Учебная работа. Проектирование отопительной котельной для теплоснабжения п. Шеркалы Тюменской области

Годичный расход тепла на ГВС

МВт

Суммарный годичный расход теплоты

МВт

1.3 Расчет температур сетевой воды

Таблица 4. Расчет температур сетевой воды

Величина

Единица измерения

Расчет

Наименование

Расчетная формула либо метод определения

Расчетная температура воды в подающем трубопроводе

(по условию)

єС

150

Расчетная температура воды в оборотном трубопроводе

(по условию)

єС

70

температура воды в стояке местной системы опосля смешения на вводе

єС

95

Перепад температур воды в местной системе

єС

95 — 70 = 25

Перепад температур термический сети

єС

150 — 70 = 80

Температурный напор нагревательного устройства местной системы

єС

Текущие значения температур сетевой воды в подающем и оборотном трубопроводах рассчитываем по формулам:
, (1)
;(2)
где — величина относительной термический перегрузки:
.(3)
Таблица 5. температуры сетевой воды

tн

+ 8

+ 3

0

— 5

— 10

— 15

— 20

— 25

— 30

— 35

— 40

0,20

0,28

0,33

0,42

0,50

0,58

0,67

0,75

0,83

0,92

1

65,0

65,0

69,3

80,1

90,8

101,3

111,6

121,9

132,0

142,0

150,0

28,4

32,7

35,3

39,7

44,0

48,3

52,7

57,0

61,3

65,7

70,0

Рис. 2. Графики температур сетевой воды
1.4 Расчет расходов сетевой воды

Таблица 6. Расчет расходов сетевой воды

Величина

Единица измерения

Расчет

Наименование

Расчетная формула либо метод определения

Расчетный расход воды на отопление (tн = tно)

кг/с

171

Расход воды на отопление при tн = + 8 єС

кг/с

85

Расчетный расход воды на вентиляцию (tн = tно)

кг/с

20,5

Расход воды на вентиляцию при tн = + 8 єС

кг/с

10,3

При tн > tни:
,(4)
кг/с.
При tн < tни:
(5)
Таблица 7. Расчет расходов воды сетевой воды на ГВС

tн

+ 8

+ 3

0

— 5

— 10

— 15

— 20

— 25

— 30

— 35

— 40

184

184

165

146

127

112

101

91

84

78

74

Рис. 3. Графики расходов сетевой воды
2. Расчет термический схемы котельной
2.1 Расчет термический схемы котельной

Таблица 8. Расчет котельной

Расчетная величина

Обозначение

Расчетная формула либо метод определения

Единица измерения

Расчетный режим

tно = — 41 С

Расход теплоты на отопление и вентиляцию

МВт

64,3

Расход теплоты на ГВС

Из расчета

МВт

24,9

Общая термическая мощность ТГУ

МВт

89,2

температура прямой сетевой воды на выходе из ТГУ

По рис. 2

єС

150

температура оборотной сетевой воды на входе в ТГУ

По рис. 2

єС

70

Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию

кг/с

191,5

Расход сетевой воды на ГВС

кг/с

74

Общий расход сетевой воды

кг/с

265,5

Расход воды на подпитку и утраты в т/с

кг/с

6,64

Расход теплоты на собственные нужды

МВт

2,68

Общая термическая мощность ТГУ

МВт

91,88

Расход воды через котельные агрегаты

кг/с

273

Температура воды на выходе из котла

єС

150

Расход воды через котел на собственные нужды

кг/с

7,9

Расход воды на полосы рециркуляции

кг/с

0

Расход воды по перемычке

кг/с

0

Расход химочищенной воды

кг/с

6,64

Таблица 8. Продолжение

Расчетная величина

Обозначение

Расчетная формула либо метод определения

Единица измерения

Расчетный режим

tно = 41 С

Расход начальной воды

кг/с

7,64

Расход греющей воды на Т№2

кг/с

3,32

температура греющей воды опосля Т№1

С

24

Расход выпара из деаэратора

кг/с

0,01

Расход греющей воды на деаэрацию

кг/с

2,21

Расчетный расход воды на собственные нужды

кг/с

5,53

Расчетный расход воды через котельный агрегат

кг/с

271

Ошибка расчета

д

%

0,73

3. Термический расчет котла

3.1 Технические свойства котла КВ-ГМ-30-150

Целью поверочного термического расчета котлоагрегата является определение (по имеющимся конструктивным чертам, данной перегрузке и горючему) последующих характеристик: температуры воды и товаров сгорания на границах меж поверхностями нагрева, КПД агрегата, расхода горючего.
Система котлоагрегата разработана с учетом наибольшей степени заводской блочности и унификации деталей, частей и узлов котлоагрегатов, работающих на разных видах горючего.
Котлы КВ-ГМ-30-150, выполненные по П-образной схеме, эксплуатируются, и выпуск их длится на Дорогобужском котельном заводе. Котел КВ-ГМ-30-150 поставляется заводом лишь для работы в главном отопительном режиме (вход воды осуществляется в нижний коллектор заднего топочного экрана, выход воды — из нижнего коллектора фронтового экрана).
Топочная камера имеет горизонтальную компоновку. Конфигурация камеры в поперечном разрезе повторяет профиль жд габарита. Конвективная поверхность нагрева размещена в вертикальной шахте с подъемным движением газов.
Котел КВ-ГМ-30-150 предназначен для сжигания газа и мазута. На фронтовой стене котла установлена одна газомазутная горелка с ротационной форсункой. Для удаления внешних отложений с конвективных поверхностей котел оснащен дробеочисткой.
Схема циркуляции: последовательное движение воды по поверхностям нагрева, вход — в нижний коллектор заднего топочного экрана, выход — из нижнего коллектора фронтового экрана.
Обмуровка надтрубная, несущего каркаса нет. Топочный и конвективный блоки имеют опоры, приваренные к нижним коллекторам котлоагрегата. Опоры на стыке топочного и конвективного блоков недвижные.
Габаритные размеры котла: длина 11800 мм, ширина 3200 мм, высота 7300 мм.
Таблица 9. Технические свойства котла КВ-ГМ-30-150

Наименование величины

Единица

измерения

Номинальная теплопроизводительность

Гкал/час

30

Расход воды

т/час

370

Расход горючего:

газ

м3/час

3680

мазут

кг/час

3490

температура уходящих газов

газ

С

160

мазут

С

250

КПД при номинальной перегрузке

на газе

%

91,2

на мазуте

%

87,7

Гидравлическое сопротивление котла

кгс/м2

19000

давление воды расчетное

кгс/см2

25

Видимое теплонапряжение топочного размера

газ

ккал/м3 час

551103

мазут

ккал/м3 час

480103

3.2 Конструктивные свойства котла

Топочная камера стопроцентно экранирована трубами поперечником 603 мм с шагом 64 мм. Экранные трубы привариваются конкретно к камерам поперечником 21910 мм. В задней части топочной камеры имеется промежная экранированная стена, образующая камеру догорания. Экраны промежной стены выполнены также из труб поперечником 603 мм, но установлены в два ряда с шагом S1 = 128 мм и S2 = 182 мм.
Конвективная поверхность нагрева размещена в вертикальной шахте с стопроцентно экранированными стенами. Задняя и передняя стенки выполнены из труб поперечником 603 мм с шагом 64 мм.
Боковые стенки экранированы вертикальными трубами поперечником 833,5 мм с шагом 128 мм. Эти трубы служат также стояками для труб конвективных пакетов, которые набираются из U-образных ширм из труб поперечником 283 мм.
Ширмы расставлены таковым образом, что трубы образуют шахматный пучок с шагом S1 = 64 мм и S2 = 40 мм.
Передняя стенка шахты, являющаяся сразу задней стенкой топки, выполнена цельносварной. В нижней части стенки трубы разведены в четырехрядный фестон с шагом S1 = 256 мм и S2 = 180 мм.
Трубы, образующие переднюю, боковые и заднюю стенки конвективной шахты, вварены конкретно в камеры поперечником 21910 мм.
Таблица 10. Конструктивные свойства котла КВ-ГМ-30-150

Наименование величины

Единица

измерения

Глубина топочной камеры

мм

8484

Ширина топочной камеры

мм

2880

Глубина конвективной шахты

мм

2300

Таблица 10. Продолжение

Наименование величины

Единица

измерения

Ширина конвективной шахты

мм

2880

Ширина по обмуровке

мм

3200

Длина по обмуровке (с горелкой)

мм

11800

Высота от уровня пола до верха обмуровки (оси коллектора)

мм

6680

Радиационная поверхность нагрева

м2

126,9

Конвективная поверхность нагрева

м2

592,6

Полная площадь поверхности нагрева

м2

719,5

Масса в объеме поставки

кг

32400

3.3 Топочное устройство котла КВ-ГМ-30-150

Котел оснащен газомазутной ротационной горелкой РГМГ-30. К плюсам ротационных форсунок можно отнести бесшумность в работе, широкий спектр регулирования, также экономичность их эксплуатации, потому что расход энергии на распыливание существенно ниже, чем при механическом, паровом либо воздушном распыливании.
Главными узлам горелочного устройства являются: ротационная форсунка, газовая часть периферийного типа, воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха и воздуховод первичного воздуха.
Ротор форсунки представляет собой полый вал, на котором закреплены гайки-питатели и распыливающий стакан.
Ротор приводится в движение от асинхронного электродвигателя при помощи клиноременной передачи. В фронтальной части форсунок установлен завихритель первичного воздуха аксиального типа с профильными лопатками, установленными под углом 30°. Первичный воздух от вентилятора первичного воздуха подается к завихрителю через особые окна в корпусе форсунки.
Воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха состоит из воздушного короба, завихрителя аксиального типа с профильными лопатками, установленными под углом 40° и фронтального кольца, образующего устье горелки. Газовая часть горелки периферийного типа состоит из газораспределяющей круговой камеры с однорядной системой газовыдающих отверстий 1-го поперечника и 2-ух газоподводящих труб.
Таблица 11. Технические свойства горелки РГМГ-30

Наименование величины

Единица

измерения

Номинальная теплопроизводительность

Гкал/час

30

Спектр регулирования

%

10-100

Ротационная форсунка:

Поперечник распыливающего стакана

мм

200

Частота вращения стакана

о/мин

5000

Вязкость мазута перед форсункой

ВУ

8

давление мазута перед форсункой

кгс/см2

2

Электродвигатель:

Тип

АОЛ2-31-2М101

Мощность

кВт

3

Частота вращения

о/мин

2880

Автономный вентилятор первичного воздуха (форсуночный):

Тип

30 ЦС-85

Производительность

м3/час

3000

давление воздуха

мм вод. ст.

850

Тип электродвигателя

АО-2-52-2

Мощность

кВт

13

Частота вращения

о/мин

3000

Аэродинамическое сопротивление горелки по первичному воздуху не наименее

кгс/см2

900

температура первичного воздуха

С

10-50

Поперечник патрубка первичного воздуха

мм

320

Воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха:

Тип короба

С обыденным прямым подводом воздуха

Ширина короба

мм

580

Сопротивление лопаточного аппарата

кгс/см2

250

Газовая часть:

Тип газораздающей части

Периферийная с двухсторонним подводом

Число газовыдающих отверстий

шт

21

Поперечник газовыдающих отверстий

мм

18

Сопротивление газовой части

кгс/см2

3000-5000

Поперечник устья горелки

мм

725

Угол раскрытия амбразуры

60

Габаритные размеры

Поперечник присоединительного фланца

мм

1220

Длина

мм

1446

Высота

мм

1823

Масса

кг

869

4. Термический расчет котла КВ-ГМ-30-150

Начальные данные:
Горючее природный газ, состав (%):
СН4 94,9
С2Н6 3,2
С3Н8 0,4
С4Н10 0,1
С5Н12 0,1
N2 0,9
CО2 0,4
= 36,7 МДж/м3
Объемы товаров сгорания газообразных топлив различаются на величину размера воздуха и водяных паров, поступающих в котел с лишним воздухом. Объемы, энтальпии воздуха и товаров сгорания определяют в расчете на 1 м3 газообразного горючего. Расчеты делают без учета хим и механической неполноты сгорания горючего.
На теоретическом уровне нужный размер воздуха:
,(6)
где m и n числа атомов углерода и водорода в хим формуле углеводородов, входящих в состав горючего.

Теоретические объемы товаров сгорания вычисляем по формулам:
, (7)
.
, (8)
.
Размер водяных паров:
, ,(9)
где d = 10 г/м3 влагосодержание горючего, отнесенное к 1 м3 сухого газа при t = 10 С.
.
Теоретический размер дымовых газов:
, (10)
.
Действительное количество воздуха, поступающего в топку, различается от на теоретическом уровне нужного в б раз, где б — коэффициент излишка воздуха. Избираем коэффициент излишка воздуха на входе в топку бт и присосы воздуха по газоходам Дб и находим расчетные коэффициенты излишка воздуха в газоходах б.
Таблица 12. Присосы воздуха по газоходам б и расчетные коэффициенты излишка воздуха в газоходах б

Участки газового тракта

б

б

Топка

0,14

1,14

Конвективный пучок

0,06

1,2

наличие присосов воздуха приводит к тому, что размер товаров сгорания будет различаться от теоретического, потому нужно высчитать действительные объемы газов и большие толики газов. Потому что присосы воздуха не содержат трехатомных газов, то размер этих газов от коэффициента излишка воздуха не зависит и во всех газоходах остается неизменным и равным теоретическому.
Таблица 13.
Черта товаров сгорания в поверхностях нагрева

Величина

Единица

Топка,

Конвективный пучок

Коэф. излишка воздуха

?

1,14

1,2

м3/кг

9,06

9,65

м3/кг

2,2

2,21

м3/кг

12,31

12,91

?

0,084

0,081

?

0,178

0,171

?

0,262

0,252

Энтальпии теоретического размера воздуха и товаров сгорания, отнесенные к 1 м3 сжигаемого горючего при температуре , С, рассчитывают по формулам:
,(11) ;,(12)
где , , , удельные энтальпии воздуха, трехатомных газов, азота и водяных паров соответственно.
Энтальпию товаров сгорания на 1 м3 горючего при 1 рассчитываем по формуле:
.(13)
Результаты расчетов по определению энтальпий при разных температурах газов сводим в таблицу:
Таблица 14. Определение энтальпии товаров сгорания в газоходах котла

, С

I0в=V0 (ct)в

IRO2 = VRO2 (cн)RO2

I0N2 =

= V0N2 (cн)N2

I0H2O =

= V0H2O (cн)H2O

I0г = IRO2 +

+ I0N2 + I0H2O

30

379,4

379,4

100

973,0

175,76

1001

329,18

1505,9

200

2588,1

371,28

2002

662,7

3036

300

3921,1

581,36

3018,4

1009,4

4609,1

400

5273,6

802,88

4057,9

1364,6

6225,4

500

6655,3

1035,8

5112,8

1730,9

7879,5

600

8075,9

1270,88

6190,8

2108,8

9569,7

700

9525,6

1519,44

7284,2

2500,4

11304,1

800

10994,9

1772,1

8416

2910,3

13098,5

900

12464,1

2029,04

9571,04

3322,3

14922,4

1000

13972,2

2290,1

10733,8

3760,5

16784,3

1100

15519,3

2555,2

11896,5

4198,6

18650,4

1200

17066,4

2825,6

13051,5

4645,5

20522,9

1400

20199,4

3369,6

15469,6

5576,4

24415,3

1600

23381,0

3917,68

17877,10

6542,1

28346,2

1800

26553,1

4475,12

20343,4

7338,4

32356,9

2000

29812,7

5036,72

22822,8

8558,7

36416,2

2200

33072,2

5602,48

25333,0

9589,8

40525,3

3.5 Термический баланс котла и расход горючего

Термический баланс парогенератора выражает высококачественное соотношение меж поступившей в агрегат теплотой, именуемой располагаемой теплотой и суммой полезно применяемой теплоты и термических утрат.
Таблица 15. Расчет термического баланса котла

Наименование

Обозначение

Расчетная формула либо метод определения

Единица

Расчет

Располагаемая теплота сгорания горючего

Qрр

Qрн + Qв.н + iтл

кДж/м3

36764,6

Утрата теплоты от хим неполноты сгорания горючего

q3

Табл. 4?3 [2]

%

0,5

Утрата теплоты от механической неполноты сгорания горючего

q4

Табл. 4?3 [2]

%

0

температура уходящих газов

ух

По выбору, табл. 1?3 [2]

С

160

Энтальпия уходящих газов

Iух

По I? таблице

кДж/кг

3042

температура воздуха в котельной

tх.в.

По выбору

С

30

Теоретическая энтальпия воздуха в котельной

I0х.в.

По I? таблице

кДж/кг

385,3

Утрата теплоты с уходящими газами

q2

%

6,99

Утрата теплоты от внешнего остывания

q5

По рис. 3?1 [2]

%

1,9

Сумма термических утрат

Уq

q5 + q4 + q3 + q2

%

9,4

КПД котла

ка

100 — Уq

%

90,6

Коэффициент сохранения теплоты

ц

?

0,98

температура воды на входе в котел

tв

По расчету

С

70

Энтальпия воды на входе в котел

Iв

Табл. VI?6 [2]

кДж/кг

294,6

температура воды на выходе из котла

tв

По расчету

С

150

Энтальпия воды на выходе из котла

Iв

Табл. VI?7 [2]

кДж/кг

633,1

Расход воды через котел

Qпол

По расчету

кВт

271

Расход горючего на котел

В

м3/с

1,047

3.6 Расчет термообмена в топке

Таблица 16. Поверочный расчет топки

Величина

Обозначение

Расчетная формула либо метод определения

Единица

Расчет

Суммарная площадь лучевоспр. поверхности

Нл

табл. II?9 [2]

м2

126,9

Полная площадь стенок топочной камеры

Fст

по конструктивным размерам

м2

137,2

Коэф. термический эффект-ти лучевосп. поверхности

Шср

?

0,67

Действенная толщина излуч. слоя пламени

s

м

2,138

Полная высота топки

Hт

по конструктивным размерам

м

2,05

Высота расположения горелок

hт

по конструктивным размерам

м

1,65

Относительный уровень расположения горелок

xт

?

0,8

Параметр, учитыв. нрав распределения т-ры в топке

M

?

0,35

Коэф. излишка воздуха на выходе из топки

бт

Табл. 1?1

?

1,14

Присос воздуха в топке

Дбт

Табл. 2?2 [2]

?

0,06

температура прохладного воздуха

t хв

По выбору

С

30

Энтальпия присосов воздуха

I0прс

Табл. 1?3

кДж/м3

385,3

Кол-во теплоты, вносимое в топку воздухом

Qв

кДж/ м3

20,7

Полезное тепловыделение в топке

Qт

кДж/ м3

36601,47

Адиабатическая температура горения

а

Табл. 1?4

С

1996,6

Температура газов на выходе из топки

т

По выбору, табл. 5?3 [2]

С

1050

Энтальпия газов на выходе из топки

Iт

Табл. 1?4

кДж/м3

19929,29

Средняя суммарная теплоем. товаров сгорания

Vccp

17,61

Большая толика:

Водяных паров

Трехатомных газов

Табл. 1?2

Табл. 1?2

?

?

0,178

0,084

Суммарная большая толика трехатомных газов

rn

Табл.1-2

?

0,262

Коэф. ослабления лучей

трехатомными газами

kг

kкокс

Рис. 5?5 [2]

Стр. 31 [2]

1/

мМПа

6,76

Коэф. ослабления лучей топочной средой

k

k г rn+ k кокс ч1 ч2

1/ мМПа

1,77

Степень черноты факела

aф

1 ? е? kps

?

0,307

Степень черноты топки

aт

—

Термическая перегрузка стенок топки

qF

кВт/м2

температура газов на выходе из топки

т

Рис. 5?8 [2]

С

1090

Энтальпия газов на выходе из топки

Iт

Табл. 1?4

кДж/м3

20768,49

Общее тепловосприятие топки

Qлт

ц(Qт ? Iт)

кДж/м3

14249,6

Средняя термическая перегрузка лучевосп. поверхности топки

qсрл

кВт/м3

117,6

3.7 Расчет конвективного пучка

Конвективными именуют такие поверхности нагрева, в каких процесс передачи теплоты осуществляется методом конвективного термообмена.

конвективные пучки получают теплоту не только лишь методом конвективного термообмена, да и теплоту прямого излучения топки. При расчете таковой поверхности нагрева употребляют методику расчета конвективных поверхностей нагрева с учетом тепловосприятия прямого излучения топки.

Таблица 17. Термический расчет конвективного пучка

Величина

Обозначение

Формула либо метод определения

Единица

Расчет

Полная площадь поверхности нагрева

Н

По конструктивным размерам (табл. II?9 [2])

м2

592,6

Поперечник труб

d

По конструктивным размерам

мм

0,028

Средняя длина труб

l

По конструктивным размерам

м

0,75

Поперечный шаг труб

s1

По конструктивным размерам

м

0,064

Продольный шаг труб

s2

По конструктивным размерам

м

0,04

Относительный поперечный шаг труб

s1/d

По конструктивным размерам

—

2,29

Относительный продольный шаг труб

s2/d

По конструктивным размерам

—

1,43

размеры поперечного сечения газохода

A

B

По конструктивным размерам

м

м

2,3

2,88

Действенная толщина излучающего слоя

s

м

0,084

температура газов перед конвективным пучком

т ? из расчета топки

С

1090

Энтальпия газов перед конвективным пучком

I

Iт ? из расчета топки

кДж/м3

20768,49

температура газов за конвективным пучком

По выбору (стр. 53 [2])

С

160

Энтальпия газов за конвективным пучком

I

По I? таблице

кДж/ м3

2705,5

количество теплоты, отданное конвективному пучку

Qг

ц(I ? I)

кДж/ м3

18376,5

Средняя температура газов

ср

0,5( + )

С

625

Коэффициент теплоотдачи конвекцией

бк

бн Сz Cs Cф,

рис. 6?5 [2]

105,84

Суммарная оптическая толщина запыленного газового потока

kps

(kгrn + kзлзл) p s

60,98

Степень черноты излучающей среды

a

1 ? е ? kps

?

0,12

Коэффициент термический эффективности

ш

Стр. 48 [2]

С

0,8

температура загрязнения стены трубы

tст

tкип + Дt

С

135

Коэффициент теплоотдачи излучением

бл

бн a

11

Коэффициент теплоотдачи от газов к стене

б1

о(бк + бл)

116,84

Тепловосприятие конвективного пучка

е0

ш1

92

Температурный напор на входе в пучок

tб

-t

C

940

Температурный напор на выходе из пучка

tм

-t

С

90

Средний температурный напор

Дt

Табл. 6?1 [2]

С

353

Расхождение расчетных тепловосприятий

ДQ

%

0,8

3.8 Сводная таблица термического расчета котла и расчетная невязка теплового баланса

Таблица 18. Термический баланс котла

Величина

Обозначение

Единица

Итог

Располагаемая теплота горючего

Qрр

кДж/м3

36764,6

температура уходящих газов

ух

С

160

Утраты теплоты с уходящими газами

q2

%

6,99

КПД

%

90,6

Расход горючего на котел

Вр

м3/с

1,047

Топка

Теплота, вносимая воздухом

Qв

кДж/м3

20,7

Полезное тепловыделение

Qт

кДж/м3

36601,47

температура газов на выходе из топки

т

С

1090

Энтальпия газов на выходе из топки

Iт

кДж/м3

20768,49

Тепловосприятие

Qл

кДж/м3

16211,2

Конвективный пучок

температура газов на входе

С

1090

Температура газов на выходе

С

160

Энтальпия газов на входе

I

кДж/м3

21152,67

Энтальпия газов на выходе

I

кДж/м3

2705,5

Тепловосприятие

Q

кДж/м3

18392,8

Невязка термического баланса составила 1,8 %, расчет считаем верным.

4. Выбор оборудования

Таковым образом, на основании расчетов термический схемы котельной предусматривается установка 4 водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150. Для всякого котла устанавливается: дымосос Д-13,5×2, n = 750 о/мин с электродвигателем мощностью 55 кВт; дутьевой вентилятор ВД-15,5, n = 750 о/мин с электродвигателем мощностью 55 кВт.

Сетевые насосы водогрейных котлов являются ответственными элементами термических схем. Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды G, т/ч. В котельной с водогрейными котлами и подогревателями сетевой воды обязано быть установлено не наименее 2-ух сетевых насосов. Определив по расчету Gmax = 358,8 кг/с = 1291,6 т/ч.

Выбираю в качестве сетевых насосов три центробежных насоса WILLO-IL 150/320-37/4 (два рабочих, один запасный). Для покрытия летней перегрузки Grвс = 128,6 кг/с = 462,9 т/ч устанавливаем добавочно два рабочих и один запасный центробежные насосы WILLO-IL 150/300-30/4.

Сетевые насосы инсталлируются на оборотной полосы термических сетей, где температура сетевой воды не превосходит 70°С.

Рециркуляционные насосы устанавливают для увеличения температуры воды на входе в котел методом подмешивания жаркой воды из прямой полосы теплосетей. Подача рециркуляционных насосов определена при расчете термический схемы. Gpeu = 67,2 кг/с. Избираем два насоса (один запасный) WILLO-IL 100/5-21 BF.

Для восполнения утечек воды устанавливают подпиточные насосы. Количество воды для покрытия утечек из закрытых теплофикационных систем принимают равным 0,5% от размера воды в трубопроводах системы, а подача подпиточного насоса выбирается в два раза больше для способности аварийной подпитки сетей. Избираем два насоса (один запасный) MVI 410/PN 16 3.

Для подачи воды от источника водоснабжения котельной -водопровода жилого района — в систему водоподготовки, устанавливают сетевые насосы. Подача этих насосов определяется наибольшей потребностью в химически чистой воде и расхода ее на собственные нужды химводоочистки. Gсв = 5,55 кг/с. Выбираю два насоса (один запасный) WILLO-IL-E 80/9-48 BF R1.

Для обеспечения надежной работы котельной со железными водогрейными котлами непременно удаление из воды растворенных в ней коррозионно-активных газов — кислорода и вольной углекислоты. Расход деаэрированной воды равен 4,62 кг/с = 16,6 т/ч.

Избираем вакуумный деаэратор: ДВ-18, производительностью 18 т/ч.

Для сотворения вакуума и удаления газов из деаэратора употребляют вакуумные насосы. Избираем ВК-25 с подачей 4-50 м3/мин. один рабочий и один запасный.

Подогреватели начальной и химочищенной воды:

Избираем два водоводяных теплообменника ПВ-Z-l 1 с поверхностью нагрева 5,89 м и ПВ-Z-IO с поверхностью нагрева 6,9 м .

5. Охрана окружающей среды

В истинное время с повышением мощностей промышленных объектов, концентрацией жилых и публичных спостроек вопросцы охраны окружающей среды получают исключительное

5.1 Вещества, загрязняющие окружающую среду

Главным источником образования вредных веществ при работе котельной являются котлоагрегаты. При горении газа в атмосферу поступают последующие вредные вещества:

— окись углерода;

— окислы азота;

— сернистый ангидрид;

5.2 Мероприятия по охране окружающей среды

При сжигании разных топлив, вместе с главными продуктами сгорания (СО2, Н2О, NO2) в атмосферу поступают загрязняющие вещества в жестком состоянии (зола и сажа), также ядовитые газообразные вещества —- серный и сернистый ангидрид (SO2, SO3). Все продукты неполного сгорания являются вредными (CO, CH4, C2H6).

Окислы азота вредоносно действуют на органы дыхания {живых} организмов и вызывают ряд суровых болезней, также разрушающе действуют на оборудование и материалы, содействуют ухудшению видимости.

Окислы азота образуются за счет окисления содержащегося в горючем азота и азота воздуха, и содержатся в продуктах сгорания всех топлив. Условием окисления азота воздуха является диссоциация молекулы кислорода воздуха под действием больших температур в топке. В итоге реакции в топочной камере появляется в главном окись азота NO (наиболее 95%). Образование двуокиси азота NO2 за счет доокисления NO просит значимого времени и происходит при низких температурах на открытом воздухе.

В воде NO фактически не растворяется. Чистка товаров сгорания от NO и остальных окислов азота на техническом уровне сложна и почти всегда экономически невыгодна. Вследствие этого, усилия ориентированы в главном на понижение образования окислов азота в топках котлов.

Конструктивным методом понижения образования окислов азота является организация двухстадийного сжигания горючего, т. е. применение двухступенчатых горелочных устройств. Потому в первичную зону горения подается 50-70% нужного для горения воздуха, остальная часть воздуха поступает во вторую зону, т.е. происходит дожигание товаров неполного сгорания.

Понижение температуры обогрева воздуха и уменьшение излишка воздуха в топке тоже уменьшает образование окислов азота, как за счет понижения температурного уровня в топке, так и за счет уменьшения концентрации вольного кислорода.

защита воздушного бассейна от загрязнений регламентируется максимально допустимыми концентрациями вредных веществ в атмосферном воздухе населенных пт. Максимально допустимая концентрация (ПДК) вредного вещества в воздухе является аспектом санитарной оценки среды.

Под максимально допустимой концентрацией следует осознавать такую концентрацию разных веществ и хим соединений, которая при каждодневном действии на организм человека не вызывает каких-то патологических конфигураций либо болезней.

ПДК атмосферных загрязнений устанавливается в 2-ух показателях: максимально-разовая и среднесуточная.

Для двуокиси азота (NO2) основного загрязняющего вещества при работе котельной на природном газе, максимально допустимая максимально-разовая концентрация равна 0,085 мг/м3, среднесуточная 0,04 мг/м3.

При одновременном совместном присутствии в выбросах веществ однонаправленного вредного деяния их безразмерная суммарная концентрация не обязана превосходить 1.

,

где:

С1, С2, С3, Сn фактические концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м3.

ПДК1, ПДК2, ПДК3, ПДКn максимально допустимая концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м3.

Любые газы подлежат рассеиванию в атмосфере, даже если они не токсичны. Главным способом понижения концентрации выбросов на уровне земли является рассеивание их через высочайшие дымовые трубы. Из дымовых труб поток газов выбрасывается в высочайшие слои атмосферы, перемешивается с воздухом, за счет чего же концентрация вредных веществ на уровне дыхания понижается до нормативного значения.

Главным фактором, влияющим на рассеивание ядовитых веществ, является ветер.

Таковым образом, предусмотренный проектом комплекс мероприятий по охране атмосферного воздуха включает:

— применение в качестве основного горючего природного газа наиболее экологически незапятнанного вида горючего;

— установка довольно больших дымовых труб (расчет приведен ниже);

— котлоагрегаты обустроены устройствами, регулирующими количество воздуха и процесс горения, что дает возможность надзирать процесс горения горючего;

5.3 Расчет концентрации загрязняющего вещества (NO2)

Расход горючего на четыре котла для зимнего режима:

м3/с.

Выброс окислов азота:

, г/с (14)

где:

безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий воздействие на выход окислов азота свойства сжигаемого горючего и метода шлакоудаления;

коэффициент, характеризующий эффективность действия рециркулирующих газов зависимо от критерий подачи их в топку;

степень рециркуляции инертных газов в процентах расхода дутьевого воздуха;

коэффициент, учитывающий систему горелок;

k коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 т сожженного условного горючего, кг/т.

Для водогрейных котлов:

, кг/т (15)

где:

Qн и Qф номинальная и фактическая теплопроизводительности котла, Гкал/ч.

кг/т.

г/с. (16)

Размер товаров сгорания при обычных критериях для 1-го котла:

м3/ м3.

Приведенный размер:

, м3/ м3 (17)

.

большой расход выкидываемых газов для 4 котлов:

, м3/с (18)

.

Концентрация окислов азота:

(19)

.

5.4 Расчет высоты дымовой трубы

Задаемся скоростью газов на выходе из трубы:

.

Поперечник трубы:

, м (20)

.

Принимаю поперечник Do = 2,1 м, тогда скорость газов:

, м/с (21)

.

Принимаю параметр A = 160, параметр F = 3.

Задаю высоту трубы м, тогда:

, (22)

;

.

, (23)

;

, (24)

.

Расчетная малая высота дымовой трубы:

, м (25)

м.

Задаю высоту трубы м, тогда:

,

;

.

,

;

,

.

Расчетная малая высота дымовой трубы:

, м

м.

Определяем графическим методом минимальную высоту дымовой трубы:

Рис. 5 Расчет высоты дымовой трубы

Малая высота дымовой трубы Н = 44 м.

Принимаю высоту дымовой трубы Н = 45 м, тогда:

,

;

.

,

;

,

.

, мг/м3

мг/м3;

Потому что термическая перегрузка для летнего режима составляет 20% от термический перегрузки зимнего режима, рассчитанная для зимнего режима высота дымовой трубы будет обеспечивать допустимую концентрацию выбросов и при летнем режиме.

6. Автоматизация

В проекте разработана многофункциональная схема КИПиА котла КВ-ГМ-30-150. Схема вычерчена в согласовании с ГОСТ 21.404-85 и представлена в графической части проекта.

Надежная, экономная и неопасная работа котельной с наименьшим числом обслуживающего персонала может осуществляться лишь при наличии систем: автоматического регулирования, автоматики сохранности, теплотехнического контроля, сигнализации и управления технологическими действиями.

Задачками автоматического регулирования теплоисточника является: поддержание температуры воды, подаваемой в теплосеть, на данном уровне, определяемым в согласовании с отопительным графиком при экономном сжигании применяемого горючего и стабилизация главных характеристик работы котельной.

Температура воды, подаваемой в теплосеть в согласовании с отопительным графиком, поддерживается на данном уровне «прохладным перепуском». Данный расход воды, независимо от количества работающих котлов, обеспечивается регулятором расхода (клапаном на полосы рециркуляции), получающим импульс по перепаду давлений меж коллекторами прямой и оборотной сетевой воды котлов.

Регулятор подпитки обеспечивает поддержание данного давления в оборотном трубопроводе сетевой воды.

Для обеспечения высококачественной деаэрации предусмотрены вакуумные деаэраторы, устойчивая работа которых поддерживается регуляторами уровня и давления.

Для котлов предвидено регулирование процесса горения при помощи регуляторов разряжения воздуха и горючего.

Стабилизация давления мазута у горелки котла осуществляется общекотельным регулятором давления.

Поддержание на выходе котла температуры 150 °С при сжигании высокосернистого мазута дозволяет избежать низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева. При сжигании природного газа поддерживается температура на входе в котел по режимной карте.

Комплектом средств управления обеспечивается сохранность работы котла методом прекращения подачи горючего при:

Отклонении давления газа (снижении давления мазута);

Отклонении давления воды на выходе из котла;

Уменьшении расхода воды через котел;

Повышении температуры воды за котлом;

Погасании факела в топке;

Уменьшении тяги;

Снижении давления воздуха;

Аварийной остановке дымососа;

Неисправности цепей либо исчезновении напряжения в схеме автоматики сохранности.

Операции по пуску и останову котла происходят автоматом «от клавиши». Аварийный сигнал остановки котла вынесен на щит КИП.

В котельных устанавливают показывающие приборы для измерения температуры воды в подающем и оборотном коллекторах, температуры водянистого горючего в общей напорной магистрали.

В котельной обязана быть предусмотрена регистрация последующих характеристик: температуры воды в подающих трубопроводах термический сети и жаркого водоснабжения, также в любом оборотном трубопроводе; расхода воды, идущей на подпитку термический сети.

Теплотехнический контроль содержит в себе контроль за:

Температурой воды опосля котла;

Температурой воды перед котлом;

Температурой дымовых газов за котлом;

Давлением воды опосля котла;

Давлением мазута опосля дутьевого вентилятора;

Разряжением в топке.

Деаэраторно-питательные установки оборудуют показывающими устройствами для измерения: температуры воды в аккумуляторных и питательных баках либо в соответственных трубопроводах; давления питательной воды в каждой магистрали; уровня воды в аккумуляторных и питательных баках.

Позиция

Обозначение

Наименование

Кол-во

Примечание

1

ТТЖУ 90є№3-2є-150-200

Указатель температуры технический жидкостный

1

2

4

ТТЖП №4-2є-150-163

Указатель температуры технический жидкостный прямой

2

5а

5д

ТСП-0879

Термопреобразователь сопротивления

2

5б, 5г,

5е, 36б

Ш-79

Преобразователь измерительный

5

5ж

А-543-263

Устройство аналоговый

1

6

ОБМ-1-100-25

Манометр

1

7

ОБМ-1-100-6

Манометр

1

8

ОБМ-1-100-1

Манометр

2

9а

РМ модель 5320

Разделитель мембран

2

9б

МТИ модель 1216

Манометр

2

12б, 39и,

27б

РС 29.1.12

Устройство регулирующий

3

12а, 14а,

15а

«Сапфир» 2дд-2401

Преобразователь измерительный колокольный

3

12в, 27в,

39д, 39к

У 29.3

Магнитный пускатель

4

39г

PS 29.012

Устройство регулирующий

1

12г, 39л

М 30250125-0,25р

Механизм исполнительный

2

13, 16

ТНМП-52

Тягонапоромер мембранный

2

14б

А 542-081

Устройство аналоговый

2

24б, 12е,

14в, 15б

ИП-ПЗ

Преобразователь нормирующий

4

34а

ЭПКЗ/4-«ТО»

Клапан электропневматический

1

34б

ПКВ-200

Клапан отсечной

1

35а

ЗСК-32

Клапан запорный соленоидный

1

36а

ТСП-0879

Термопреобразователь

2

37а, 41а,

54б

«Сапфир» 22ди-2150

Преобразователь измерений

3

37б

А 542-075

Устройство аналоговый

1

38а, 38б

ТГП-100эк

Указатель температуры электроконтактный

2

32в

А 06

Блок размножения сигналов

1

39ж

ДХ-200

Клапан регулирующий

1

39м

9с-4-2

Клапан регулирующий

1

40б

ЭКМ-1У

Манометр электроконтактный

1

42а

ДКС 10-250

Диафрагма

1

42б

СКМ-40-2-а

Сосуд конденсационный

2

42г, 51в,

51д

БИК-1

Блок извлечения корня

3

42д, 55г

А 543-263

Устройство аналоговый

2

7. Технико-экономический расчет

7.1 Постановка задачки

При проектировании котельной нужно решить, на каком горючем она будет работать. При работе на мазуте нужно устанавливать доп котлы Е-1/9 для его обогрева перед подачей в топку.

7.2 Расчет серьезных издержек

Стоимость оборудования (по данным компании ЧТЭЦ-3):

КВГМ-30 3 млн. руб.;

Е-1/9 2 млн. руб.;

Издержки на установка оборудования (по данным компании ЧТЭЦ-3):

КВГМ-30 0,3 млн. руб.;

Е-1/9 0,2 млн. руб.;

Таблица 19. Смета производственных и серьезных издержек при работе котельной на газе

Наименование оборудования

Кол-во

Стоимость единицы, млн. руб.

Общая стоимость, млн. руб.

оборудование

установка

оборудование

установка

КВГМ-30

4

3

0,3

12

1,2

Итого:

13,2

Таблица 20. Смета производственных и серьезных издержек при работе котельной на мазуте

Наименование оборудования

Кол-во

Стоимость единицы, млн. руб.

Общая стоимость, млн. руб.

оборудование

установка

оборудование

установка

КВГМ-30

4

3

0,3

12

1,2

Е-1/9

4

2

0,2

8

0,8

Итого:

22

Транспортные расходы на доставку оборудования по тарифу на перевозки принимаем 7000 руб. за тонну (по данным транспортной компании Уралтранссервис).

При работе котельной на газе:

Uтранс = 4ЧМКВГМ-30Ч0,007 ,

где Мквгм-30 = 32,4 тонны масса котла КВГМ-30

Uтранс = 4Ч32,4Ч0,007 = 0,9 млн. руб.;

При работе котельной на мазуте:

Uтранс = 4ЧМКВГМ-30Ч0,007 + 4ЧМЕ-1/9Ч0,007,

где МЕ-1/9 = 3,34 тонны масса котла Е-1/9

Uтранс = 4Ч32,4Ч0,007 + 4Ч3,34Ч0,007 = 1 млн. руб.

Заготовительно-складские Издержки составляют 1,2% от цены оборудования.

При работе котельной на газе:

Uз.с. = 0,012Ч12 = 0,144 млн. руб.;

При работе котельной на мазуте:

Uз.с. = 0,012Ч20 = 0,24 млн. руб.

Издержки на комплектацию оборудования, тару и упаковки составляют 3,2% от цены оборудования. При работе котельной на газе:

Uт = 0,032Ч12 = 0,384 млн. руб.;

При работе котельной на мазуте:

Uт = 0,032Ч20 = 0,64 млн. руб.

Плановые скопления составляют 6% от издержек на установка.

При работе котельной на газе:

Uпл = 0,06Ч1,2 = 0,072 млн. руб.;

При работе котельной на мазуте:

Uпл = 0,06Ч2 = 0,12 млн. руб.

7.3 Расчет главных текущих издержек

Эксплуатация энергетического объекта просит каждогодних издержек, вещественных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов.

В рассматриваемых вариантах нужно найти издержки при работе котельной на газе и на мазуте.

нужно высчитать последующие статьи издержек:

1. Издержки на горючее:

для природного газа стоимость за 1 м3 составляет 1,3 руб. (по данным СК Теплостроймонтаж).

Цт = 30,15Ч106Ч1,3 = 39,195 млн. руб./год;

где Вк = 30,15Ч106 м3/год годичный расход горючего.

для мазута стоимость за 1 т составляет 1500 руб. (по данным СК Теплостроймонтаж).

Цт = 30,15Ч103Ч1500 = 45,2 млн. руб./год.

2. Издержки на электроэнергию:

стоимость электроэнергии (при стоимости 1,76 руб./кВтч, по данным компании ЧТЭЦ-3):

Цэл = 1,01Ч106Ч1,76 = 1,77 млн. руб./год.

3. Издержки на воду:

стоимость воды (при стоимости 1,13 млн. руб. за тыс. м3 по данным компании ЧТЭЦ-3):

Цсв = 0,25Ч1,13 = 0,282 млн. руб./год;

где Gсв = 0,25 тыс. м3/год годичный расход сырой воды.

Сведем серьезные и текущие издержки 2-ух вариантов в общую таблицу.

Таблица 21. Смета серьезных и текущих издержек

Вид издержек

Един. изм.

Работа на газе

Работа на мазуте

Серьезные Издержки

млн. руб.

14,7

24

Текущие издержки

млн.руб./год

41,2

47,25

Определим приведенные Издержки для всякого из вариантов:

При работе котельной на газе:

З = U + ЕнормЧК = 41,2 + 0,125Ч14,7 = 43,04 млн. руб.;

При работе котельной на мазуте:

З = U + ЕнормЧК = 47,25 + 0,125Ч24 = 50,25 млн. руб.

]]>