для отримання теплоносія з потрібною температурою, тиском і хімічною активністю. Кількість спалюваного палива, яке повинно бути підготовлене в пальнику (форсунці), визначається потрібною кількістю теплоносія. Тиск палива і окислювача перед пальником (форсункою) визначається потрібним тиском (розрідженням) теплоносія після топки.

Отримання потрібної форми полум'я (довжина та діаметр) забезпечується типом та числом пальників (форсунок), які створюють певний відносний рух палива та окислювача.

5.1.5 Вибір теплообмінного обладнання

У теплових схемах котелень широко використовують теплообмінне обладнання (підігрівники) поверхневого типу для підігріву живильної, мережевої та охолодження продувальної води.

Підігрівники поділяються на пароводяні та водоводяні.

Основним теплообмінним обладнанням котельні, що проектується є:

– мережевий підігрівай (бойлер);

– охолоджувачі випару;

– підігрівай сирої води;

– охолоджувач продувочної води.

5.2 Розрахунок пальника

5.2.1 Характеристика пальника марки ГМ – 2,5

Газо-мазутні пальники призначені для окремого спалювання рідкого і газоподібного палива і приміняється для котлів марки Е(ДЕ). Для котлів марки ДЕ-4–14ГМ приміняють пальник марки ГМ – 2,5.

Технічні характеристики пальника ГМ – 2,5 приведені в таблиці 5.1

Таблиця 5.1

Пальники марки ГМ – 2,5 являються вихровими – практично все повітря проходить через завихрювач. Основними вузлами пальника марки ГМ являються форсуночний вузол, газова частина і повітренаправляючий пристрій. У форсуночний пристрій пальника входять паромеханічна форсунка і пристрій з за-хлопками для встановлення змінної форсунки без зупинки котла. Основна форсунка встановлена по осі пальника, змінна – під деяким кутом до осі.

Газова частина пальника периферійного типу складається з пальника складається з кільцевого колектора в однорядній однокаліброваній системі газовидаючих отворів і газопідводячої труби. В середині колектора розміщена кільцева діафрагма, яка служить для рівномірного розподілу газу по отворам.

Повітренаправляючий пристрій пальників марки ГМ складається з повітряного короба, осьового завихрювала повітря і конусного стабілізатора. Лопатки осьового завихрювала – профільні, установлені під кутом 45° до осі пальника. Невелика частина повітря проходить через дифузор (дирчастий лист) для охолодження форсунки.

Розрахунок швидкості витікання газоповітряної суміші з пальника Витрату газу визначаємо по формулі:

                                          (5.1)

де Vнг – витрата газу за нормальних умов, Vнг =307 м3/год;

Рг – тиск газу, приймаємо Рг=1,05 бар = 800 мм-Нд;

Тг – температура газу, становить Тг = 288 °К.

Визначається по формулі:

                                                (5.2)

де D – паропродуктивність котла, D – 1,11 кг/с;

і» – ентальпія насиченої пари,

іжв – ентальпія живильної води, ;

ηка – коефіцієнт корисної дії котельного агрегату, ηка = 0,97.

Приведення густини газу, повітря до фактичних фізичних умов. Густини газу і повітря визначаємо із співвідношення:

                                               (5.3)

де РГ, ТГ і ρГ – відповідно тиск, температура і густина газу за норм. умов.

Параметри повітря:

Температура повітря, tn = 25 °С;

Тиск повітря, Рп=1 кПа = 0,01 бар;

Відносна вологість, φ = 70%;

Із співвідношення (5.3) визначаємо фактичну густину газу:

                (5.4)

де ρгн – густина газу за нормальних умов, ρгн = 0,712 кг/м.

Густина сухого повітря:

                 (5.5)

де ρгн – густина повітря за нормальних умов, ρгн = 1,293 кг/м.

Густина вологого повітря:

                     (5.6)

Випарна здатність палива.

Випарну здатність палива визначаємо із співвідношення:

                                        (5.7)

де D М – паропродуктивність котла, т/год;

VГ – витрата газу, м /год.

Витрата повітря:

                         (5.8)

де ат – коефіцієнт надлишку повітря у топці;

V0 – теоретичний об'єм димових газів,

Дійсна кількість повітря при дійсних фізичних умовах визначається за формулою:

              (5.9)

де Р, Т – тиск і температура повітря при дійсних умовах:

Р = 770 мм-Hg; 7=295 °К. Теплова напруга:

                             (5.10)

де Vг – витрата газу, ;

VT – об'єм топкової камери, VT = 9,2 м3 (див. п. 4);

Витрата суміші:

                     (5.11)

Для попередження «проскоку» і «відриву» факелу допустима швидкість витікання суміші з амбразури Wc = 30–35 м/с. Площа перерізу:

– амбразури:

                  (5.12)

де dAMB – діаметр амбразури, м;

– проходу суміші у пальнику:

                      (5.13)

де dK – діаметр колектора, м;

dH – внутрішній діаметр труби, м.

Швидкість суміші на виході:

                          (5.14)

– з пальнику

                                    (5.15)

– швидкість повітря у змішувачі

                                     (5.17)

5.3 Розрахунок мережевого підігрівана

На рисунку 5.2 зображено схему горизонтального мереженого підігрівача.

Рисунок 5.2 Схема горизонтального мережевого підігрівача

5.3.1 Характеристика мережевого підігрівача

Горизонтальний мережевий підігрівай являється рекуперативним (поверхневим теплообмінним апаратом.

Мережевий підігрівач – двоходовий. Поверхня І/\ обертається з 20% запасом.

Продуктивність                                         56 кг/с;

Поверхня нагріву                                               30 м;

Кількість труб                                           312;

К-ть труб в одному ході                                     156;

Довжина труб                                            2000 мм;

Площа для переходу води в одному ході         0,024 м;

Латунні трубки діаметром                        16X14 мм.

5.3.2 Розрахунок необхідної поверхні трубок мережевого підігрівача

З теплового розрахунку теплової схеми:

Витрати мережевої води                                    М2=Мв=30 кг/с;

температура води на вході в підігрівач            

Температура води на виході з підігрівача                 

Тиск пари на вході в підігрівач                                   Р=1,4 МПа;

Ентальпія пари на вході в підігрівач                         

Ентальпія конденсату                                        

Визначаємо ентальпії води на вході і на виході підігрівача:

Ентальпія води на вхС

                                      (5.18)

ентальпія води на виході визначається за формулою

                                    (5.19)

Рівняння теплового балансу:

                                                   (5.20)

Де Q1 – кількість тепла, яке віддає гарячий теплоносій, кВт;

Q2 – кількість тепла, що сприймає холодний теплоносій, кВт.

ηта – коефіцієнт корисної дії теплообмінного апарату, ηта = 0,98;

Кількість тепла, яке віддає гарячий теплоносій визначаємо за формулою:

                                                (5.21)

де М1 – витрата пари, кг/с.

Кількість тепла, що сприймає холодний теплоносій визначаємо за формулою:

                   (5.22)

Кількість тепла відданого гарячим теплоносієм можна визначити з формули:

                                     (5.23)

Витрату пари визначаємо по формулі:

                                  (5.24)

Рівняння теплопередачі:

Q = F·K·Δt, кВт                                         (5.25)

Температурний напір:

                                  (5.26)

де  – температурний напір протитокового теплообмінного апарату;

ψ – поправочний коефіцієнт, визначається по діаграмі.

Температурний напір протитокового та визначається за формулою:

                                      (5.27)

Де  – більша різниця температур, °С;

 – менша різниця температур, °С;

Більша різниця температур визначається за формулою:

                                   (5.28)

Визначається за формулою:

                                   (5.29)

Визначаємо відношення температур:

                                       (5.30)

                                                (5.31)

При R=0, ψ = 0.

Перевіряємо режим руху теплоносіїв (рух води в трубах). Площа проходу для води

                          (5.32)

Швидкість води в трубах:

                            (5.33)

де Мв – витрата води, Мв = 30 кг/с;

ρв – густина води, ρв = 951 кг/м.

Критерій Рейнольдса:

                              (5.34)

де dвн - внутрішній діаметр трубок, м;

vв – в'язкість води, м /с.

Режим руху води турбулентний і коефіцієнт тепловіддачі від стінки до води визначається по формулі:

                 (5.35)

де В2 – числовий коефіцієнт;

Коефіцієнт тепловіддачі від сухої насиченої пари до стінки труб для горизонтального ТА:

                          (5.36)

де А1 – числовий коефіцієнт;

r – питома теплота пароутворення;

Виходячи з того, що:

то приймаємо розрахунок, як для тонкої стінки. Коефіцієнт теплопередачі

                                         (5.37)

Товщина стінки

                               (5.38)

Коефіцієнт теплопровідності латуні:

                                        (5.39)

За формулою (5.37) визначаємо коефіцієнт теплопередачі:

Потрібна площа поверхні труб:

                               (5.40)

Запас становить 3,5%.

6. Генеральний план

6.1 Генеральний план котельної

Генеральний план виконується з метою розміщення і взаємної ув'язки головних споруд, які входять до комплексу котельної, інженерних комунікацій, автомобільних та залізничних шляхів. Головними спорудами і будівлями комплексу котельної є головний корпус, паливне господарство, водопідготовка, димова труба, та інші споруди.

Генеральний план котельної зображений на рисунку 6.1.

Рисунок 6.1 Генеральний план котельної

Основні рішення по горизонтальному плануванню, показані на листі 5 «Схема генерального плану котельної», обумовлені технологічними взаємозв'язками між запроектованими будівлями і спорудами.

При компоновці генерального плану враховувалась можливість раціонального використання території дотриманням усіх вимог, а також враховувались відповідні розриви від резервуарів мазута до будівлі котельні. На ділянці котельні передбачені проїзди з асфальтним покриттям шириною 5,5 м.

Ділянка умовно прийнята горизонтальною, проект реалізації рельефа вирішується в залежності від місцевих умов.

7. Компоновка головного корпусу котельної

7.1 Загальні відомості

Розміщення котельної на генплані, котлоагрегатів і обладнання в середині самої котельні виконується відповідно до правил Держтехнагляду і Сніп 11–35–78.

Парові котельні при роботі на робочому тиску пари більш як 0,07 МПа споруджуються у вигляді окремо стоячих будівель. Від найближчих житлових і громадських будівель вони мають бути відокремлені озелененими санітарно-технічними зонами, які вибирають згідно із Сніп П-89–80. розриви між будівлями і спорудами котелень визначають санітарними і протипожежними нормами.

Будівля котельні виконана каркасною, одноповерховою з прольотами одного напрямку довжиною 6,000 м. Довжина балок ферм становить 6,000 м. Вибір визначається розмірами та компоновкою обладнання, яке встановлюється. Несучими елементами будівлі є колони, крок яких рівний 6,000 м.

Вихідні двері котельного приміщення повинні відчинятись назовні. На всіх поверхах будівлі котельні передбачається по два виходи назовні, розташованих у протилежних боках будівлі.

Компоновка і конструкції будівлі котельні передбачують можливість її розширення. Компоновка основного і допоміжного обладнання повинна забезпечувати зручність в роботі і безпеку при експлуатації, мінімальну протяжність трубопроводів, газоходів і повітреходів, мінімальні витрати на спорудження котельної, скорочення чисельності обслуговуючого персоналу, автоматизацію технологічних процесів. Вона має відповідати вимогам будівельних норм і правил, а також правил техніки безпеки, санітарних і Протипожежних норм.

Котлоагрегати в котельні повинні бути розташовані в один ряд з фронтом обслуговування, спрямованим у бік віконних прорізів, а хвостові поверхні нагрівання та допоміжне обладнання – перед кожним котлоагрегатом, або за ним. Загальне обладнання, призначене для підготовки води, насоси і теплообмінники розміщені з боку основного торця будівлі котельні. Проходи між котлами, економайзерами і стінками котельної не менш як 1,000 м, а між окремими частинами чи виступами – не менш як 0,800 м. при встановленні котлоагрегатів, які потребують обслуговування з боку (обдування, очищення газоходів, догляд за пальниковим пристроєм та ін.), ширина бічного проходу повинна бути достатньою для їх обслуговування і ремонту, але не менш як 2,000 м для котлів паропродуктивністю 4 т/год. Відстань від фронту котла, або від виступаючих частин його топок до протилежної стінки котельної при спалюванні рідкого чи газоподібного палива повинна становити 1,000 м.

Відстань від верхньої позначки (площадки) обслуговування котлів і економайзерів до нижньої частини котелень має бути не менш як 2,000 м. для зручності обслуговування і безпеки роботи проходи між агрегатами допоміжного обладнання котельної мають бути не менш як 0,700 м. Для обслуговування котів і економайзерів повинні бути встановлені постійні площадки і сходи з поручнями не менш як 1,000 м. Вільна висота над прохідними площадками і сходами повинна бути не менш як 2,000 м.

Одним з важливих принципів сучасної компоновки обладнання котельної полягає у використанні окремих блоків підвищеної заводської готовності при проектуванні, встановленні та монтажі обладнання.

7.2 План розміщення обладнання котельної

Розміщення обладнання котельної зображено на листах 6, 7. Будівля котельної одноповерхова, з влаштованими допоміжними приміщеннями, двохпролітне – два прольоти по 12,000 м, довжиною 30,000 м, крок колон 6,000 м, з висото до низу балок покриття – 6,000 м, з двома кран-Гшиками вантажопідйомністю 1 т.

На відмітці 0,000 в осях 3 – 7, А – Б розташовані побутові приміщення; в осях 1 – 3, А – Б знаходяться мазутонасосна, механічна майстерня, водомірний пункт, лабораторія ВПУ.

На площадці (відм. 3,300) розміщуються венткамера, ГРУ, приміщення щитів керування і приміщення щитів станції керування.

В котельному цеху, який знаходиться в осях 1 – 7, Б – Д, розміщені котли, водяні економайзери, димососи, газоходи котла та контрольно-вимірювальні прилади системи автоматики, блок підігрівачів сирої води та блок мережевих насосів.

На відмітці 2,860 розміщені блочна установка живлення і підживлення, а також укрупнено-блочна установка гарячого водопостачання. Конденсаційний бак розміщений на відмітці (– 1,200).

На зовні приміщення котельні розміщені атмосферний і вакуумний деаератори, баки-акумулятори, бак-газовідділювач, продувочний колодязь, бункер вологого зберігання солі та димова труба.

Для виконання ремонтних робіт в котельні передбачені крани і ручні талі.

8. Техніко-економічна частина

8.1 Розрахунок витрат на котельню

З теплового розрахунку котельні (див. п. 1.3.1) беремо наступні дані:

– встановлена потужність котельні                               МВт;

– річний відпуск теплоти на опалення,              ГДж/рік;

– річний відпуск теплоти на гаряче водопостачання  ГДж/рік;

– річний відпуск теплоти на вентиляцію            ГДж/рік;

– річна витрата теплоти на технологічні потреби  ГДж/рік;

– річний відпуск тепла котельнею                      ГДж/рік;

Річне вироблення тепла котельнею:

                                       (8.1)

де, ηТП – Коефіцієнт теплового потоку, %;

                                (8.2)

Число годин використання встановленої потужності котельні:

                               (8.3)

Питома витрата палива на 1 Гдж відпущеної теплоти

Умовного                                 (8.4)

Натурального                         (8.5)

де ηбр – ККД котельного агрегату, %

- нижча теплота згорання палива,

Річна витрата палива котельні

Умовного            (8.6)

Натурального       (8.7)

Річна витрата електроенергії на власні потреби котельні

                            (8.8)

де, Nycm – встановлена потужність приймачів електричної енергії, КВт;

hкom – число годин роботи котельні в рік, год/рік; hкom=8400 год/рік;

Кэл – коефіцієнт використання встановленої електричної потужності; Кэл = 0,5.

Річна витрата води на котельні:

                                (8.9)

де,  – витрата сирої води, що поступає на хім-водоочистку при максимально зимовому та літньому режимах, т/год:

;

                        (8.10)

Питома витрата води на 1 ГДж відпущеного тепла

                                    (8.11)

8.2 Розрахунок собівартості відпускної теплоти від котельні

Річні витрати на паливо

                                   (8.12)

 – Ціна палива та ціна на його транспортування, грн/тис. м3

Річні витрати на електроенергію

                                      (8.13)

де Цэ - Ціна електроенергії, грн/КВтгод;

Витрати на воду:

                           (8.14)

Капітальні витрати на спорудження котельні:

                               (8.15)

де, К1, Кп – питомі капіталовкладення для вводу в експлуатацію першого та наступних котлоагрегатів, грн/МВт

К1=86000 грн/МВт;

Кп=87000 грн/МВт;

 – номінальна потужність першого та наступних котлоагрегатів, МВт

Річні амортизаційні відрахування

                                       (8.16)

де,  – середня норма амортизації загально-будівельних робіт, та будівель, %;

=5%

 – середня норма амортизації обладнання з монтажем

=15%

Кстр – вартість загально-будівельних робіт, грн

Коб – вартість обладнання з монтажем, грн.

                                              (8.17)

                                                (8.18)

де, αcmp, αoб – доля вартості загально-будівельних робіт і обладнання;

αстр =30%, αоб=10% табл. 13.7,

Кстр =1399080 · 0,3 = 419724 грн

Коб = 0,7 · 1399080 = 979356 грн

Витрати на поточний ремонт:

 грн                     (8.19)

Заробітна плата з нарахуваннями тільки експлуатаційного персоналу

                                   (8.20)

Де Зср.рік – середня заробітна плата з нарахуваннями в фонд соціального страхування;

Ч – чисельність експлуатаційного персоналу котельні (за проектними даними становить 25 чол.);

Інші сумарні витрати

(8.21)

Річні експлуатаційні витрати по котельні визначаються як сума розглянутих вище статей:

                               (8.22)

SKOT= 2552532 + 304920 + 85701 + 167889 + 33578 + 121800 +

+ 96980 =3363400 грн

                                     (8.23)

Паливна складова собівартості

                                   (8.24)

Вираховуємо загальну вартість випущеної продукції

                       (8.25)

де, Цк – ціна тепла, яке відпускається споживачам 1 ГДж тепла, грн./ГДж;

Річний прибуток котельні

                      (8.26)

Рентабельність котельні, %

                                        (8.27)

за формулою (2.27) визначаємо рентабельність:

Аналогічним чином поводимо техніко-економічні розрахунки для даних до розширення котельної. Результати розрахунків зводимо у таблиці 8.1.

Таблиця 8.1 Техніко-економічні показники котельні

9. Автоматизація котельної

9.1 Опис технологічного процесу

Паровим котлом називається комплекс агрегатів, призначених для одержання водяної пари. Цей комплекс складається з ряду теплообмінних пристроїв, зв'язаних між собою й пристроїв для передачі тепла від продуктів згоряння палива до води й пари. Вихідним носієм енергії, наявність якого необхідно для утворення пари з води, служить паливо.

Основними елементами робочого процесу, здійснюваного в котельній установці, є:

1) процес горіння палива;

2) процес теплообміну між продуктами згоряння або самим палаючим паливом з водою;

3) процес пароутворення, що складається з нагрівання води, її випару й перегріву отриманої пари.

Під час роботи в котлоагрегатах утворяться два взаємодіючих один з одним потоки: потік робочого тіла й потік теплоносія, що утвориться в топці.

У результаті цієї взаємодії на виході об'єкта виходить пара заданого тиску й температури.

Однією з основних задач, що виникає при експлуатації котлового агрегату, є забезпечення рівності між виробленою й споживаною енергією. У свою чергу процеси пароутворення й передачі енергії в котлоагрегаті однозначно пов'язані з кількістю речовини в потоках робочого тіла й теплоносія.

Горіння палива є суцільним фізико-хімічним процесом. Хімічна сторона горіння являє собою процес окислювання його горючих елементів киснем минаючий при певній температурі і який супроводжується виділенні тепла. Інтенсивність горіння, а так само економічність і стійкість процесу горіння палива залежать від способу підведення й розподілу повітря між частками палива. Умовно прийнято процес спалювання палива ділити на три стадії: запалювання, горіння й допалювання. Ці стадії в основному протікають послідовно в часі, частково накладаються одна на іншу.

Розрахунок процесу горіння звичайно зводиться до визначення кількості повітря в м3, необхідного для згоряння одиниці маси, або обсягу палива, кількості й складу теплового балансу, визначенню температури горіння.

Значення тепловіддачі полягає в теплопередачі теплової енергії, що виділяється при спалюванні палива, воді, з якої необхідно одержати пару, або пари, якщо необхідно підвищити його температуру вище температури насичення. Процес теплообміну в котлі йде через водогазонепроникні теплопровідні стінки, що називаються поверхнею нагрівання. Поверхні нагрівання виконуються у вигляді труб. Усередині труб відбувається безперервна циркуляція води, а зовні вони обмиваються гарячими топковими газами або сприймають теплову енергію випромінюванням. У такий спосіб у котлоагрегаті мають місце всі види теплопередачі: теплопровідність, конвекція й випромінювання. Відповідно поверхня нагрівання підрозділяється на конвективні й радіаційні. Кількість тепла, передана через одиницю площі нагрівання в одиницю часу називається тепловою напругою поверхні нагріву. Величина напруги обмежена, по-перше, властивостями матеріалу поверхні нагріву, по-друге, максимально можливою інтенсивністю теплопередачі від гарячого теплоносія до поверхні, від поверхні нагрівання до холодного теплоносія. Інтенсивність коефіцієнта теплопередачі тим вище, чим вище різниці температур теплоносіїв, швидкість їхнього переміщення щодо поверхні нагрівання й чим вище чистота поверхні.

Утворення пари в котлоагрегатах протікає з певною послідовністю. Уже в екранних трубах починається утворення пари. Цей процес протікає при великих температурі й тиску. Явище випару полягає в тім, що окремі молекули рідини, що перебувають у її поверхні й володіють високими швидкостями, а отже, і більшою в порівнянні з іншими молекулами кінетичною енергією, переборюючи силові впливи сусідніх молекул, що створює поверхневий натяг, вилітають у навколишній простір. Зі збільшенням температури інтенсивність випару зростає. Процес зворотний паротворенню називають конденсацією. Рідина, що утвориться при конденсації називають конденсатом. Вона використається для охолодження поверхонь металу в пароперегрівниках.

Пара, утворена в котлоагрегаті, підрозділяється на насичену і перегріту. Насичена пара у свою чергу ділиться на суху і вологу.

9.2 Опис конструкції об'єкта автоматизації

Парові котли типу ДЕ паропродуктивністю ч т/год, з абсолютним тиском 1,4 МПа призначені для виробітку насиченої або перегрітої пари, використовуваного для технологічних потреб промислових підприємств, на теплопостачання систем опалення й гарячого водопостачання.

9.3 Обґрунтування необхідності контролю, регулювання й сигналізації технологічних параметрів

Регулювання живлення котлових агрегатів і регулювання тиску в барабані котла головним чином зводиться до підтримки матеріального балансу між відводом пари й подачею води. Параметром, що характеризує баланс, є рівень води в барабані котла. Надійність роботи котлового агрегату багато в чому визначається якістю регулювання рівня. При підвищенні тиску, зниження рівня нижче припустимих меж може привести до порушення циркуляції в екранних трубах, в результаті чого відбудеться підвищення температури стінок труб, що обігріваються, і їх перепал. Підвищення рівня також веде до аварійних наслідків, тому що можливий закид води в пароперегрівник, що викличе вихід його з ладу. У зв’язку із цим, до точності підтримки заданого рівня пред'являються дуже високі вимоги. Якість регулювання живлення також визначається рівністю подачі живильної води. Необхідно забезпечити рівномірне живлення котла водою, тому що часті й глибокі зміни витрати живильної води можуть викликати значні температурні напруги в металі економайзера.

Барабанам котла із природною циркуляцією властива значна здатність, що проявляється в перехідних режимах. Якщо в стаціонарному режимі положення рівня води в барабані котла визначається станом матеріального балансу, то в перехідних режимах на положення рівня впливає велика кількість збурювань. Основними з них є: зміна витрати живильної води, зміна паропродуктивності при зміні навантаження топлення, зміна температури живильної води.

Регулювання співвідношення газ-повітря необхідно як чисто фізично, так й економічно. Відомо, що одним з найважливіших процесів, що відбуваються в котельній установці, є процес горіння палива. Хімічна сторона горіння палива являє собою реакцію окислювання горючих елементів молекулами кисню. Для горіння використовується кисень, що перебуває в атмосфері. Повітря в топку подається в певнім співвідношенні з газом за допомогою дуттєвого вентилятора. Співвідношення газ-повітря приблизно становить 1.10. При недостатку повітря в топковій камері відбувається неповне згоряння палива. Газ, який не допалився, буде викидатися в атмосферу, що економічно й екологічно не припустимо. При надлишку повітря в топковій камері буде відбуватися охолодження топки, хоча газ буде згоряти повністю, але в цьому випадку залишки повітря будуть утворювати двоокис азоту, що екологічно неприпустимо, тому що це з'єднання шкідливе для людини й навколишнього середовища.

Система автоматичного регулювання розрідження в топці котла зроблена для підтримки горіння під наддувом, тобто щоб підтримувати сталість розрідження (приблизно 4 мм. вод. ст.). При відсутності розрідження полум'я факелу буде притискатися, що приведе до обгорання пальників і нижньої частини топки. Димові гази при цьому підуть у приміщення цеху, що унеможливлює роботу обслуговуючого персоналу. У живильній воді розчинені солі, припустиме кількість яких визначається нормами. У процесі паротворення ці солі залишаються в котловій воді й поступово накопичуються. Деякі солі утворять шлам – тверда речовина, що кристалізується в котловій воді. Більш важка частина шламу накопичується в нижніх частинах барабана й колекторах.

Підвищення концентрації солей у котловій воді вище припустимих величин може привести до віднесення їх у пароперегрівник. Тому солі, що скопилися в котловій воді, видаляються безперервною продувкою, що у цьому випадку автоматично не регулюється. Розрахункове значення продувки парогенераторів при сталому режимі визначається з рівнянь балансу домішок до води в парогенераторі. Таким чином, частка продувки залежить від відношення концентрації домішок у воді продувної й живильної. Чим краще якість живильної води й вище припустима концентрація домішок у воді, тим частка продувки менша. А концентрація домішок у свою чергу залежить від частки додаткової води, у яку входить, зокрема, частка продувної води, що втрачається.

Сигналізація параметрів і захисту, що діють на зупинку котла, фізично необхідні, тому що оператор або машиніст котла не в силах устежити за всіма параметрами функціонуючого котла. Внаслідок цього може виникнути аварійна ситуація. Наприклад при спуску води з барабана, рівень води в ньому знижується, внаслідок цього може бути порушені циркуляція й викликаний перепал труб донних екранів. Захист, що спрацював без зволікання, запобіжить виходу з ладу парогенератора. При зменшенні навантаження парогенератора, інтенсивність горіння в топці знижується. Горіння стає нестійким і може припинитися. У зв'язку із цим передбачається захист по погашенню факела.

Надійність захисту значною мірою визначається кількістю, схемою включення й надійністю використовуваних у ній приладів. По своїй дії захисту підрозділяються ми; діючі на зупинку котла; зниження навантаження котла; виконуючі локальні операції.

Таблиця 9.1. Технологічні параметри контролю і сигналізації

9.4 Вибір засобів автоматизації

Комплекс приладів і пристроїв типу «Контур Г» призначений для побудови локальних систем автоматичного регулювання теплотехнічних процесів в енергетиці, промисловому комплексі, системах теплопостачання й опалення. Комплекс містить у собі чотирнадцять виконань багатофункціональних регулюючих приладів з імпульсним виходом типу PC 29 і два виконання трипозиційного підсилювача типу В29.

Комплекс «Контур 2» побудований по модельному принципі на сучасній мікроелектронній елементній базі. Характеризується розширеними функціональними можливостями, більш широким використанням сигналів постійного струму, підвищеною точністю й надійністю, істотно меншими габаритами й масою в порівнянні з комплексом приладів «Контур».

Регулюючі прилади типу РС29 забезпечують посилення, демпфірування й індикацію сигналу неузгодженості. Разом з виконавчим механізмом постійної швидкості регулятори дозволяють здійснювати ручне керування виконавчим механізмом. У них передбачена індуктивними положення виконавчого механізму, оснащеного реостатними або індуктивними датчиками положення, а також аналого-релейне перетворення по двох каналах з індексацією спрацьовування.

Залежно від модифікації прилади можуть виконувати додаткові функції: диференціювання сигналів за аперіодичним законом, нелінійне перетворення сигналів, цифрову індикацію одного із чотирьох сигналів по виклику. Конструкція регулюючих приладів відрізняється уніфікацією. Функціональна структура більшості виконань приладів може легко змінюватися шляхом перестановки перемичок на спеціальному комутаційному полі, доступному споживачеві, що дає можливість здійснювати аналого-релейне перетворення з демпфіруванням, здійснювати динамічний зв'язок між регуляторами.

9.5 Опис схеми автоматизації

Функціональна схема систем автоматизації технологічних процесів є основним технічним документом, що визначає структуру й характер систем автоматизації технологічних процесів, а також оснащення їхніми приладами й засобами автоматизації. На функціональній схемі дане спрощене зображення агрегатів, що підлягають автоматизації, а також приладів, засобів автоматизації й керування, зображуваних умовними позначками за діючими стандартами, а також лінії зв'язку між ними.

Схема автоматизації регулювання й контролю парового котлоагрегату передбачають наступні системи:

– система автоматичного регулювання й контролю теплового навантаження котла;

– система автоматичного регулювання и контролю живлення котла;

– система автоматичного регулювання й контролю співвідношення газ-повітря;

– система автоматичного регулювання й контролю розрідження в топці котла;

– система автоматичного контролю тиску;

– система автоматичного контролю температури;

– система автоматичного відсічення газу.

9.6 Опис компоновки і комутації щита КІПіА

Опис компоновки панелі щита. Компоновкою називається загальний вид щита й розміщені на ньому прилади й засоби автоматизації.

Компоновка апаратури повинна забезпечити зручність користування нею. На аркуші 9 «Автоматизація котла» наведений загальний вид щитів, розроблений на основі функціональної схеми.

Щити виконані відповідно до типових проектів котелень і призначені для автоматизації котлів серії ДЕ, що спалюють природний газ або мазут, продуктивністю 4 тонн пари в годину. Щит і комплект апаратури, призначеної для роботи з ним, забезпечують:

1) автоматичне регулювання тиску пари й рівня води в барабані котла, витрати повітря до пальників, розрідження в топленні;

2) оперативний контроль розрідження в топці, напору повітря за дуттєвим вентилятором, температури димових газів по тракті й сили струму електродвигуна димососа, установленими на щиті приладами;

3) світлозвукову сигналізацію при відхиленні тиску палива, тиску повітря, тиску пари, розрідження в димоході, відхиленні рівня в барабані котла, загасанні факела й аварійній зупинці котла.

Щити встановлюються у виробничому й спеціальному щитовому приміщеннях з температурою навколишнього повітря від -35 до +50 С. При компоновці необхідно звертати увагу на естетику зовнішнього вигляду проектованого щита. Засоби автоматизації й апаратура керування компонуються функціональними групами в порядку ходу технологічного процесу.

Апаратуру на панелях розташовують так щоб черговому персоналу було зручно спостерігати за показниками приладів за технологічним процесом.

Під кожним приладом поміщені рамки з написами про призначення приладу, або вимірюваний параметр.

Схема комутації щита являє собою зворотну сторону передньої стінки щита з точним розташуванням на ній апаратури зі спрощеним зображенням проводки. У щити й пульти дозволяється введення електричного струму напругою, що не перевищує 400 В. При уведенні в щити із засобами автоматизації спрямованими понад 250 В постійний і змінний токи рекомендується струму провідної частини закривати контуром.

Живильні проведення, кабелі й імпульсні трубки рекомендується підводити безпосередньо до вступного вимикача щита.

Індивідуальні ланцюги живлення засобів автоматизації схем керування, сигналізації й т.д. рекомендується підводити від вступного вимикача до відповідних вимикачів і запобіжників.

Розведення індивідуальних ланцюгів живлення повинна виконуватися відповідно до прийнятих рішень у принциповій схемі.

Для пневматичної проводки в щитах і пультах повинні застосовувати імпульсні трубки, виготовлені із пластмаси, поліетилену або сплавів. Пневматичні лінії зв'язку повинні бути загерметизовані, не мати витоків повітря в атмосферу.

Компенсаційні проведення або кабелі, поставлені комплексно з окремими видами приладів і засобів автоматизації, приєднуються безпосередньо до їхніх затискачів.

Кінці проводів, підключені до приладів, апаратам і зборкам затискачів, повинні мати маркування, що відповідає монтажним схемам щита.

Висновки

В даному дипломному проекті розглянуте питання розширення центральної котельної мікрорайону у зв'язку з розширенням кількості його мешканців і збільшенню витрат на технологічні потреби.

Для забезпечення даної задачі в дипломному проекті було виконано наступні операції: розраховане нове теплове навантаження мікрорайону, складена і розрахована теплова схема, підібране основне і допоміжне (обладнання, здійснено розрахунки котла, пальника, мережевого підігрівання; розглянуті питання водопідготовки.

В результаті можна зробити наступні висновки.

1. Розраховане нове теплове навантаження мікрорайону збільшилося у відповідності з попереднім на 2,62 МВт і становить 13,1 МВт.

2. Складена і розрахована нова теплова схема з урахуванням збільшення потужностей. При розрахунку теплового балансу було підраховано кількість води, яка поступає на живлення котлоагрегатів і вона є більшою за кількість витрати пари котла.

3. В дипломному проекті прийняті тепломеханічні рішення, рішення по запровадженню станції водопідготовки, мазутопостачання, газопостачання.

4. Вибрано і розраховано основне і допоміжне обладнання. Прийнятий котел для розширення котельної марки ДЕ-4–14ГМ. Його потужність і технічні характеристики задовільняють потреби проектування.

5. Проведено розрахунки пальника і мережевого підігрівача. Прийнято пальник марки ГМ – 2,5 і підігрівач MBH-600.

6. Розроблено новий генеральний план котельної з урахуванням розширення.

7. Розраховано техніко-економічні показники котельної, з якого випливає що за допомогою розширення котельної зменшується собівартість виробленої теплоти і збільшується прибуток котельної.

Література

1.    Александров Виктор Григорович. Паровые котлы малой и средней мощности, Изд. 2-е, пеераб. и доп. Л., «Энергия», 1972. – 248 с.

2.    Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод)/Под ред. Н.В. Кузнецовой, В.В. Митора, И.Е. Дубовского, И.С. Карасиной. Изд. трете, перераб. и доп. – Санкт-Петербург: НПО ЦКТИ-ВТИ, СПб, 1998. – 256 с.

3.    Наладки и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник / В.И. Манюк, Я.И. Каплинский, Э.Б. Хит и др. – 3-е изд., перераб. и доп. М Стройиздат, 1988. – 142 с.

4.    Тепловой расчет промышленных парогенераторов /под ред. Частухина В.И., Киев 1982.

5.    Ю.М. Гусев. Основы проектирования котельных установок Изд. 2-е, перераб. и доп., М., Стройиздат, 1973.

6.    Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. Изд. 2-е, перераб. и доп., М., «Энергия», 1976.

7.    Сосков В.И. Технология монтажа и заготовительные работы. Учеб для вузов по специальности «Теплогазоснабжение и вентиляция». М.: Высшая школа, 1989. – 344 с.

8.    Орлов Г.Г. Охрана труда в строительстве. Учебник для строит. Вузов. – М.: Высшая школа, 1984. – 343 с.

9.    Золотницкий И.Д., Пчелинцев В.А. Охрана труда в строительстве. Под ред. Золотницкого И.Д. Учеб. для вузов. М.: Высшая школа, 1978.

10. Производственные и отопительные котельные. /Е.Ф. Бузников, К.Ф. Роддатис. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергатомиздат, 1984. - с. 248., ил.