Расчет тепловой схемы и выбор основного оборудования котельной

Тепловая схема является графическим документом, отражающим совокупность элементов пароводяного тракта с технологическими связями между оборудованием котельной.

Целью расчета тепловой схемы котельной является:

- определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расходов теплоты на собственные нужды, и распределение этих нагрузок между водогрейной и паровой частями котельной для обоснования и выбора основного оборудования;

- определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для выбора вспомогательного оборудования и определения диаметров трубопроводов и арматуры.

Расчет тепловой схемы котельной выполняется для четырех основных режимов эксплуатации – максимально зимний, при средней температуре холодного месяца; среднеотопительной и летний.

Котельные агрегаты. В качестве источников систем теплоснабжения применяются паровые барабанные и водогрейные прямоточные котлоагрегаты серийного изготовления. Выбор типа котлоагрегата зависит от вида и параметров теплоносителя. Технические характеристики котлов принимаются по данным заводов-изготовителей.

Количество и теплопроизводительность котлоагрегатов выбирают по максимальному расходу теплоты:

Q_т = Q_от+Q_в+Q_г.в+Q_н+Q_с.н,

где Q_от – отпуск теплоты на отопление;

Q_в – отпуск теплоты на вентиляцию;

Q_г.в – отпуск теплоты на горячее водоснабжение;

Q_н – отпуск теплоты в виде пара;

Q_с.н – расход теплоты на собственные нужды.

Промышленные и промышленно- отопительные системы могут иметь два теплоносителя: пар и воду. Пар используется на технологические цели, а горячая вода – для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. В отмеченных системах могут быть приняты к установке паровые и водогрейные котлоагрегаты либо комбинированные пароводогрейные котлоагрегаты.

Рекомендуется устанавливать однотипные котлоагрегаты одинаковой производительности с максимальным укрупнением единичной мощности. Паровые котлы выбираются на давление и температуру пара, обеспечивающие параметры пара у потребителей с учетом потерь давления и теплоты на внешней трассе тепловых сетей.

Независимо от типа и режима работы котельной к установке принимаются не менее двух котлоагрегатов. Минимальное количество котлоагрегатов по величине капитальных затрат составляет 3…4 для паровых или водогрейных котельных и 6…8 для пароводогрейных котельных.

Так как наша промышленно-отопительная котельная имеет мощность 105 МВт (по заданию).

Зная мощность, выбираем 6 водогрейных котлов типа КВ-ТС-20, теплопроизводительностью 23,2 МВт, и 3 паровых котла типа КЕ-10-14С с номинальной производительностью 10 т/ч.

Питательные насосы. Для питания паровых котлов применяются центробежные и поршневые насосы с электрическим и паровым приводом. Котельные агрегаты с давлением более 0,07 МПа и производительностью более 2 т/ч должны быть оборудованы автоматическими регуляторами питания, поскольку от бесперебойности работы питательных насосов зависит надежность эксплуатации котельных агрегатов.

Для питания паровых котлов устанавливают не менее двух насосов, из которых один должен быть в резерве. При установке двух насосов производительность каждого должна составлять не менее 110% номинальной производительности всех работающих котлов. При установке более двух насосов производительность находящихся в работе насосов также должна составлять не менее 110% от номинальной производительности работающих котлов.

Подача работающих насосов должна быть не менее:

 

G = 1,1(n-1)∑Д_ка / n, м³/ч,

 

где n – число установленных в котельной питательных насосов;

∑Д_ка – суммарная номинальная паропроизводительность работающих котлов, т/ч.

Напор, который должны создавать питательные насосы определяется по формуле:

Н = 1,15(Р_б – Р_д)Н_с + Н_т, м,

где 1,15 – коэффициент запаса;

Р_б – давление в барабане избыточное;

Р_д – давление в деаэраторе избыточное;

Н_с – суммарное гидравлическое сопротивление тракта питательной воды;

Н_т – геометрическая разность уровней воды в котле и деаэраторе.

В нашем случае: G = 1,1(3-1)·75/3=15 м³/ч. Выбираем 3 питательных насоса марки ЦНС_r 16-204, подача которого равна 16 м³/ч, а напор 204 м.

Марка насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин	Мощность электродвигателя, кВт
ЦНСГ 16-204

 

 

Сетевые насосы. Для создания циркуляции воды в тепловых сетях устанавливаются сетевые насосы на обратной линии тепловой сети, где температура воды не превышает 70ºС.

Температура в подающей линии водяной тепловой сети должна быть задана по усредненной температуре наружного воздуха. Отклонение по

температуре воды, поступающей в тепловую сеть должны быть не более ± 3 %. Отклонения по давлению в подающем трубопроводе должны быть не более ± 5 %; по давлению в обратном трубопроводе ± 0,02 МПа. Среднесуточная температура обратной воды из тепловой сети может превышать заданную графиком не более чем на 3 %. Снижение температуры обратной воды против графика не лимитируется.

Согласно правилам Ростехнадзора в котельной должно быть установлено не менее двух сетевых насосов. Производительность рабочих насосов выбирается с запасом 10 %.

Напор, создаваемый сетевым насосом, должен преодолевать гидравлическое сопротивление водогрейного котла, сопротивление сети и обеспечивать требуемый напор у потребителя. Кроме того, давление воды на выходе из водогрейного котла должно превышать величину, регламентируемую заводом-изготовителем котла. Запас по напору при выборе сетевого насоса принимается равным 15 %.

Так как расход воды в выбранном нами водогрейном котле равен 247 т/ч, то выбираем 2 сетевых насоса марки СЭ 800-100 (с учетом 10 % запаса по производительности).

Таблица – Технические характеристики сетевых насосов

 

Марка насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин	Мощность электродвигателя, кВт
СЭ800-60

 

Рециркуляционные насосы. Для поддержания расчетной температуры сетевой воды на входе в водогрейный котел в тепловой схеме предусмотрена установка насосов рециркуляции. Расход горячей воды на рециркуляцию зависит от температуры обратной сетевой воды после смешения ее с потоком подпиточной воды и определяется по формуле:

,

где ∑G_кот – суммарный расход сетевой воды всех работающих водогрейных котлов, т/ч;

t_см – температура обратной сетевой после смешения с подпиточной водой, º С.

Величины 70 и 150 – расчетные значения температуры сетевой воды на входе и выходе водогрейного котла, º С.

При выборе насосов рециркуляции следует учитывать температуру воды, на которую они предназначены в эксплуатации. Коэффициенты запаса по подаче и напору принимаются равными 10 и 15 %.

В нашем случае: , (с учетом 10 % запаса по подаче). Выбираем 3 рециркуляционных насоса марки К 45/30, с подачей 45 м³/ч и напором 30 м.

Конденсатные насосы. Возврат технологического пара от потребителя в котельную осуществляется в виде конденсата с помощью специальных насосов, устанавливаемых в котельной. Производительность насосов выбирается с запасом в 10 % от количества возвращаемого конденсата. Напор, создаваемый конденсатными насосами должен преодолевать гидравлическое сопротивление трубопроводов подачи конденсата в деаэратор с запасом равным 15 %.

Подпиточные насосы. Восполнение потерь воды в тепловых сетях осуществляется с помощью подпиточных насосов. Производительность работающих подпиточных насосов должна вдвое превышать потери воды в тепловых сетях. Напор насосов должен превышать суммарное гидравлическое сопротивление трубопроводов подачи подпиточной воды на всасывание сетевых насосов и напор воды в обратной магистрали тепловых сетей. К установке принимают не менее двух насосов, каждый из которых имеет производительность вдвое превышающую потери воды в тепловой сети. Насосы должны быть работоспособны при температуре воды после деаэратора.

Принимаем 2 подпиточных насоса марки: К 8/18 с подачей равной 19 м³/ч.

Водоподготовка.

Деаэрация питательной и подпиточной воды. Деаэрацией называется процесс удаления из воды растворенных в ней газов. Кислород и углекислый газ, растворенные в воде, вызывают коррозию трубопроводов и поверхностей нагрева котлов. Известны несколько способов деаэрации воды: термический, химический, электромагнитный, высокочастотный и ультразвуковой. Наибольшее распространение в паровых и водогрейных котлах получил термический способ. Растворение в воде газов уменьшается с повышением температуры и прекращается при достижении температуры кипения, когда растворенные газы полностью удаляются из воды.

В зависимости от давления различают деаэраторы атмосферные (ДСА-0,12 МПа), повышенного давления (ДСП-0,6 МПа) и вакуумные (0,0075…0,05 МПа). Номинальная производительность деаэратора – это расход воды, состоящий из суммы потоков, подлежащих деаэрации, и сконденсировавшего греющего пара.

Вакуумные деаэраторы применяются в ВПУ для дегазации подпиточной воды систем теплоснабжения ТЭЦ и в водогрейных котельных.

Вакуум в деаэраторе создается водоструйным эжектором, присоединенным к верхней части деаэраторной колонки. Вода через эжектор перекачивается насосом и подогревается в водоводяном подогревателе до температуры 75…80ºC и подается в деаэраторную колонку, где закипает при давлении ниже атмосферного. Нагрев воды в водоводяном подогревателе осуществляется горячей водой от водогрейных котлов. Вакуумные деаэраторы, работающие при давлении 0,3 кгс/см² обеспечивают температуру кипения воды 68,9ºC. Нагрев воды в деаэраторе составляет 15…20C.

Деаэраторы атмосферного давления применяются при дегазации питательной воды в котельной с паровыми котлами и на ТЭЦ среднего давления для дегазации подпиточной воды тепловой сети и в качестве первой ступени деаэрации конденсата, возвращаемого с производства.

В деаэраторах типа ДА средний подогрев воды равен 10…40ºC, температура деаэрированной воды ≈104,2ºC, номинальная производительность 5…300 т/ч.

Греющей средой для деаэраторов типа ДА служит перегретый пар. Расход пара на деаэратор определяется по формуле:

, т/ч,

где - суммарный расход потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара), т/ч;

Т – температура воды в деаэраторе, равная 104,2ºC;

- средневзвешенная температура потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара), равная 30ºC;

- энтальпия греющего пара, кДж/кг.

Учитывая, что суммарный расход потоков, поступающих в деаэратор,то по формуле, приведенной выше, вычислим номинальную производительность атмосферного деаэратора.

Выбираем деаэратор марки: ДСА 15.

 

Топливоснабжение

 

Характеристика топлива

Для данной котельной топливом бурый уголь Ирша-Бородинского бассейна. Характеристика данного угля приведена в таблице 7.

Бассейн, месторождение	Марка то - ва	Низшая теплота сгорания, МДж/кг	Состав, %
Wp	Ap	Sk p	Sopp	Cp	Hp	Np	Op
Ирша-бородинский	Б2	15,66	33,0	6,0	0,2	43,7	3,0	0,6	13,5

Объемы воздуха и продуктов сгорания

Теоретический объем воздуха

Теоретический объем азота

 

Объем трехатомных газов

 

 

Теоретический объем водяных паров

 

При избытке воздуха α >1расчет ведется по следующим формулам:

 

Объем водяных паров

 

Объем дымовых газов

 

Безразмерная концентрация золы в дымовых газах

(31)

 

где α_ун – доля золы топлива, уносимой газами определяется как α_ун = 0,95; G_Г – масса дымовых газов, кг

 

 

Расчёт расхода топлива

Располагаемая теплота

кДж/кг (33)

где – низшая теплота сгорания рабочей массы топлива твердого, жидкого и сухой массы газообразного топлив, кДж/кг и кДж/м³.

Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива = 15660 кДж/кг

Q_в.вн. – тепло, внесенное поступающим в котельный агрегат воздухом, при подогреве последнего вне котла.

(34)

где - коэффициент избытка воздуха в топочной камере;

- теплоемкость подогретого и холодного воздуха

 

- температуры, соответственно, подогретого и холодного воздуха.

 

=1,2(1,021∙(200+273)-1,004∙(30+273))=233,337 кДж/кг

Q_тл – физическое тепло топлива.

(35)

Для твердых видов топлив t_тл = 20 ⁰С, тогда

(36)

Для углей типа Б2 теплоемкость сухой массы топлива составляет 1,13 кДж/(кг ⁰С)

С_тл=0,042∙33+1,13∙(1-0,01∙33)=2,14 кДж/(кг ⁰С)

Q_тл = 2,14 ∙ 20 = 42,8 кДж/кг

233,337+15660+42,8=15936,137 кДж/кг

Расчётный расход топлива в 1 котле, кг/с для водогрейных котлов

 

, (37)

где n = 6 - количество принятых к установке котлов, = 89% - КПД котла.

 

 

416468,46/6∙15660∙0,89=4,98 кг/с.

Расчётный расход топлива в 1 котле, кг/с для паровых котлов

16538,67/3∙15660∙0,89=0,35 кг/с.

Защита окружающей среды

Выбросы загрязняющих веществ

 

Промышленные котельные вырабатывающие тепловую энергию на базе сжигания органических видов топлива, оказывают значи­тельное отрицательное воздействие на окружающую среду. С дымовыми га­зами котельных в воздушный бассейн выбрасывается большое количество твердых и газообразных загрязнителей, среди которых такие вредные веще­ства, как зола, оксиды азота и серы.

Зола, оксиды серы и азота и многие другие компоненты дымовых газов являются вредными веществами, превышение концентрации которых над са­нитарными нормами в воздушном бассейне недопустимо.

Помимо загрязнения воздушного бассейна энергетическому производ­ству сопутствуют также различные загрязняющие стоки, связанные с процес­сом водоподготовки, обмывки оборудования, предпусковыми кислотно-ще­лочными операциями, а также с гидротранспортом твердых отходов (шла­ков).

К наиболее распространенным токсичным соединениям, выбрасывае­мых в атмосферу при сжигании топлива в котлах, относятся оксиды азота NО_x и сернистый ангидрит S0₂. Однонаправленное воздействие на организм человека указанных соединений делает необходимым соблюдение условий:

(39)

где C_SO и C_NO, - максимальные концентрации оксидов S0₂ и N0+ в приземном слое воздуха; ПДК_S02 = 0,5 мг/м³; ПДК_NO+= 0,085 мг/м³ - предельно допустимые концентрации сернистого ангидрита и оксида азота.

 

Выбросы оксидов серы подсчитываются по уравнению

(40)

где В - расход топлива, кг/с; S^p - содержание серы в рабочей массе топлива, %;

и - доля оксидов серы связанных с летучей золой и улавливае­мых в мокром золоуловителе.

 

Выбросы оксидов азота подсчитываются по уравнению

(41)

где - теплота сгорания топлива, МДж/кг; - удельный выброс оксидов NO_x в пересчете на N0₂ г/МДж.

Выброс в атмосферу частиц золы и недожога, г/с:

 

(42)

где А^р - зольность топлива на рабочую массу, %; q₄ - потеря теплоты от механического недожога, %; а_ун - доля твердых частиц, уносимых из котла; η - степень улавливания твердых частиц в золоулавливателе.

При работе котла на твердом топливе должна быть обеспечена беспе­ребойная работа золоулавливающей установки.

Режим эксплуатации золоулавливателей должен определяться следую­щими показателями:

 

для электрофильтров - оптимальными параметрами электропитания и оптимальным режимом встряхивания электродов; ·

для мокрых золоулавливателей - оптимальным расходом орошающей воды и температурой газа после аппаратов не менее чем на 15 °С выше точки росы дымовых газов (по водяным парам).

Дымовая труба

 

Дымовая труба предназначена для рассеивания агрессивных токсичных веществ, содержащихся в продуктах сгорания органического топ­лива. Она является строительным высотным сооружением и элементом тех­нологического цикла котельной (ТЭС), связанным с выбросом нагретых аг­рессивных дымовых газов.

Высота дымовой трубы определяется по условиям рассеивания в воз­душном пространстве вредных выбросов, предельно допустимая концентра­ция (ПДК) которых в окружающем воздушном пространстве регламентиру­ется санитарными нормами.

Минимально допустимая высота одной трубы Н_мин подсчитывается по формуле:

(43)

А – коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности (А=120); М – суммарный выброс SO+NO₂^пр

 

∆t – разность температур между выходящими из трубы газами и окружающим воздухом,⁰С

F - безразмерный коэффициент, учитывающий условия выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса. Для газообразных примесей F = 1, для пыли F = 2...2,5. При степени улавливания более 90 % F = 2; соответственно при степени улавливания менее 90 % F = 2,5;

V - объем дымовых газов, приходящийся на одну трубу, м³/с.

 

 

 

Техническая документация

 

В каждой котельной должны быть следующие документы:

- акты отвода земельных участков;

- геологические и гидрогеологические данные о территории с результатами испытания проб и анализа грунта;

- акты заложения фундамента;

- акты приема скрытых работ;

- акты об осадке зданий, сооружений и фундамента под котельной;

- акты испытания, устранения и обеспечения взрывобезопасности, пожаробезопасности, молниезащиту, противокоррозийную защиту сооружения;

- акты испытания внутренней и наружной системы водоснабжения, газоснабжения, теплоснабжения, отопления и вентиляции;

- акты индивидуального опробования испытания оборудования;

- акты государственных и рабочих приемочных комиссий;

- утвержденная проектная документация;

- технические паспорта зданий, сооружений, технических узлов;

- исполнительные рабочие чертежи оборудования и сооружения, чертежи всего подземного хозяйства;

- исполнительные рабочие схемы первичных и вторичных электропроводов;

- исполнительные рабочие технологические схемы;

- инструкции по обслуживанию оборудования и сооружения;

- должностные инструкции по каждому рабочему месту;

- оперативный план пожаротушения;

- инструкция по охране труда.

Полный комплект документации должен храниться в архиве котельной со штампом документы. На каждой котельной должны быть установлен перечень необходимых инструкций и технологических схем для каждого цеха, участка, лаборатории. Перечень должен быть утвержден главным инженером котельной. Перечень инструкций и документации должен пересматриваться не реже 1 раз в 3 года. На основном и вспомогательном оборудовании котельной и подстанции должны быть установлены заводские таблички с номинальными данными согласно ГОСТу.

Все основное и вспомогательное оборудование, в том числе и трубопроводы, системы и секции шин, а так же арматура, шаберы, газовоздухопроводы должны быть пронумерованы.

При избирательной системе управления (ИСУ) нумерация арматуры по месту и на избирательных схемах должна быть двойной с указанием № соответствующего оперативной схеме и № по ИСУ.

Основное оборудование должно иметь порядковые номера, а вспомогательное тот же номер, что и основное с добавкой букв (а, б, в…). Обозначения и номер в схемах должен соответствовать обозначениям и номеру, нанесенным в натуре. Все изменения в установках, выполненные в процессе эксплуатации должны быть внесены в схему немедленно за подписью должностного лица. Технические схемы должны проверяться на их соответствие фактической эксплуатации не реже 1 раза в 2 года с отметкой проверки. Информация об изменениях в схемах должна доводиться до всех работников. Все рабочие места должны быть снабжены необходимыми

инструкциями; они должны быть подписаны начальником соответствующего подразделения и утверждены главным инженером котельной.

В инструкциях по эксплуатации оборудования должны быть приведены:

· краткая характеристика оборудования;

· критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы;

· порядок подготовки к пуску;

· порядок пуска;

· останов и обслуживание оборудования во время нормальной эксплуатации и в аварийных режимах;

· порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям оборудования;

· требования по безопасности труда, взрыво- и пожаробезопасности.

В должностных инструкциях по каждому рабочему месту должны быть указаны:

· перечень инструкций по обслуживанию оборудования и других нормативно-технических документов;

· схемы оборудования и устройств;

· знания, которые обязательны для работы по данной области

· права и обязанности и ответственность работника;

· взаимоотношения с вышестоящим подчиненным и другим связанным по работе персоналом.

В инструкции по охране труда должны быть указаны:

· общие требования безопасности;

· требования безопасности перед началом работы, во время работы, в аварийных ситуациях и по окончанию работы.

Инструкция должна пересматриваться не реже 1 раза в 3 года. В случаях изменения состава или условий эксплуатации оборудования соответствующие допущения должны быть внесены в инструкцию и доведены до сведения работников. О чем должна быть сделана запись в журнале распоряжений.

Дежурный персонал должен вести оперативную документацию. Эту документацию ежедневно должен просматривать административно-технический персонал и принимать меру по устранению дефектов и нарушений в работе оборудования и персонала. Оперативная документация, диаграммы, регистрирование контрольно-измерительных приборов, магнитные записи относятся к документам строгого учета и полежат хранению в установленном порядке.

 

 

Список использованной литературы

1. Магадеев В.Ш. Расчет тепловой схемы и выбор основного оборудования промышленно-отопительных котельных. Методические указания по курсовому и дипломному проектированию. – М.: ФГОУ ВПО МГАУ, 2007. – 40 с.

2. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. Учебник для вузов. М.: МЭИ, 1999.

3. Соловьев Ю.П. Проектирование теплоснабжающих установок для промышленных предприятий. М.: Энергия, 1978.

4. Рихтер Л.А. Газовоздушные тракты тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1984.