Расчет теплоснабжения микрорайона города Кировска от котельной "Кировский рудник"

_(8.4)

Температурный график:

Средняя логарифмическая разность температур определяется по формуле:

, (8.5)

С

Скорость движения воды в трубном пучке определяется по формуле:

, (8.6)

м/с

Среднее число трубок в ряду определяется по формуле:

, (8.7)

Средняя температура воды определяется по формуле, С:

, (8.8)

С

Коэффициент теплоотдачи от воды к стенке определяется по формуле, Вт/(м²К):

, (8.9)

Вт/(м²К)

Температура пленки конденсата определяется по формуле, С:

, (8.10)

где - температура наружной поверхности трубки, С

_{Средняя температура воды}

_°C;

°C;

°C.

Коэффициент теплоотдачи от пара к стенке определяется по формуле, Вт/(м²К):

, (8.11)

Вт/(м²К).

Удельная поверхностная плотность теплового потока определяется по формуле, Вт/м²:

, (8.12)

Вт/м²;

где - температура внутренней поверхности трубки, С;

Из решения уравнения (8.12) находим С.

- коэффициент теплопроводности трубки; Вт/( мК) [15];

- толщина стенки трубки, м; м

Коэффициент теплопередачи определяется по формуле, Вт/(м²К):

, (8.13)

Вт/(м²К)

Расчетная площадь поверхности теплообмена определяется по формуле, м²:

, (8.14)

м².

Запас поверхности нагрева определяется по формуле:

, (8.15)

_{Окончательно выбираем два пароводяных подогревателя типа ПСВ-200-7-15}

8.2 Расчёт охладителя конденсата

_{Тепловая нагрузка охладителя}

_МВт.

Определяем средний температурный напор

_{, (8.16)}

_{где ;}

_°C.

_.

Средняя температура конденсата

_{; (8.17)}

_°C

_{Средняя температура воды в подогревателе}

_{; (8.18)}

_°C.

_{Задаемся скоростью движения рабочей среды в трубном пространстве х=1…2,5 м/с (чтобы было турбулентное движение) и определяем сечение fтр для прохода сетевой воды:}

_{, (8.19)}

_{где - плотность сетевой воды в трубках в зависимости от температуры воды.}

_{Составляет: = 976,7 кг/м³;}

_{- скорость движения воды в трубках принимаем: = 2 м/с.}

_м².

_.

_{Характеристика выбранного подогревателя:}

_{- поверхность нагрева 28,39 м²;}

_{- число трубок 104 ;}

_{- трубки латунные Л-68 диаметром мм.}

_{Уточняем скорость движения воды в трубном пространстве:}

_;

_м/с.

_{Проверяем удовлетворение движения среды в трубках турбулентному течению}

_{Рассчитываем коэффициент теплоотдачи в трубном пространстве}

_.

_{Рассчитываем эквивалентный диаметр для межтрубного пространства:}

_{Определяем скорость среды в межтрубном пространстве:}

_,

_{где - площадь сечения межтрубного пространства. Составляет: = 0,0355 м²;}

_{- плотность конденсата. Составляет: = 971,8 кг/м³.}

_м/с.

_{Проверяем критерий Reмтр для межтрубного пространства}

_{Рассчитывают коэффициент теплоотдачи в межтрубном пространстве, Вт/(м²К):}

_.

_{Определяем коэффициент теплопередачи, Вт/(м²К):}

_,

_{где - коэффициент, учитывающий загрязнение трубки, составляет: = 0,95;}

_.

Рассчитываем необходимую поверхность нагрева водоподогревателя:

_,

_м².

_{Определяем количество секций в охладителе:}

Окончательно выбираем четыре охладителя ПВ-325х2.

_{9. РАЗРАБОТКА АВТОМАТИЗАЦИИ КОТЛА ДЕ-25-14}

9.1 Техническая характеристика и описание объекта автоматизации

Паровой котел марки ДЕ-25-14 выпускается на Бийском котельном заводе. Котлы типа ДЕ- газомазутные, паровые, вертикальные, водотрубные. Котлы предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара.

Конструктивной особенностью таких котлов является размещение топочной камеры сбоку конвективного пучка, образованного вертикальными трубами, развальцованными в верхних и нижних барабанах. Конвективный пучок, который имеет газовые перегородки для изменения потоков газа отведен от топочной камеры газовой перегородкой, в задней части которой находится окно для входа газа в пучок. Далее газы направляются в водяной экономайзер и дымовую трубу.

Основные параметры котла ДЕ-25-14:

· номинальная паропроизводительность 25т/ч

· рабочее давление 14

· температура перегретого пара 225

· температура питательной воды 104

· температура уходящих газов 180

· используемое топливо - мазут

Для отопительной работы парового котла и поддержания заданных параметров производится теплотехнический контроль и автоматическое регулирование параметров сред.

Теплотехнический контроль и автоматическое регулирование параметров сред, защита оборудования котельного агрегата выполняются с учетом решения следующих задач:

- регулирование расхода питательной воды для поддержания определенного уровня воды в верхнем барабане котла;

- регулирование питательной воды для экономичности работы котла;

- регулирование давления и расхода топлива с целью оптимизации процесса горения в топке и для поддержания заданной паропроизводительности котла;

- регулирование расхода воздуха, подаваемого в топочную камеру котла для нормального процесса сжигания топлива;

- тепловой контроль температуры уходящих газов после топочной камеры и водяного экономайзера с целью определения полного сгорания топлива и налаживание оптимальных режимов работы котла;

- регулирование разряжения в топке для обеспечения полноты сгорания и отвода уходящих газов.

9.2 Описание схемы автоматизации парового котла ДЕ-25-14

Схема автоматизации разработана на основе типового проекта автоматизации котла ДЕ-25-14 в соответствии с техническим заданием и выполняет следующие функции: теплотехнический контроль, автоматическое регулирование, дистанционное управление и техническую защиту.

9.3 Теплотехнический контроль

Теплотехнический контроль включает в себя измерение следующих параметров:

- давление пара в барабане котла и питательной воды с помощью анемометров;

- давление воздуха с помощью показывающих манометров;

- разряжение в топке и газоходе с помощью показывающих тепломеров;

- уровня воды в барабане котла с помощью водомерного стекла;

- методом гидростатической разности давлений с применением поплавкового дифманометра;

- расход пара методом перемещенного перепада давлений с применением сужающих устройств и дифманометра;

- температуры дымовых газов перед экономайзером и дымососом с помощью термометров сопротивления и логометра, подключение термометров к логометру осуществляется с помощью щеточного переключателя.

9.4 Автоматическое регулирование

Автоматическое регулирование предусматривает стабилизацию на заданном значении следующих параметров:

- уровня воды в барабане котла: регулятор получает информацию о значении уровня от дифманометра, и через магнитный пускатель и электрический исполнительный механизм изменяет расход питательной воды в барабане котла, переставляя регулирующий клапан на магистрали питательной воды;

- давление пара в барабане котла: регулятор давления получает информацию от манометра с дифтранспортным датчиком. При отклонении давления от заданных параметров регулятор через магнитный пускатель и исполнительный механизм перемещает регулирующий клапан, изменяющий расход мазута на горелку.

Для автоматического регулирования используется аппаратура “Контур” Московского завода тепловой автоматики: регуляторы РС-29 со встроенным задатчиком, переключателем и кнопками управления; магнитный пускатель У-29; электрические исполнительные механизмы МЭОК.

_{9.5 Дистанционное управление}

Дистанционное управление электрическими механизмами осуществляется непосредственно с лицевой панели регуляторов РС-29 при установке переключателей управления в положение “Р”- ручное.

9.6 Техническая сигнализация и защита

Техническая сигнализация и защита обеспечивает автоматическую световую и звуковую сигнализацию при изменении давления воздуха - от соответствующих сигнализаторов падения давления, при понижении уровня воды в барабане - от контактов поплавкового дифманометра, при повышении давления пара выше допустимого значения - от электроконтактного манометра. Одновременно для автоматической защиты котла эти же сигналы вызывают срабатывание электромагнитного клапана, отсекающего подачу топлива к горелкам.

Таблица 9.1 Техническое задание на тепловой контроль

№ п /п	Параметр теплового контроля	Номинальное значение	Характеристика среды	Место установки вторичного прибора	Вид контроля	Класс точности
1	Температура воды перед экономайзером	104 0С	Вода	По месту	П	2,5
2	Температура воды после экономайзера	145 0С	Вода	По месту	П	2,5
3	Температура уход. газов	180 0С	Дымовые газы	На щите	ПС	1,5
4	Давление пара в барабане	1,4 МПа	Насыщен. пар	По месту	П	1,5
5	Давление питательной воды	10 МПа	Вода	По месту	П	1,5
6	Давление воздуха	1,2 кПа	Воздух	По месту	П	1,5
7	Разряжение в топке	-30 Па	Дымовые газы	По месту	П	2,5
8	Разряжение в газоходе	-700 Па	Дымовые газы	По месту	П	2,5
9	Расход пара	16 т/ч	Насыщен. пар	По месту	П	2,5
10	Уровень воды в барабане	90 мм.в.ст.	Вода	По месту	П	1,5

_{Таблица 9.2 Техническое задание на автоматическое регулирование}

№ п/п	Регулируемый параметр	Номинальное значение	Допустимое отклонение
			Длительное	Кратковременное
1	Давление пара в барабане	1,4 МПа	50 кПа	100 кПа	Расход пара
2	Разряжение в топке	-30 кПа	3 Па	6 Па
3	Содержание в топке	1:10%	0,2	1
4	Уровень воды в барабане	мм.в.ст.	10 мм.в.ст.	20 мм.в.ст.

_{Таблица 9.3 Техническое задание на сигнализацию и автоматическую защиту котла}

№ п/п	Изменение параметра	Критическое значение	Сигнализация и автоматическая защита
1	Повышение давления в барабане котла		Световая и звуковая сигнализация и отсечка подачи топлива к горелке
2	Падение давления воздуха
3	Падение разряжения в топке
4	Понижение уровня воды в барабане

Размещено на http://www.allbest.ru/

6

₁₀. РЕКОНСТРУКЦИЯ КОТЕЛЬНОЙ В МИНИ-ТЭЦ

Энергетика в целом, как и другие отрасли российской промышленности, находится в тяжелом положении. Оборудования ТЭЦ в большинстве своем морально и физически устарело, качество ремонтов находится на низком уровне, коммуникации транспорта тепла постоянно выходят из строя и требуют замены труб и качественной прокладки от источника до потребителя при надежной изоляции сетей.

Аварии на протяженных магистральных и распределительных сетях от ТЭЦ резко снижают надежность подачи тепла потребителям всех категорий: жилищно-коммунальным и промышленным предприятиям различного профиля.

10.1 Перспективы внедрения когенерации

Анализ современных тенденций в энергетике указывает не переход от централизованной к распределенной мини- микро- генерации, максимально приближенной к окончательному потребителю, как на общемировую тенденцию. Очень привлекательными с экономической и экологической точки зрения выглядят схемы когенерации, т.е. одновременной выработки тепла, электроэнергии. В России дополнительными аргументами в пользу внедрения технологии когенерации на существующих котельных служат следующие обстоятельства:

- в условиях спада производства большинство паровых отопительных и пароводогрейных промышленных и промышленно отопительных котельных не используют полностью установленные мощности;

- на источниках тепла - паровых (т/ч и выше, МПа, ?С), параметры пара снижаются по условиям эксплуатации через РОУ до МПа.

При этом часть расчетного потенциала теплового потока теряется. Логично, что в этих условиях нарастает тенденция превращения существующих котельных в ТЭЦ малой мощности и мини ТЭЦ.

В данном проекте рассмотрен вариант реконструкции паровой котельной в мини ТЭЦ, посредством установки парового турбогенератора вместо РУ.

10.2 Оборудование

На основании технических характеристик рассмотрим турбогенераторы в интересующем нас диапазоне мощностей, представленные на российском рынке, не углубляясь подробно в особенности их конструкции, а также системы автоматического регулирования, защиты и управления агрегатами.

_{В качестве лопаточного турбоагрегата выбрана турбогенераторная установка ТГ 0,5А Р/0,4 Р13/3,7 ( Калужский турбинный завод).}

_{Конструктивно турбогенераторная установка (ТГУ) представляет собой компактный блок, состоящий из противодавленческой паровой турбины и электрического генератора, размещенного на одной раме.}

_{Турбина выполнена на основе ступени давления с повторным подводом рабочего пара. Такое конструктивное исполнение позволяет реализовать на одном рабочем колесе принцип многоступенчатой турбины ( от 3 до 7ступеней). После любой из ступеней т турбины могут быть организованны промежуточные отборы пара одного или нескольких давлений по необходимости.}

_{Разработанная турбина имеет сопловое парораспределение, два регулирующих клапана, что позволяет использовать ее на частичных (малорасходных) нагрузках более эффективно, чем турбину классического осевого типа.}

Рисунок 10.1 Лопаточная паровая противодавленческая турбина

_{Во втором варианте выбрана ПВМ (паровинтовая машина).}

_{Основной компонент агрегата ПВМ - расширитель паровой винтовой (РВП-0,2М), представляющий собой безлопаточную паровую турбину с противодавлением. В корпусе турбины помещаются ведущий и ведомый роторы в виде шнеков (винтов). Достоинством энергоустановки ПВМ является то, что она может работать на паре любого качества и высокой влажности, в отличии от паровых турбин с лопаточным ротором. Технологический процесс работы турбины полностью автоматизирован. Отработанный пар используется для обеспечения потребителей тепловой энергией для нужд технологии, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.}

_{ПВМ имеет технические преимущества по сравнению с лопаточной паровой турбиной:}

_{- высокий КПД расширения (0,7-0,75) в широком диапазоне режимов (конденсат, образующийся при расширении пара, заполняет зазоры между рабочими органами, уменьшая тем самым протечки пара и повышая КПД);}

_{- простота конструкции, высокая ремонтопригодность;}

_{- высокий межремонтный ресурс;}

_{- работа на паре любой влажности, в то время как минимальная степень сухости пара на выходе лопаточных турбин составляет 88%.}

_{- неприхотливость к качеству пара, наличию в нем частиц окалины, грязи;}

_{- меньше габариты и масса, чем у лопаточной турбины аналогичной мощности. Это важно при размещении ПВМ в действующем здании котельной;}

_{- высокая маневренность при изменении режима работы, быстрый пуск и останов;}

_{- высокая эксплуатационная надежность и безопасность при возникновении аварийной ситуации.}

Рисунок 10.2 Роторы ПВМ

Рисунок 10.3 ПВМ в работе

_{В следующей главе произведен технико-экономический анализ представленных турбогенераторов. По окончательному результату с экономической точки зрения в данном проекте подходит турбогенератор ТГ 0,5А Р/0,4 Р13/3,7. Турбоагрегат вполне пригоден для установки в котельной с целью обеспечения котельной более дешевой электроэнергией.}

_{Таблица 10.1 Основные технические характеристики ТГ 0,5А Р/0,4 Р13/3,7}

Номинальная мощность, кВт	500
Напряжение, В	400
Частота, Гц	50
Давление пара на входе, МПа	1,3(1,0-1,4)
Давление пара на выходе, кПа	370(300-500)
Расход пара, т/ч	13,2
Температура пара, ?С
Габариты, м
Вес оборудования, т	10,68

_{11. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕКОНСТРУКЦИИ КОТЕЛЬНОЙ В МИНИ ТЭЦ}

_{Проектом предусматривается перевод котельной в режим мини - ТЭЦ. Рассчитаны 3 варианта:}

_{1. Базовый режим (до реконструкции котельной);}

_{2. После реконструкции с установкой турбогенератора типа ТГ 0,5А/0,4 Р13/3,7 (лопаточная турбина);}

_{3. После реконструкции с установкой турбогенератора типа ПВМ-1000 (паровинтовая машина).}

_{11.1 Базовый режим}

_{Установленная мощность котельной с паровыми и водогрейными котлами}

_(11.1)

_{где номинальная производительность всех котлов (по данным завода изготовителя);}

_{энтальпия выработанного пара;}

_{энтальпия питательной воды;}

_{энтальпия котловой воды;}

_{непрерывная продувка котла, кг/с}

_(11.2)

_.

Годовая выработка теплоты котельной

(11.3)

где коэффициент теплового потока в %, принимается 80% при работе на мазуте.

Коэффициентом теплового потока учитываются расходы теплоты на обдувку паром поверхностей, а так же учитываются потери теплоты, связанные с пуском, установкой и содержанием агрегатов в резерве, с утечками пара через неплотности в трубопроводах.

.

Число часов использования установленной мощности котельной в году.

(11.4)

где установленная мощность котельной

Годовой расход условного топлива

(11.5)

где теплота сгорания условного топлива,

КПД брутто котельного агрегата, определяется из уравнения теплового баланса.

.

_{Годовой расход натурального топлива.}

_{В качестве натурального топлива используется мазут с низшей теплотой сгорания}

_(11.6)

_{где энергетический эквивалент натурального топлива}

_(11.7)

_{Удельный расход условного топлива.}

_(11.8)

_{Удельный расход натурального топлива.}

_(11.9)

_.

_{11.2 Расчет себестоимости отпущенной тепловой энергии}

_{Одним из обобщающих экономических показателей, характеризующих качественный уровень работы котельной, является себестоимость отпускаемой теплоты. Этот показатель в той или иной мере отражает техническую вооруженность котельной, степень механизации и автоматизации производственных процессов, расходование материальных ресурсов и так далее.}

_{Для расчета себестоимости отпускаемой теплоты определяются годовые эксплуатационные расходы, среди которых в проектных расчетах обычно выделяются следующие статьи: топливо, электроэнергия, вода, амортизация, текущий и капитальный ремонты, заработная плата персонала, отчисления на социальное страхование и прочие эксплуатационные расходы.}

_{Расчет расходов на топливо}

_{В статью “топливо” включаются затраты на топливо, расходуемое для покрытия тепловых нагрузок котельной. По значимости расходы на топливо являются основными и составляют до 60-80% всех затрат. Топливная составляющая зависит от количества израсходованного топлива, его цены, транспортных затрат и определяется по формуле:}

_(11.10)

_{где цена мазута по данным предприятия;}

_.

_{Расчет расходов на электроэнергию}

_{В этой статье расходов определяются расходы на электроэнергию на собственные нужды котельной (привод дутьевых вентиляторов, дымососов, питательных и сетевых насосов и т.д.).}

_(11.11)

_{где - тариф одного киловатт-часа электроэнергии;}

_{- потребление электроэнергии котельной в год,, по данным предприятия.}

_.

_{Расчет расходов на воду}

_{По статье “вода” определяется стоимость химически очищенной воды, расходуемой на питание котлов, наполнение и подпитку теплопотребляющих систем и наружных теплопроводов, собственные нужды ХВО.}

_{Расходы на воду:}

_(11.12)

_{цена за 1 тонну химически очищенной воды (по данным предприятия).}

_.

_{Определение амортизационных отчислений}

_{По статье “амортизация” определяется размер амортизационных отчислений по проектируемой котельной. Для определения годовых амортизационных отчислений используется норма амортизации, а - доля стоимости основных средств, которая должна быть включена в годовые издержки производства для накопления требуемой суммы денежных средств в течение срока полезного использования, а=5%}

_{Годовые амортизационные отчисления определяются}

_(11.13)

_{где - капитальные затраты на производственное оборудование, руб,}

_.

_{Определение расходов на текущий и капитальный ремонты}

_{В статью “текущий и капитальный ремонты” включаются расходы на текущий ремонт основных фондов котельной (здания, оборудование, инвентарь). Сюда так же относится основная и дополнительная заработная плата ремонтного персонала с отчислениями на страхование и социальное обеспечение, стоимость ремонтных материалов и использованных запасных частей, стоимость услуг сторонних организаций и прочее.}

_{В проектных расчетах затраты на текущий и капитальный ремонты котельных в среднем принимаются в размере 130-140% амортизационных отчислений, т.е.}

_.

_{Определение расходов на заработную плату}

руб/год,

_{- отчисления на заработную плату, с учетом взносов на социальное страхование на заработную плату производственных рабочих, включая резерв на взносы на ОСС.}

_{Прочие эксплуатационные расходы}

_{Эта статья расходов включает в себя затраты на охрану труда, технику безопасности пожарную и сторожевую охрану, приобретение спецодежды, реактивов для химической очистки воды, и прочие неучтенные расходы.}

_{, по данным предприятия.}

_{Годовые эксплуатационные расходы по котельной рассматриваются как сумма рассмотренных выше статей:}

_(11.14)

_{Себестоимость отпущенной теплоты}

_(11.15)

_{Тариф на тепловую энергию}

_{, руб/Гкал, (11.16)}

_{где R=14%,}

_{руб/Гкал.}

11.3 Установка турбоагрегата ТГ 0,5А/0,4 Р13/3,7

_{Капитальные затраты на установку оборудования}

_(11.17)

_{- стоимость турбогенератора, руб;}

_{- расходы на транспортирование турбогенератора ( 5-10% от ), руб;}

_{- проектировочные расходы ( 10% от ), руб;}

_{- расходы на монтаж ( 20-30% от ), руб;}

_{Фонд оплаты труда производственного персонала}

_{Заработная плата равняется базовой, так как обслуживать турбогенератор будут прежние работники,}

_{Амортизационные отчисления}

_(11.18)

_{где - средняя норма амортизации для оборудования, %;}

_{- капитальные затраты на оборудование;}

_{Затраты на ремонт}

_(11.19)

_{Затраты на масло}

_(11.20)

_{где - расход масла в год, т;}

_{- цена на масло, руб.;}

_{Общестанционные затраты}

_(11.21)

_{Затраты на инструменты}

_{Затраты на мет. изделия}

_{Прочие затраты}

_{Суммарные издержки на производство тепловой и электрической энергий}

_(11.22)

_{На производство электроэнергии соответствуют следующие отчисления}

_{Отчисления на тепловую энергию}

_{Количество энергии, вырабатываемой турбогенератором за год}

_{,; (11.23)}

_{где - мощность турбогенератора, кВт;}

_{- количество часов работы турбогенератора в год;}

_.

_{Себестоимость производства электроэнергии}

_(11.24)

_{Себестоимость производства теплоэнергии}

_{; (11.25)}

_.

_{Годовой экономический эффект}

_(11.26)

_{Величина денежных поступлений}

_(11.27)

_{где - величина налоговых платежей;}

_{Расчетный срок окупаемости}

_(11.28)

_{Чистый дисконтированный доход}

_(11.29)

_{где - норма дисконта (примем ;}

11.4 Установка турбоагрегата ПВМ-1000

_{Капитальные затраты на установку оборудования}

_{- стоимость турбогенератора, руб;}

_{- расходы на транспортирование турбогенератора ( 5-10% от ), руб;}

_{- проектировочные расходы ( 10% от ), руб;}

_{- расходы на монтаж ( 20-30% от ), руб;}

_{Фонд оплаты труда производственного персонала}

_{Заработная плата равняется базовой, так как обслуживать турбогенератор будут прежние работники,}

_.

_{Амортизационные отчисления}

_{где - средняя норма амортизации для оборудования, %;}

_{- капитальные затраты на оборудование;}

_{Затраты на ремонт}

_{Затраты на масло}

_{где - расход масла в год, т;}

_{- цена на масло, руб;}

_{Общестанционные затраты}

_{Затраты на инструменты}

_{Затраты на мет. изделия}

_{Прочие затраты}

_{Суммарные издержки на производство тепловой и электрической энергий}

_{На производство электроэнергии соответствуют следующие отчисления}

_{Отчисления на тепловую энергию}

_{Количество энергии, вырабатываемой турбогенератором за год}

_,;

_{где - мощность турбогенератора, кВт;}

_{- количество часов работы турбогенератора в год;}

_.

_{Себестоимость производства электроэнергии}

_{Себестоимость производства теплоэнергии}

_;

_{Годовой экономический эффект}

_{Величина денежных поступлений}

_{где - величина налоговых платежей;}

_{Расчетный срок окупаемости}

_{Чистый дисконтированный доход}

_{где ;}

В результате перевода котельной в режим мини-ТЭЦ, посредством установки турбогенератора вместо РУ (редукционная установка) позволило вырабатывать электроэнергию без дополнительных затрат на топливо, что в конечном счете уменьшило себестоимость тепловой энергии.

В виду установки турбогенератора произведен технико-экономический анализ между турбоагрегатом ТГ 0,5А/0,4 Р13/3,7 и ПВМ - 1000. По полученным результатам можно сделать вывод, что наиболее подходящим вариантом для данного проекта является установка турбогенератора ТГ 0,5А/0,4 Р13/3,7 расчетный срок окупаемости для него составил 1,51года, что является экономически обоснованным Тmax, равного 6-7 лет. Чистый дисконтированный доход NPV составил 21007115,1 рублей за расчетный срок службы 20 лет.

_{12. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА}

12.1 Безопасность труда в котельной

12.1.1 Анализ опасных и вредных факторов при обслуживании теплового оборудования котельной

В котельной установлено оборудование, в котором протекающие процессы характеризуются высокой температурой и избыточным давлением (котлы, подогреватели, теплопроводы), а также электросиловое оборудование (насосы, щит управления).

В задачи охраны труда входит свести к минимуму вероятности поражения и заболевания работников с одновременным обеспечением комфорта при максимальной производительности.

Анализируя условия работы в котельной, убеждаемся, что существует ряд вредных и опасных факторов. В процессе эксплуатации трубопроводов систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения также могут возникнуть ситуации, обусловленные наличием опасных факторов.

Наиболее характерными опасными факторами при обслуживании котельной являются:

- возможность разрушения оборудования при превышении давления в нем выше допустимого;

- возможность термического ожога от горячих поверхностей оборудования, теплопроводов, арматуры;

- вероятность получения электрических травм в случае повреждения изоляции электрооборудования;

- вероятность получения механических травм при отсутствии соответствующих ограждений вращающихся частей оборудования.

К производственным вредностям при работе в котельной относятся: избыточные тепловыделения оборудования, повышенный уровень шума и вибрации, нерациональное освещение в помещениях котельной.

При обслуживании вспомогательного оборудования (дымососов, вентиляторов, насосов) рабочий может получить разного рода травмы при контакте с вращающимися частями

12.1.2 Разработка инженерных мероприятий по предотвращению воздействия опасных факторов

12.1.2.1 Обеспечение пожаро - и взрывобезопасности

Для предупреждения пожаров в котельной должна проводится систематическая проверка состояния оборудования.

Помещение должно быть оснащено первичными средствами пожаротушения:

- должны быть установлены датчики термоконтроля, срабатывающие при температуре 70°С;

- должна быть установлена система пожаротушения, с давлением воды 0,6 МПа;

- должны быть выполнены и вывешены эвакуационные планы, установлены щиты пожарной безопасности с необходимыми средствами.

По обеспечению взрывобезопасности должны быть предусмотрены устройства технической защиты котла и контрольно-измерительные приборы.

Во избежание взрыва котла и разрушения газоходов должны применять следующие меры:

- должны осуществлять контроль на пульте управления котла с установкой звуковой и световой сигнализации;

- должны проводить вентилирование топки и газоходов перед пуском котла и газоходов после остановки котла в соответствии с правилами эксплуатации;

- должна быть установлена автоматика на линии, подающей воду в котел, чтобы при падении давления в магистрали производилось автоматическое отключение котла;

- своевременно должно производится текущие и капитальные ремонты.

Во избежание взрыва котла в местах затрудненной циркуляции газов должны быть установлены откидные взрывные предохранительные клапаны.

Суммарная площадь взрывных клапанов [26]

, (12.1)

где - объем топочной камеры, м².

м².

Минимальная допустимая площадь взрывных клапанов на газоходе равна 0,4 м², а в верхней части обмуровки равна 0,2 м². Из этих условий следует, что суммарная минимальная площадь для взрывных клапанов, установленных на котел должна составлять 0,6 м^2, следовательно условие надежности выполнено.

12.1.2.2 Защита от термических ожогов

Мероприятия для предотвращения ожоговых травм в зонах обслуживания должно сводится к покрытию изоляционными материалами конструкций и трубопроводов с греющими теплоносителями. Изолировать необходимо только те поверхности оборудования и трубопроводов, которые находятся в непосредственной близости к рабочей зоне. В качестве тепловой изоляции должен использоваться вспененный полиуретан, покрытый снаружи защитным слоем. Конструкция основного и покровного слоя выбираем в зависимости от диаметра трубопроводов, размера оборудования, условий прокладки. Все эти мероприятия позволяют обеспечить температуру поверхности в пределах допустимой нормы (температура поверхности изоляции ?45 °С [12])и защитить обслуживающий персонал от тепловых ожогов.

Произведем в качестве примера оценку температуры на поверхности паропровода высокого давления.

Наружный диаметр паропровода D_нар=89 мм. Температура поверхности паропровода t_н=170 °С, температура воздуха внутри помещения t_о=18 °С.

Коэффициент теплоотдачи наружной стенки теплопровода воздуху

, (12.2)

где - скорость движения воздуха, = 0,3 м/с [2].

Вт/м²•К.

Наружный диаметр изоляции

, (12.3)

где - толщина изоляционного слоя, принимаем =50 мм.

м.

Рисунок 12.1 - Схема тепловой изоляции

Удельный тепловой поток

. (12.4)

С другой стороны

. (12.5)

Приравниваем правые части уравнений (12.4) и (12.5)

,

,

,

°С.

Температура на поверхности изоляции 33,46 °С получилась ниже допустимой, равной 45°С, следовательно, данная изоляция обеспечит безопасность.

12.1.2.3 Профилактика механических травм

Получение механических травм обслуживающим персоналом котельной возможно от:

- вращающихся частей оборудования;

- неосторожного обращения с инструментом и приспособлениями при ручных работах.

Для предотвращения получения механических травм обслуживающим персоналом котельной должно быть предусмотрено:

- ограждение вращающихся частей оборудования;

- периодическая проверка знаний правил техники безопасности и правил технической эксплуатации обслуживающим персоналом.

12.1.2.4 Обеспечение электробезопасности

Одно из важнейших требований электробезопасности - недопустимость случайного прикосновения человека к токоведущим частям электрооборудования. Для предотвращения этого электропроводка должна быть расположена в коробах, в котельной должны быть ограждены токоведущие части специальными заграждениями, кроме этого должны быть установлены спецзнаки и нанесены соответствующие разметки в опасных местах.

В котельной электрооборудование находится под напряжением 380 В. В качестве заземлителя используют естественный заземлитель - фундамент.

Выполним оценку сопротивления заземляющего устройства.

Удельное эквивалентное сопротивление земли, [27]

, (12.6)

где р₁, р₂ - удельное электрическое сопротивление верхнего и нижнего слоя соответственно, Ом•м;

б, в - безразмерные коэффициенты;

h₁ - толщина верхнего слоя земли, м;

S - площадь фундамента, S =360 м².

Принимаем р₁=300 Ом•м, р₂=50 Ом•м, h₁=0,05 м, б=3,6, в=0,1 [27].

Ом•м.

Сопротивление растекания тока

, (12.7)

Ом.

Сопротивление заземляющего устройства 1,39 Ом получилось ниже допустимого, равного 4 Ом, следовательно, заземлитель обеспечивает безопасность, то есть условия труда выполняются.

12.1.3 Защита от шума и вибрации

Для снижения шума в местах присоединения воздуховода к вентилятору используем мягкие вставки. Динамичное оборудование: вентиляторы, дымососы устанавливаем на отдельных фундаментах. В качестве индивидуальных средств защиты (СИЗ) должны применять наушники, ушные тампоны (беруши). Допустимый уровень шума 80 дБ [31].

Для ослабления вибраций кожухов ограждений и других деталей электродвигателей, выполняемых из стальных листов, применяем вибропоглощение, путем нанесения на вибрирующую поверхность слоя резины, которая рассеивает энергию вибрации, при этом снижается уровень производственного шума. В качестве амортизации вибраций должны быть использованы резиновые прокладки. Таким образом, для снижения вибрации согласно [28] проводим следующие мероприятия:

- применяем вибродемпфирование, т.е. процесс уменьшения вибрации путем превращения механической энергии в тепловую с помощью резины;

- уменьшение вращающихся сил путем балансировки вращающихся масс.

12.1.4 Формирование микроклимата

Оптимальный микроклимат в помещении обеспечивает поддержание теплового равновесия между организмом и окружающей средой, что создает для обслуживающего персонала комфорт и высокую трудоспособность. Достигается он уменьшением тепловыделений от оборудования, вентиляцией воздуха внутри помещений.

В котельной основным вредным фактором являются тепловыделения от энергетического оборудования. В связи с этим удаление вредностей производим при помощи общеобменной механической вентиляции.

Тепловыделения в помещении, [4]

, (12.8)

где - удельная тепловая характеристика помещения, =0,35 Вт/м²•К [4];

- объем помещения котельной, =13350 м³;

- температура воздуха внутри помещения, =18 °С [1];

- температура наружного воздуха, =-28 °С [2].

Вт.

Объем расхода воздуха

, (12.9)

где - разность энтальпий поступающего и удаляемого воздуха, кДж/кг.

м³/ч.

Кратность воздухообмена

, (12.10)

1/ч.

Кратность воздухообмена показывает, как часто в течение часа меняется воздух внутри помещения. Если кратность воздухообмена менее 20, то подвижность воздуха находится на допустимом уровне [32], следовательно, благоприятные условия труда выполняются.

12.1.5 Освещение котельной

Для обеспечения нормальных условий труда все производственные помещения должны освещаться по соответствующим нормам [10].

Через оконные проемы в стенах осуществляется естественное освещение котельной. С внутренней стороны должен обеспечиваться свободный доступ к оконным проемам.

Ввиду того, что отдельные места в помещении котельной имеют недостаточную освещенность, а также учитывая круглосуточную и круглогодичную работу в котельной, предусматривается искусственное освещение. В труднодоступных местах должны быть переносные лампы, напряжение которых не превышает 24 В.

Для щита КиП и А предусматривается местное освещение.

Согласно [10] минимальная освещенность рабочих мест составляет ():

- тепловой щит, приборы - 300 лк;

- фронт котлов - 100 лк;

- лестницы, коридоры - 5 лк.

Аварийное освещение в обязательном порядке устанавливается в следующих местах:

- пульты управления и тепловые щиты;

- водоуказательные приборы;

- площадки и лестницы котлов.

12.2 Охрана окружающей среды

_{Мероприятия по охране окружающей среды предусматривают снижение вредных примесей, содержащихся в приземном воздухе.}

_{Для снижения предельно-допустимой концентрации вредных веществ в выбросах в атмосферу (таких как оксид серы и азота), которая показывает содержание в атмосферном воздухе вредных примесей, производится рассеивание выбросов с помощью трубы.}

12.2.1 Определение объемов продуктов сгорания

Расход топлива на котёл определяется по формуле, [4]

, (12.11)

где - установленная мощность котельной, МВт

- низшая теплота сгорания топлива, =29,3 МДж/кг;

- КПД котлов (брутто),

м³/с

Теоретический объем воздуха для полного горения определяется по формуле, :

, (12.12)

где , ,, - содержание углерода, серы, водорода, кислорода в рабочей массе топлива соответственно, %; принимается %, %, %, % [6].

Теоретический объем азота в продуктах сгорания определяется по формуле, :

, (12.13)

где - содержание азота в рабочей массе топлива, %; принимается % [6].

Теоретический объем трехатомных газов определяется по формуле, :

, (12.14)

Теоретический объем водяных паров определяется по формуле, :

, (12.15)

где - содержание воды в рабочей массе топлива, %; принимается % [6].

Присосы воздуха по тракту котла определяется по формуле:

, (12.16)

где - присосы воздуха в топке, пароперегревателе, экономайзере, газоходе, дымовой трубе соответственно; принимаются , , , , [6].

Избыточное количество воздуха определяется по формуле, :

, (12.17)

где - коэффициент избытка воздуха в топке котла; принимается [6].

Действительный объем водяных паров определяется по формуле, :

, (12.18)

Действительный суммарный объем продуктов сгорания определяется по формуле, :

, (12.19)

12.2.2 Определение выбросов окислов серы и оксида азота

Выброс определяется по формуле, [26]

, (12.20)

г/с

Коэффициент, характеризующий выход оксидов азота определяется по формуле, кг/т:

, (12.21)

где D - паропризводительность котла, т/ч.

Выброс оксидов азота определяется по формуле, г/с:

, (12.22)

где - поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива и способа шлакозолоудаления на выход оксидов азота; принимается [6];

- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов сгорания; принимается ;

- степень рециркуляции продуктов сгорания; принимается [6];

- коэффициент учитывающий конструкцию горелок; принимается [6].

г/с

12.2.3 Определение минимальной высоты дымовой трубы

Объемный расход продуктов сгорания через трубу в выходном сечении определяется по формуле, [26]

, (12.23)

Диаметр устья дымовой трубы, м:

, (12.24)

где - скорость выхода дымовых газов из устья трубы, м/с; принимается м/с [6].

м.

Принимается ближайший стандартный диаметр устья трубы м [24].

Условный выброс оксидов азота определяется по формуле, мг/м²:

, (12.25)

где - предельно допустимая концентрация оксидов азота, ; принимается [22];

где - предельно допустимая концентрация оксидов азота, ; принимается [22].

Минимальная высота дымовой трубы определяется по формуле, м:

, (12.26)

где - коэффициент зависящий от метеорологических условий местности; принимается [6];

- разность температур выбрасываемых газов и средней температурой самого жаркого месяца в полдень (12,4 °С [4]); °С.

м

Коэффициент f определяется по формуле, :

, (12.27)

Коэффициент определяется по формуле:

, (12.28)

Коэффициент m определяется по формуле:

, (12.29)

Минимальная высота трубы во втором приближении:

, (12.30)

где - коэффициент; при .

м

Погрешность в определении высоты трубы определяется по формуле:

, (12.31)

%

Коэффициент во втором приближении определяется по формуле 12.27:

Коэффициент во втором приближении определяется по формуле 12.28:

Коэффициент во втором приближении определяется по формуле 12.29:

Уточненная минимальная высота трубы определяется по формуле, м:

, (12.32)

м

Принимаю высоту трубы м и определяю коэффициенты , , и по формулам (12.27)-(12.29).

Максимальная приведенная к приземная концентрация вредных выбросов определяется по формуле, :

, (12.33)

Максимальная приведенная к приземная концентрация вредных выбросов не превышает ПДК приземных концентраций . Условие допустимости воздействия выбросов на атмосферу соблюдается. м²

12.2.4 Расчет рассеивания приземных концентраций вредных выбросов. Построение кривой рассеивания

Безразмерный коэффициент d определяется по формуле:

, (12.34)

Расстояние от трубы до точки с максимальной приземной концентрацией вредных веществ определяется по формуле, м:

, (12.35)

где - коэффициент учитывающий скорость оседания вредных веществ в воздухе; для газов принимается [6].

м

Текущее значение концентрации в зависимости от расстояния от дымовой трубы, :

, (12.36)

где при ;

при ;

при .

Пример расчета для м:

Расчет для других значений х проводится аналогично. Результаты сведены в таблице 12.1.

Таблица 12.1 - Результаты расчета значений концентрации в зависимости от расстояния от трубы

, м			,
150	0,122	0,0756	0,0060
300	0,244	0,252	0,0199
450	0,366	0,466	0,0367
600	0,488	0,669	0,0527
750	0,611	0,833	0,0656
900	0,733	0,939	0,0740
1050	0,855	0,989	0,0779
1200	0,977	0,999	0,0787
1228,5	1	1	0,0788
1500	1,22	0,946	0,0745
2000	1,63	0,84	0,0662
3000	2,44	0,637	0,0502
4000	3,26	0,475	0,0374
5000	4,07	0,358	0,0282
6000	4,88	0,276	0,0217
7000	5,69	0,216	0,0170
8000	6,51	0,173	0,0136
9000	7,33	0,142	0,0112
10000	8,14	0,025	0,0020
11000	8,95	0,024	0,0019
12000	9,77	0,023	0,0018

Рисунок 12.1 - Кривая рассеивания приземных концентраций вредных выбросов

В результате расчетов определено, что минимальная высота дымовой трубы, при которой приведенная к приземная концентрация выбросов вредных веществ не превышает ПДК, следовательно, условие допустимости воздействия выбросов на атмосферу соблюдается.

Минимальная высота дымовой трубы, при которой приземная концентрация вредных выбросов не превышает ПДК, составляет 42,5 м. Для котельной высота трубы принята 45 м, при этом максимальная приведенная приземная концентрация вредных выбросов составляет и наблюдается на расстоянии 1228,5 м от дымовой трубы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте определены тепловые нагрузки микрорайона г. Кировска, которые составили на отопление 15,95 МВт, горячее водоснабжение 2,1 МВт, вентиляцию 0,05 МВт. Выбрано центральное качественное регулирование по отопительной нагрузке. Построен температурный график 115/70 °С и годовой график отпуска тепловой энергии. Определены расходы теплоносителя, построен график расходов на соответствующие нужды. Проведен гидравлический расчет двух трубной тепловой системы теплоснабжения. Произведен выбор и расчет главной магистрали.

Определены тепловые потери и толщина изоляции. В качестве изоляционного материала принят пенополиуретан.

Произведен выбор основного и вспомогательного оборудования, для покрытия тепловых нагрузок в котельной установлено три паровых котла ДЕ-25. Произведен расчет теплообменного аппарата к установке принят вертикальный теплообменный аппарат ПСВ - 200 с поверхностью нагрева 200 м . Выбраны сетевые насосы пять Д-250-130 для зимнего периода и три насоса Д-200-95 для лета, два подпиточных насоса КМ 45/55, 2 питательных насоса ПЭ-65-45 и восемь подкачивающих насосов К 160/30. Деаэраторы атмосферного типа питательной и подпиточной воды (ДА - 25/8, ДА - 25/8).

Рассмотрен вариант реконструкции котельной в мини ТЭЦ. Выбран турбогенератор ТГ 0,5А/0,4 Р13/3,7.

Определена себестоимость тепловой энергии без установки турбогенератора, которая составила 1956,03 руб./Гкал. С установкой турбоагрегата себестоимость тепловой энергии составила 1884,3 руб/Гкал, себестоимость электроэнергии - 0,4 руб.

Рассмотрены вопросы безопасности работы обслуживающего персонала в котельной, также разработана схема автоматизации котла ТП -25.

Согласно расчетным данным установленной мощности котельной достаточно для обеспечения отопления, вентиляции и горячего водоснабжения микрорайона г.Кировск.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. СНиП II-35-76 Тепловые сети. - М.: Минстрой России, ГП ЦПП, 2003. - 60 с.

2. СНиП 23-01-99 Строительная климатология / Госстрой России, ГУП ЦПП, 2000 - 48 с.

3. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник / В.И. Манюк, Я.И. Каплинский, Э.Б. Хиж и др. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Стройиздат, 1988. - 432 с.: ил.

4. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. - 7-е изд., стереот. - М.: МЭИ, 2001. - 472 с.: ил.

5. Аксенов А.Н., Рабенко В.С., Трухачев В.Н.: Справочник свойств воды и водяного пара/ИГЭУ; каф. АЭС 1999 г.

6. СНиП 41-01-2003 Отопление, вентиляция и кондиционирование.

7. ГОСТ 30732-2001 Трубы и фасонные изделия с тепловой изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке. Технические требования / Госстрой России.

8. Авдюнин Е.Г. Системы теплоснабжения промышленных предприятий: учеб. пособие. Ч. 1 / Е.Г. Авдюнин, Ю.Г. Ершов, Н.К. Шарафутдинова. Федеральное агентство по образованию, ГОУ ВПО «Ивановский Государственный Энергетический Университет им. В.И. Ленина» - Иваново, 2004. - 108 с.

9. РД 34-09.255-97 Методические указания по определению потерь в водяных и паровых тепловых сетях. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998. - 27 с.

10. Васильев С.В. Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий: учеб.-метод. пособие / С.В. Васильев, В.Г. Арсёнов, С.Н. Ярунин. ГОУ ВПО «Ивановский Государственный Энергетический Университет им. В.И. Ленина» - Иваново, 2007. - 168 с.

11. СНиП 41-03-2003 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов / Управление технического нормирования, стандартизации и сертификации в строительстве и ЖКХ Госстроя России

12. СП 41-103-2000 Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов/ Госстрой России.

13. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учеб. пособ. для техникумов. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд.-е, 1989. - 280 с., ил.

14. Отраслевой каталог 44-97. Новое теплообменное оборудование для промышленных энергоустановок и систем теплоснабжения. - М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1998. - 94 с.

15. Сенников В.В. Расчёт пластинчатых теплообменников на ЭВМ: методические указания. ГОУ ВПО «Ивановский Государственный Энергетический Университет им. В.И. Ленина» - Иваново, 2007. - 52 с.