Проект производственно-отопительной котельной
Составление принципиальной тепловой схемы котельной и расчет ее для различных характерных режимов, выбор единичной мощности и числа устанавливаемых котлов. Расчет схемы топливоснабжения и ее оборудования, выбор средств автоматизации, защиты и контроля.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 12.07.2010 |
| Размер файла | 225,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Содержание
Введение
1. Исходные данные
2. Расчетная часть проекта
2.1 Составление принципиальной тепловой схемы котельной и расчет ее для трех характерных режимов
2.2 Выбор единичной мощности и числа устанавливаемых котлов
2.3 Расчет и выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы
2.4 Определение диаметров и типоразмеров основных магистральных трубопроводов
2.5 Определение часового и годового расхода топлива котлов
2.6 Выбор схемы топливоснабжения и ее оборудования
2.7 Расчет и выбор тягодутьевых устройств
2.8 Мероприятия по охране окружающей среды
2.8.1 Расчет выбросов токсичных веществ в атмосферу
2.8.2 Расчет и выбор дымовой трубы
2.9 Перечень средств автоматизации, защиты и контроля
2.10 Техника безопасности и пожарная профилактика
3. Специальная часть проекта
4. Расчет технико-экономических показателей
Заключение
Список использованной литературы
Введение
Строительство новых промышленных объектов сопряжено с большими трудностями, если вообще строительство возможно. Но в любое время, при любой экономической ситуации существует целый ряд отраслей промышленности, без развития которых невозможно нормальное функционирование народного хозяйства, невозможно обеспечение необходимых санитарно-гигиенических условий населения. К таким отраслям и относится энергетика, которая обеспечивает комфортные условия жизнедеятельности населения, как в быту, так и на производстве.
Последние исследования показали экономическую целесообразность сохранения значительной доли участия мелких производственно-отопительных котельных установок в покрытии общего потребления тепловой энергии.
Наряду с крупными производственными, производственно-отопительными котельными мощностью в сотни тонн пара в час или сотни МВт тепловой нагрузки установлены большое количество котельных с агрегатами до 1 МВт и работающих почти на всех видах топлива.
В данном дипломном проекте разрабатывается проект производственно-отопительной котельной в п.Инзер, РБ, которая использует в качестве топлива природный газ газопровода «Уренгой - Помары - Ужгород».
Котельная установка предназначена для отопительно-производственных целей.
Водоснабжение котельной осуществляется из центрального водопровода.
Забор воздуха на горение осуществляется с улицы и непосредственно с котельного помещения.
Система теплоснабжения, для нужд отопления и вентиляции, закрытая. Регулирование качественное с температурой 90 - 70 оС. Подпитка котлов производится химически очищенной водой с температурой 60 оС.
1 Исходные данные
1.1 Тепловые нагрузки по пару:
Пар на технологические нужды
Р = 0,6 МПа;
t = 140 С;
D = 1,6 т/ч.
Возврат конденсата технологическими потребителями
= 30%;
tК = 90С.
1.2 Тепловые нагрузки с водой:
на отопление QО = 0,25 МВт;
на вентиляцию QВ = 0,21 МВт;
на горячее водоснабжение QГВ = 0,18 МВт;
на технологические нужды потребителей 0,3 МВт
tгор = 90С.
1.3 Температурный график 90 - 70 С.
1.4 Тип системы горячего водоснабжения - циркуляционный.
1.5 Тип устанавливаемых котлов Е - 1,0 - 0,9 ГН.
Вид топлива - газ природный газопровода «Уренгой - Помары - Ужгород».
1.6 Специальная часть задания: расчет и подбор теплообменного оборудования для приготовления горячей воды.
2. Расчетная часть проекта
2.1 Составление принципиальной тепловой схемы котельной и расчет ее для трех характерных режимов
Насыщенный пар из котлов с рабочим давлением Р = 0,6 МПа поступает в общую паровую магистраль котельной, из которой часть пара отбирается на оборудование установленное в котельной, а именно на: подогреватель сетевой воды; подогреватель горячей воды. Другая часть пара направляется на производственные нужды предприятия.
Конденсат от производственного потребителя самотёком возвращается, в размере 30% при температуре 90 оС, в конденсатосборник и далее конденсатным насосом направляется в бак подпиточной воды.
Подогрев сетевой воды, также как и подогрев горячей воды, производится паром в пароводяном водоподогревателе. Горячая вода для отопления,вентиляции и технологического водоснабжения по общей магистрали поступает на распределительную гребенку и там зазбивается на отдельные трубопроводы.
Периодическая продувка из котлов в размере 3 % направляется в барботер.
Вода с температурой около 60 оС питательным насосом нагнетается в экономайзер и далее поступает в котел.
Подпиточная вода для системы теплоснабжения и технологического водоснабжения забирается подпиточным насосом из бака подпиточной воды.
Основной целью расчёта тепловой схемы являются:
- определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расхода пара на собственные нужды,
- определение всех тепловых и массовых потоков необходимых для выбора оборудования,
- определение исходных данных для дальнейших технико-экономических расчётов (годовых выработок тепла, топлива и т.д.).
Расчёт тепловой схемы позволяет определить суммарную паропроизводительность котельной установки при нескольких режимах её работы. Расчёт производится для 3-х характерных режимов:
- максимально-зимнего,
- наиболее холодного месяца,
- летнего
1. Расход пара на производство, т/ч: т/ч
2. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:
3. Расход воды на подогреватель сетевой воды т/ч*103:
[9] стр. 152 (1)
Qо.в. - расход теплоты на отопление и вентиляцию = 0,21 + 0,25МВт = 0,396 Гкал/ч;
t1 - расчётная температура воды в подающей линии тепловой сети, оС;
t2 - расчётная температура воды в обратной линии тепловой сети, оС;
Св - теплоёмкость воды, Ккал/т·оС.
4. Температура воды в подающей линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца, оС:
[9] стр. 153 (2)
5. Температура воды в обратной линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца, оС:
[9] стр. 152 (3)
6. Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч:
[9] стр. 153 (4)
Зимнее время
Наиболее холодного месяца
- энтальпия конденсата с пролётным паром, Гкал/т;
з - КПД подогревателя сетевой воды.
7. Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч:
[9] стр. 153 (5)
Кут - потери воды в закрытой системе теплоснабжения, %.
8. Возврат конденсата от технологического потребителя, т/ч:
[9] стр. 154 (6)
в - возврат конденсата производственным потребителем, %.
9. Расход сырой воды на бак подпиточной воды, т/ч:
, [9] стр. 154 (7)
где Gгв. - расход воды на горячее водоснабжение, т/ч для неотопительного периода, применяется коэффициент = 0,8.
см. формулу 1.1-9.
10. Средняя температура воды в баке подпиточной воды, оС:
[9] стр. 154 (8)
Зимнее время
Летнее время
tк - температура конденсата от производственного потребителя, оС;
tcв.- температура сырой водопроводной воды, оС;
11. Расход пара на подогреватель горячей воды, т/ч:
[9] стр. 155 (9)
Зимнее время
Летнее время
t3 - температура горячей воды, оС
з - КПД подогревателя ГВС.
12. Расход пара внешними потребителями, т/ч:
[9] стр. 155 (10)
Зимнее время
Наиболее холодного месяца
Летнее время
13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:
[9] стр. 155 (11)
Зимнее время
Наиболее холодного месяца
Летнее время
Кс.н. - расход пара на собственные нужды котельной, %.
14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч,:
[9] стр. 156 (12)
Зимнее время
Наиболее холодного месяца
Летнее время
15. Потери пара у потребителя, т/ч:
[9] стр. 157 (13)
Зимнее время
Наиболее холодного месяца
Летнее время
Кпот. - потери пара в котельной и у потребителя, %.
16. Расход воды на периодическую продувку, т/ч:
[9] стр. 157 (14)
Зимнее время
Наиболее холодного месяца
Летнее время
спр. - продувка периодическая, %.
17. Расход сырой воды на ХВО, т/ч:
[9] стр. 158 (15)
Зимнее время
Наиболее холодного месяца
Летнее время
Кхво - коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.
18. Расход сырой воды, т/ч:
[9] стр. 158 (16)
Зимнее время
Наиболее холодного месяца
Летнее время
19. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч:
[9] стр. 159 (17)
Зимнее время
Наиболее холодного месяца
Летнее время
20. Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:
[9] стр. 159 (18)
Зимнее время
Наиболее холодного месяца
Летнее время
Невязка получилась меньше 3 %, то есть расчёт тепловой схемы считается законченным. Все полученные значения сведем в таблицу 1.
Таблица 1 - Расчёт тепловой схемы
|
Физическая величина |
Обозна-чение |
Значение величины при характерных режимах работы котельной. |
|||
|
Максимально - зимнего |
Наиболее холодного месяца |
летнего |
|||
|
1. Расход пара на производство, т/ч: |
Dт |
1,6 |
1,6 |
1,6 |
|
|
2. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца: |
Ко.в. |
1 |
0,8 |
- |
|
|
3. Расход воды на подогреватель сетевой воды, в том числе на отопление, вентиляцию, технологическое водоснабжение т/ч: |
G |
19,8 |
19,8 |
- |
|
|
4. Температура воды в подающей линии тепловой сети, оС: |
t1 |
90 |
75,6 |
- |
|
|
5. Температура воды в обратной линии тепловой сети, оС: |
t2 |
70 |
59,6 |
- |
|
|
6. Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч: |
Dп.с.в. |
0,922 |
0,737 |
- |
|
|
7. Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч: |
Gут. |
0,0004 |
0,0004 |
- |
|
|
8. Возврат конденсата от технологического потребителя, т/ч: |
|
0,48 |
0,48 |
0,48 |
|
|
9. Расход сырой воды на бак подпиточной воды, т/ч: |
|
2,96 |
2,96 |
2,368 |
|
|
10. Средняя температура воды в баке подпиточной воды, оС: |
t4 |
16,86 |
16,86 |
27,64 |
|
|
11. Расход пара на подогреватель горячей воды, т/ч: |
Dп.г.в. |
0,083 |
0,083 |
0,048 |
|
|
12. Расход пара внешними потребителями, т/ч: |
Dвн |
2,605 |
2,42 |
1,648 |
|
|
13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч: |
Dс.н. |
0,13 |
0,121 |
0,082 |
|
|
14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч,: |
|
2,735 |
2,542 |
1,73 |
|
|
15. Потери пара у потребителя, т/ч: |
Dпот. |
0,054 |
0,05 |
0,034 |
|
|
16. Расход воды на периодическую продувку, т/ч: |
Gпер.пр. |
0,082 |
0,076 |
0,052 |
|
|
17. Расход сырой воды на ХВО, т/ч: |
2,17 |
2,15 |
2,11 |
||
|
18. Расход сырой воды, т/ч: |
Gс.в. |
5,13 |
5,11 |
4,48 |
|
|
19. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч: |
Dк |
2,657 |
2,468 |
1,68 |
|
|
20. Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %: |
ДD |
2,93 |
2,98 |
2,97 |
|
|
21. Уточнённая паропроизводительность котельной, т/ч |
2,657 |
2,468 |
1,68 |
2.2 Выбор единичной мощности и числа устанавливаемых котлов
В соответствии со СНиП “Котельные установки” расчётная мощность котельной определяется суммой мощностей требующихся потребителям на технологические процессы, отопление, вентиляцию и горячие водоснабжение при максимально-зимнем режиме.
При определении мощности котельной должны также учитываться мощности, расходуемые на собственные нужды котельной и покрытия потерь в котельной и тепловых сетях.
Количество и единичную производительность котлоагрегата устанавливаемого в котельной следует выбирать по расчётной производительности котельной, проверяя режим работы котлоагрегатов для тёплого периода года.
1. На технологическое теплоснабжение и системы вентиляции в количестве, определяемом минимальной допустимой нагрузкой.
2. На отопление и ГВС в количестве, определяемом режимом наиболее холодном месяце.
, [9] стр. 161 (19)
округляем количество котлов до 3.
В производственно-отопительной котельной в п. Инзер должно быть установлено 3 котла типа Е - 1 - 0,9 ГМ (один - резервный).
Техническая характеристика котла Е - 1,0 - 0,9 ГН:
1. Номинальная производительность: 1 т/ч.
2. Расчетная температура насыщенного пара: 140оС.
3. Температура питательной воды: 60оС.
4. Теплопроизводительность: 2600 МДж/ч.
5. Тепловая мощность: 0,76 МВт
6. Площадь испарительной поверхности нагрева: 26,5 м3.
7. Объём:
- паровой: 0,4 м3,
- водяной: 1,2 м3.
8. Температура газов за котлом:
- газ: 295оС,
9. Расчётное КПД:
- газ: 90 %,
- мазут: 89 %.
При летнем режиме горячее водоснабжение и пароснабжение потребителей будет обеспечено двумя котлами, второй котел будет загружен на 68 % (0,68 т/ч), при этом один котёл находится в резерве и в случае выхода из строя работающего котла его можно использовать для пароснабжения потребителей. При режиме наиболее холодного месяца в работе находятся три котла, вырабатывая 2,468 т. пара в час.
2.3 Расчет и выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы
Питательные насосы
Питание котлов водой должно быть надёжным. При снижении уровня воды ниже допустимых пределов кипятильные трубы могут оголиться и перегреться, что в свою очередь может привести к взрыву котла.
Для питания котлов устанавливают не менее двух насосов, из которых один должен быть с электроприводом, а другой - с паровым приводом. Производительность одного насоса с электроприводом должна составлять не менее 110 % номинальной производительности всех рабочих котлов. При установке нескольких насосов с электроприводами их общая производительность должна составлять также не менее 110 %.
Производительность насосов с паровым приводом должна быть не менее 50 % номинальной производительности котлов. Можно устанавливать все питательные насосы только с паровым приводом, а при двух или нескольких источниках питания электроэнергией - только с электрическим приводом. Насосы с паровым приводом потребляют от 3 до 5 % вырабатываемого пара, поэтому их используют как резервные.
Выхлопной пар поршневого прямодействующего насоса удаляется в атмосферу. Если этим паром подогревают воду в особом теплообменнике, то конденсат выбрасывают. В котёл его возвращать нельзя, так как он загрязнён маслом, а плёнка масла на трубках ухудшает теплопередачу. В крупных установках используют паротурбонасосы, конденсат их выходного пара маслом не загрязнён, поэтому его можно направлять в котёл. Инжекторы для питания котлов в отопительно-производственных котельных непригодны, так как они плохо засасывают горячую воду.
Производительность насосов определяется по формуле, т/ч:
[3] стр. 71 (20)
k - коэффициент запаса (1,1 для насосов с электроприводом и 0,5 с паровым приводом).
Dмакс - максимальный расход питательной воды, т/ч,
[3] стр. 73 (21)
Dк - расход пара при номинальной нагрузке, т/ч,
Gп.р. - количество продувочной воды при номинальной нагрузке, т/ч,
т/ч,
т/ч.
Номинальная подача одного питательного насоса = 3,01/3 = 1 т/ч.
В котельной должны быть установлены три питательных насоса НГ 1,6/1,6, запитанных от разных источников электроэнергии.
Технические характеристики насоса НГ 1,6/1,6:
1. Номинальная подача: 1,6 м3/ч.
2. Напор насоса при номинальной подаче: 1,6 кгс/см2,
3. Электродвигатель:
- мощность: 1,5 кВт,
- частота: 1370 об/мин,
4. Габаритные размеры: 480х260х300 мм,
5. Масса: 19,5 кг.
Конденсатный насос
Производительность конденсатного насоса равна часовому расходу конденсата от технологического потребителя. К этому расходу следует прибавить расход конденсата от сетевого подогревателя отопления, так как в случаи повышения жёсткости конденсат сбрасывают в конденсатный бак на нужды ГВС. Повышение жёсткости может быть вызвано разрывом нескольких латунных трубок в самом подогревателе и вследствие чего попадания сетевой воды с довольно большой жёсткостью (0,7 ? 1,5 мг-экв/кг) в конденсат.
т/ч. [3] стр. 77 (22)
Напор конденсатного насоса определяется геодезической заразностью конденсатного насоса и бака подпиточной воды, а также сопротивлением сети (всасывающих и нагнетательных линий).
В котельной установлен один конденсатный насос марки Кс - 1,5 - 4. Данный насос установлен на нулевой отметке и подаёт конденсат в бак подпиточной воды установленный на нулевой отметке.
Техническая характеристика насоса Кс - 1,5 - 1,5:
1. Производительность: 1,5 м3/ч,
2. Напор: 4 м. вод. ст.,
3. Электродвигатель:
- мощность: 2,2 кВт,
- частота: 2900 об/мин,
4. Габаритные размеры: 420х250х300 мм,
5. Масса: 18 кг.
Сетевой насос системы отопления и вентиляции
Этот насос служит для циркуляции воды в тепловой сети. Его выбирают по расходу сетевой воды из расчёта тепловой схемы. Сетевые насосы устанавливаются на обратной линии тепловой сети, где температура сетевой воды не превышает 70 оС.
Gс.н. = 19,8 т/ч
Согласно правилам Госгортехнадзора РФ, в котельной должно быть установлено не менее 2-х сетевых насосов.
Напор, развиваемый сетевым насосом выбирается в зависимости от требуемого напора у потребителя и сопротивлением сети.
В котельной должно быть установлено два сетевых насоса марки К50-50-125, запитанные от разных источников электроэнергии, один из которых резервный.
Техническая характеристика насоса К50-50-125:
1. Производительность: 25 м3/ч,
2. Напор: 40 м. вод. ст.,
3. Электродвигатель:
- мощность: 2,2 кВт,
- частота: 3000 об/мин,
4. Масса: 1200 кг,
5. Габаритные размеры: 792х324х336 мм.
Подпиточный насос
Предназначены для восполнения утечки воды из системы теплоснабжения, количество воды необходимое для покрытия утечек определяется в расчёте тепловой схемы. Производительность подпиточных насосов выбирается равной удвоенной величине полученного количества воды для восполнения возможной аварийной подпитки:
т/ч [3] стр. 78 (23)
Необходимый напор подпиточных насосов определяется давлением воды в обратной магистрали и сопротивлением трубопроводов и арматуры на линии подпитки, число подпиточных насосов должно быть не менее 2-х, один из которых резервный.
В котельной должно быть установлено три подпиточных насоса марки ВК-0,5/16К, один из которых резервный. Насосы установлены на нулевой отметке и подают подпиточную воду из бака подпиточной воды в обратную линию тепловой сети.
Техническая характеристика насоса ВК-0,5/16К:
1. Производительность: 0,8 м3/ч,
2. Напор: 18 м. вод. ст.,
3. Электродвигатель:
- мощность: 0,55кВт,
- частота: 2700 об/мин,
4. Масса: 8 кг.
Циркуляционный насос ГВС
Служит для подачи требуемого расхода и обеспечения требуемого напора горячей воды у потребителя. Его выбирают по расходу горячей воды и необходимому напору:
Gг.в.= 3,44 т/ч
В котельной должно быть установлено два насоса ГВС марки К8/18, один из которых резервный. Насос установлен на нулевой отметке и подаёт сырую воду из бака горячей воды в пароводяные теплообменники.
Техническая характеристика насоса К8/18:
1. Производительность: 8 м3/ч,
2. Напор: 18 м. вод. ст.,
3. Электродвигатель:
- мощность: 2,2 кВт,
- частота: 3000 об/мин,
4. Габаритные размеры: 764х257х310 мм,
5. Масса: 61 кг.
Насос сырой воды
Служит для подачи хим. очищенной воды в бак подпиточной воды. Производительность насоса определяют из расчёта тепловой схемы: Gc.в.= 5,13 т/ч
В котельной должен быть установлен один насос сырой воды марки К8/18. Данный насос расположен на отметке 0,000 и установлен на линии подачи воды из ХВО.
Техническая характеристика насоса К8/18 дана выше.
Водоподогреватели
Подогреватель сетевой воды для нужд отопления и вентиляции
Предназначен для подогрева паром сетевой воды до требуемой температуры. Теплообмен происходит в латунных трубках, в которых протекает нагреваемая среда.
В котельной должно быть установлено два пароводяных подогревателя горячего водоснабжения марки ПП 2-6-2 II (с плоским дном), один подогреватель является резервным.
Техническая характеристика подогревателя ПП 2-6-2 II:
Площадь поверхности нагрева: 6,3 м2,
Диаметр корпуса: 325 мм,
Количество трубок: 68 шт.,
Длина трубок: 2000 мм,
Длина подогревателя: 2550 мм,
Давление греющего пара: 0,7 МПа,
Число ходов по воде: 2 шт.,
Тепловая производительность номинальная: 0,538 Гкал/ч
Расход воды номинальный: 29,2 т/ч
Масса: 380 кг.
Подогреватель системы ГВС
Предназначен для нагревания воды, которая направляется для нужд ГВС. Теплообмен происходит в латунных трубках, в которых протекает нагреваемая среда.
В котельной должна быть установлена пара пароводяных подогревателей ГВС марки ПП 2-6-2 II (с плоским дном), один из них является резервным.
Техническая характеристика подогревателя ПП 2-6-2 II дана выше.
Расчет и подбор теплообменного оборудования для приготовления горячей воды.
Тепловой расчет пароводяного водоподогревателя
Исходные данные:
- Температура греющего пара при давлении 0,6 МПа Т1=140°С
- Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель
t2 = 16,86°С;
- Температура нагреваемой воды на выходе из подогревателя
t1 = 55°С;
1. Количество теплоты расходуемое в подогревателе
Q = 0,023*4190*(55 - 16,86)*10-3 = 3,676КВт [18] стр. 6 (51)
где G1 = 0,083 = 0,023 т/ч = 0,023 кг/с - расход нагреваемой воды.
2. В качестве пароводяного подогревателя принят подогреватель ПП 2-6-2 II.
Техническая характеристика подогревателя ПП 2-6-2 II:
Площадь поверхности нагрева: 6,3 м2,
Диаметр корпуса: dН = 325 мм, dВН = 314 мм,
Количество трубок: 68 шт.,
Диаметр латунных трубок 16мм,
Длина трубок: 2000 мм,
Длина подогревателя: 2550 мм,
Давление греющего пара: 0,6 МПа,
Приведенное количество трубок в вертикальном ряду Zпр=8 шт.
Площадь живого сечения межтрубного пространства мтр=0,102м2
Число ходов по воде: 2 шт.,
Тепловая производительность номинальная: 0,538 Гкал/ч
Расход воды номинальный: 29,2 т/ч
Масса: 380 кг.
Скорость воды в трубках:
тр=0,023/(0,0151*1000)=0,3473 м/с [18] стр. 7 (52)
4. Средняя температура нагреваемой воды
tср = (55 + 16,86)/2 = 35,93оС [18] стр. 7 (53)
5. Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой:
t = (104,61 - 85)/(104,61/85) = 15,93 оС [18] стр. 8 (54)
где tб - большая разность температур
tб = 140 - 35,39 = 104,61 оС
tм - меньшая разность температур
tм = 140 - 55 = 85 оС
6. Средняя температура стенок трубок
tстср = (Tср+ tср)/2 = (140 + 35,39)/2 = 87,7 оС [18] стр. 9 (55)
7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок
1 = А2*1,163/(Zпр*dн*(T - tстср)) = 2*8231,6*1,163/(8*0,325*(140 - 87,7)) = 140,8 Вт/м2к [18] стр. 9 (56)
где А2 - температурный множитель, определяемый по формуле
А2 = 4320 + 47,54*Т - 0,14*Т2 = 4320 + 47,54*140 - 0,14*1402 = 8231,6
8. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к воде:
2=А1*1,163*0,8тр/d0,2вн=2001,6*1,163*0,34730,8/0,3140,2 = 1259,32 Вт/м2к [18] стр. 9 (57)
где A1 - температурный множитель, определяемый по формуле
A1 = 1400+18*tср- 0,035*t2ср = 1400+18*35,93 - 0,035*35,932 = 2001,6
9. Коэффициент теплопередачи
К0 = 1/(1/1 + 0,001/ + 1/2) = 1/(1/140,8 + 0,001/105 + 1/1259,32) = 126,5 Вт/м2к [18] стр. 10 (58)
Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:
К = 126,5*0,75 = 94,9 Вт/м2к [18] стр. 10 (59)
где 0,75 - поправочный коэффициент на загрязнение и неполное
смывание поверхности нагрева, m = 0,75
10. Поверхность нагрева пароводяного подогревателя
H = 0,09*106/(94,9*15,93) = 6 м2 [18] стр. 11 (60)
11. Количество подогревателей N = 6/6,3 = 0,95
Принимаем 1 рабочий и 1 резервный.
Гидравлический расчет пароводяного подогревателя
Потери напора в трубках пароводяного подогревателя определяются по формуле:
h = hтр + hмс = (*L/d*Z + )*тр*/2 = (0,04*2/0,014*2 + 9,5)*0,3473*1000/2 = 2145,8 Па [18] стр. 11 (61)
где hтр - потери напора на трение
hмс - потери напора на местные сопротивления
- коэффициент трения, принимаемый при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости = 0,0002м равным 0,04
-плотность воды, 1000 кг/м3
L - длина одного хода пароводяного подогревателя, принимаем 2м
Z - количество ходов подогревателя, в данном дипломном проекте расчитывается двухходовой пароводяной подогреватель
- сумма коэффициентов местных сопротивлений.
Коэффициент местных сопротивлений для двухходового пароводяного подогревателя
вход в камеру = 1,5; вход из камеры в трубки 1х2 = 2; выход из трубок в камеру 1х2 = 2; поворот на 180o в камере = 2,5; выход из камеры = 1,5
Сумма коэффициентов местных сопротивлений для двухходового пароводяного подогревателя марки ПП 2-6-2 II будет составлять = 9,5
2.4 Определение диаметров и типоразмеров основных магистральных трубопроводов
Определение диаметров трубопроводов проводим по таблице для гидравлического расчета трубопроводов (8).
Паропровод
м, [8] стр. 65 (24)
подбираем самый близкий диаметр в сторону увеличения:
dBH x s - 76 х 3,5 мм;
Остальные трубопроводы рассчитаны по той же схеме.
Питательный трубопровод
м, [8] стр. 65 (25)
dBH x s, мм - 50 х 2,5;
Трубопроводы системы отопления и вентиляции
dBH x s, мм - 57 х 2,5;
Трубопровод системы горячего водоснабжения
dBH x s, мм - 44,5 х 2,5.
2.5 Определение часового и годового расхода топлива котлов
Часовой расход топлива, определяется по формуле, м3/ч:
[9] стр. 180 (26)
Dрасч. - максимальный часовой расход пара вырабатываемый котлом, кг/ч,
Dрасч = 2657 кг/ч.
Gпр. - максимальный часовой расход продувочной воды, кг/ч,
Gпр = Dрасч *0,01*спр. = 2657*0,01*3 = 79,71 кг/ч [9] стр. 181 (27)
спр - процент на периодическую продувку, %,
Дi - разность энтальпий между питательной водой и вырабатываемым паром, ккал/кг:
ккал/кг. [9] стр. 181 (28)
iп - энтальпия насыщенного пара, ккал/кг,
iп.в. - энтальпия питательной воды, ккал/кг,
iпр. - энтальпия котловой воды, ккал/кг,
- низшая теплота сгорания топлива, ккал/м3,
зк - КПД котла,
м3/ч.
Годовой расход топлива, определяется по формуле, м3/год:
[9] стр. 182 (29)
- расчётный годовой расход пара, кг/год:
[9] стр. 182 (30)
- годовой расход пара на подогреватель сетевой воды, кг/год:
[9] стр. 182 (31)
Dп.с.в.- максимальный расход пара на подогреватель сетевой воды, кг/ч,
tвн - средняя внутренняя температура отапливаемых помещений, оС,
tн - расчетная температура наружного воздуха, оС,
tср.от - средняя температура наружного воздуха за отопительный период, оС,
nо - продолжительность отопительного периода,
кг/год.
- годовой расход пара на подогреватель горячей воды, кг/год:
[9] стр. 183 (32)
- расход пара на подогреватель горячей воды в максимально-зимний период, кг/ч,
- расход пара на подогреватель горячей воды в летний период, кг/ч,
nг.в. - число дней в году работы системы горячего водоснабжения (350),
кг/год.
- годовой расход пара на производство, кг/год:
кг/год.
- годовые потери пара, кг/год:
[9] стр. 183 (33)
- потери пара у потребителя, %.
кг/год.
кг/год.
кг/год.
м3/год.
2.6 Выбор схемы топливоснабжения и ее оборудования
В качестве основного вида топлива в производственно-отопительной котельной в п. Инзер использован природный газ газопровода «Уренгой - Помары - Ужгород».
Газоснабжение котельной осуществляется через ГРУ, установленный на нулевой отметке в котельной. Входное давления газа на ГРУ составляет 0,6 МПа. Горелка котла снабжается газом от ГРУ низкого давления (необходимое давление газа перед горелкой 0,0038 МПа, 380 кгс/м2).
ГРУ - газораспределительный узел для автоматического снижения и поддержания давления газа на заданном уровне.
Функции ГРУ:
1. Снижение давления до заданных параметров,
2. Поддержание в автоматическом режиме этого давления на выходе из ГРУ,
3. Отключение и прекращение подачи газа при давлениях превышающих заданные параметры,
4. Отчистка газа от существенных механических примесей.
5. Учёт расхода газа.
В комплект ГРУ входят:
1. Фильтр газовый - для очистки газа от механических примесей (пыли, окалины, грязи).
Очистка газа необходимо для того, чтобы предотвратить стирание уплотняющих поверхностей запорных устройств, острых кромок измерительных диафрагм, импульсных трубок и дросселей от загрязнения.
Степень чистоты фильтра характеризуется перепадом давления, которое в процессе эксплуатации не должно превышать заданных параметров.
2. Предохранительно-запорный клапан (ПЗК) - для полного автоматического отключения подачи газа при повышении или понижении давления газа за регулятором на 25 %.
На верхнюю заданную границу давления клапан настраивается сжатием пружины верхней границы, а на нижнюю - сжатием пружины нижней границы.
Клапан установлен после фильтра перед регулятором.
3. Регулятор давления - для обеспечения автоматического снижения давления газа и поддержания его значения на определённом уровне независимо от изменения и колебания давления во входном газопроводе.
По требованию правил “Безопасности в газовом хозяйстве” колебание давления за регулятором не должно превышать 10 % от заданного значения.
В роли регулятора в котельной использован пилотный регулятор РДУК-2 (регулятор давления универсальный Казанцева). Для получения давления после регулятора 0,0038 МПа использован пилот КН-2.
Для получения необходимого давления после регулятора нужно:
- для повышения давления - стакан пилота вкручивать;
- для уменьшения давления - стакан пилота выкручивать.
4. Предохранительно-сбросной клапан (ПСК) - для сброса некоторого количества газа в атмосферу при возможных кратковременных повышениях давления (на 10 % от рабочего) за регулятором, во избежание отключения газа на котельную предохранительно-запорным клапаном (ПЗК). Регулирование ПСК на срабатывание производится регулировочным болтом.
5. Байпас - обводной газопровод для подачи по нему газа во время ревизии или ремонта оснащения ГРУ.
6. Сбросные и продувочные линии - для сброса газа в атмосферу от предохранительно сбросного клапана и продувки газопроводов и оснащения от освобождения их в необходимых случаях от воздуха или газа.
7. Измерительные приборы - манометры показывающие, для измерения давления к фильтру, регулятора и за ними; термометры для измерения температуры газа.
8. Импульсные трубки - для соединения отдельных элементов оснащения между собой с контролируемыми точками газопроводов, а также для присоединения средств измерения к газопроводам в контролируемых точках.
9. Узел учёта - для учёта затрат газа.
Учёт затраты газа в котельной производится самопишущим устройством, который получает импульс от дифференциального манометра. Дифманометр, в свою очередь берёт импульсы от сужающего устройства - диафрагмы.
Принцип работы дифманометра основан на изменении перепада давления до, и после диафрагмы и дальнейшей фиксации этого перепада на самописце. Диафрагма представляет из себя кольцо из высокопрочной стали, тщательно обработанной кромкой внутреннего кольца - чтобы не создавать значительного местного сопротивления. Диаметр внутреннего кольца меньше диаметра проходной трубы, поэтому в этом месте создаётся дроссельный эффект, т.е. сужение диаметра прохода приводит к увеличению скорости потока, в результате чего за диафрагмой понижается давление и поскольку данное сужающие отверстия при определённом входном давлении может пропустить только определённое количество газа, значит и снижение давления за диафрагмой будет строго дозированным. Каждому значению входного давления соответствует своё определённое снижение давления - этому соответствует определённый расход. ДР фиксируется на дифманометре, который снабжён самописцем.
Внутренние газопроводы в котельной проложены открыто, ответвления к котлам имеют по два отключающих устройства одно из которых установлено непосредственно у газовых горелок.
Котельная снабжена системами автоматики безопасности СА - ГВК, которые обеспечиваю контроль за горением газа и нормативного функционирование производственных процессов.
Газогорелочные устройства.
На котлах установлены газовые горелки марки Г - 1,0К работающие на низком давлении газа.
Номинальный расход газа = 100 м3/ч.
Газогорелочное устройство Г - 1,0К предназначено для сжигания природного газа. Горелка состоит из газовоздушной части, лопаточных завихрителей первичного и вторичного воздуха, монтажной. Закрутка воздуха в горелке обоими регистрами производится в одну сторону. Стабилизатором пламени служит конический керамический туннель.
Розжиг горелки производят при закрытых воздушных шиберах: плавно открывают запорное устройство на газопроводе, после воспламенения газа -- шибер первичного воздуха, а затем с помощью шибера вторичного воздуха и регулирующего устройства на газопроводе устанавливают заданный режим. Во избежание срыва факела при пуске тепловая мощность горелки не должна превышать 25--50 % от номинальной, а давление газа должно быть больше давления вторичного воздуха. Угол раскрытия факела 67--75 °С.
2.7 Расчет и выбор тягодутьевых устройств
Подача воздуха осуществляется вентилятором, а удаление газов дымососом.
Дымососы работают в более тяжёлых условиях, чем вентиляторы, т.к. они отсасывают газы с более высокой температурой, чем воздух (до 250 оС). Поэтому в дымососах предусматривают водяное охлаждение подшипников и более прочное исполнение лопаток и кожуха.
Дымовая труба - кирпичная, высота 30 м, диаметр верха трубы 300 мм.
Часовая производительность одного дымососа равна:
[9] стр. 197 (34)
В - часовой расход топлива одного котла при номинальной паропроизводительности, кг/ч;
[9] стр. 197 (35)
Dрасч. - номинальный часовой расход пара, вырабатываемый котлом, кг/ч,
Gпр. - часовой расход продувочной воды при номинальной паропроизводительности, кг/ч,
Gпр = Dрасч ?0,01?спр. = 1000*0,01*3 = 30 кг/ч [9] стр. 197 (36)
спр - процент на периодическую продувку, %,
Дi - разность энтальпий между питательной водой и вырабатываемым паром, ккал/кг:
ккал/кг.
iп - энтальпия насыщенного пара, ккал/кг,
iп.в. - энтальпия питательной воды, ккал/кг,
iпр. - энтальпия котловой воды, ккал/кг,
- низшая теплота сгорания топлива, ккал/м3,
зк - КПД котла,
м3/ч.
Vг - объём дымовых газов перед дымососом;
[9] стр. 197 (37)
бух - коэффициент присосов воздуха;
- теоретический объём дымовых газов;
Vо - теоретически необходимый объём воздуха;
Vг = 10,65 + (1,1 - 1)*9,49 = 11,6 м3/м3
м3
В котельной будут установлены 3 дымососа марки Д-3,5м-1500.
Технические характеристики дымососа Д-3,5м-1500:
Производительность: 4300 м3/ч;
Мощность двигателя: 3 КВт;
Давление: 450 даПа;
Габаритные размеры: 692х585х690 мм;
Масса: 100 кг.
Часовая производительность одного вентилятора равна:
[9] стр. 198 (38)
бт - коэффициент избытка воздуха в топке;
tв - температура воздуха перед вентилятором;
м3
В котельной будут установлены 3 вентилятора марки ВД-2,8-1500.
Технические характеристики вентилятора ВД-2,8-1500:
Производительность: 1300 м3/ч;
Мощность двигателя: 3 КВт;
Потребляемая мощность: 0,4 КВт;
Габаритные размеры: 500х525х580 мм;
Масса: 65 кг.
2.8 Мероприятия по охране окружающей среды
2.8.1 Расчет выбросов токсичных веществ в атмосферу
Продукты сгорания, расчет оказывают определяющее влияние на энергетические и экологические показатели различных теплотехнических установок.
Однако помимо этих продуктов при сгорании образуется и ряд других веществ, которые вследствие их малого количества не учитываются в энергетических расчетах, но определяют экологические показатели топок, печей, тепловых двигателей и других устройств современной теплотехники.
В первую очередь к числу экологически вредных продуктов сгорания следует отнести так называемые токсичные газы.
Токсичными называют вещества, оказывающие негативные воздействия на организм человека и окружающую среду. Основными токсичными веществами являются оксиды азота (NОх), оксид углерода (СО).
Оксиды азота. При сгорании топлив главным образом образуется оксид азота NO, который затем в атмосфере окисляется до NO2.
Образование NO увеличивается с ростом температуры газов и концентрации кислорода и не зависит от углеводородного состава топлива.
Находящийся в атмосфере NO2 представляет собой газ красновато-бурого цвета, обладающий в больших концентрациях удушливым запахом. NO2 оказывает негативное воздействие на слизистые оболочки глаз и
Оксид углерода (СО) образуется во время сгорания при недостатке кислорода или при диссоциации СO2. Основное влияние на образование СО оказывает состав смеси: чем она богаче, тем выше концентрация СО.
Оксид углерода - бесцветный и не имеющий запаха газ. При вдыхании вместе с воздухом он интенсивно соединяется с гемоглобином крови, что уменьшает ее способность к снабжению организма кислородом. Симптомы отравления организма газом СО: головная боль, сердцебиение, затруднение дыхания и тошнота.
Расчет выбросов окиси углерода
, [10] стр. 15 (39)
где С00 - выход окиси углерода при сжигании 1 т топлива, кг/т, определяется по формуле: , где R - коэффициент для природного газа = 0,5; 35590 кг/м3; q4 = 0; q3 = 0,5.
, м3/ч.
Расчет выбросов окислов азота
, [10] стр. 15 (40)
где - количество окислов азота = 0,05; - коэффициент, учитывающий степень сжигания выбросов азота, для малых котлов = 0.
м3/ч.
Выбросы SO2 для природного газа принято считать равными 0.
Расчет объема дымовых газов без влаги при нормальных условиях
, м3/м3, [10] стр. 15 (41)
где , где ккал/м3.
м3/м3.
Расчет объемной концентрации
; [10] стр. 16 (42)
;
.
2.8.2 Расчет и выбор дымовой трубы
В котельных обычно устанавливают железобетонные, кирпичные и металлические одноствольные трубы с вентиляционным зазором.
Согласно НТП устанавливают одну трубу на три котла.
Расчёту подлежат высота и диаметр устья трубы. Высота зависит от объема дымовых газов и от концентрации в них SO2 и Nох.
Высота трубы:
,м, [10] стр. 24 (43)
где:
- коэффициент, зависящий от конструкции трубы. Для одноствольных труб =1;
А - коэффициент, зависящий от географического положения котельной = 200;
F - коэффициент, учитывающий скорость осаждения токсичных выбросов. =1;
m - коэффициент, зависящий от скорости выброса дымовых газов из устья. Wопт.= 3,04 м/с (скорость выбросов дымовых газов), тогда m=0,85;
- секундный расход дымовых газов, м3/с:
м3/с; [10] стр. 25 (44)
- количество котлов на трубу. =2
- разность между температурой уходящих газов и средней температурой самого жаркого месяца в полдень
= [10] стр. 25 (45)
- температура самого жаркого месяца в полдень
=120 - 24,2 = 95,8 С
n - коэффициент, зависящий от параметра
[10] стр. 26 (46)
h - предварительно принятая высота трубы
h = 30 м
; n = 3 N - количество дымовых труб.
В соответствии с НТП N = 3
= 0,035 м3/м3
= 0,21 м3/м3
- секундный расход топлива.
м3/с [10] стр. 27 (47)
м3/с
[10] стр. 27 (48)
где D - паропроизводительность одного котла, т/ч;
К=
=35,59 МДж/кг - низшая теплота сгорания топлива;
м [10] стр. 27 (49)
h=21 м
Диаметр устья:
м [10] стр. 27 (50)
где:
; N; W - смотри выше.
м
В соответствии с рекомендациями выбирается кирпичная труба:
H = 21 м; Ду=0,345 м
2.9 Перечень средств автоматизации, защиты и контроля
Таблица 2 - Данные об основной аппаратуре для измерения, управления, сигнализации, регулирования и автоматической защиты.
|
Наименование |
Кол-во |
Тип (марка) |
ГОСТ (ТУ) |
|
|
Система автоматизации в составе: |
1 компл. |
СА-ГВК |
ТУ 4389-007-50802029-01 |
|
|
блок управления и сигнализации |
1 |
БУС-8 |
1896.01.00.000 |
|
|
блок коммутационной аппаратуры |
1 |
БКА-5 |
1896.02.00.000 |
|
|
датчик пламени |
1 |
ДПУ |
0991.04.00.000 |
|
|
блок электрического поджига |
1 |
БЭП-1 |
вГЗ.246.249 ТУ |
|
|
Сигнализатор уровня воды |
1 |
СУВ-4Э-1Р |
ТУ 4218-006-50802029-01 |
|
|
Сигнализатор горючих газов |
1 |
СГГ6М-П10 |
ИБЯЛ. 413531.008 ТУ-2001 |
|
|
Сигнализатор СО |
1 |
СОЮЗ-В |
КНРД. 413411.011 ТУ |
|
|
Клапан электромагнитный: |
||||
|
Ду 65, 220 В |
3 |
ВН Н-0,5 |
||
|
Ду 40, 220 В |
1 |
ВН Н-1К фл. |
ТУ РБ 05708554.023-97 |
|
|
Ду 20, 220 В |
1 |
ВН Н-4 |
||
|
Электромагнит 220 В, 50 Гц |
1 |
ЭМ 33-41111-20-УЗ |
ТУ 16-729-393-83 |
|
|
Датчик-реле напора и тяги |
1 |
ДНТ-1 |
ТУ-25-02.160.217-83Е |
|
|
Датчик-реле напора |
1 |
ДН-6 |
ТУ-25-02.160.217-83Е |
|
|
2 |
ДН-2,5 |
|||
|
Манометр сигнлизирующий |
2 |
ДМ 2005Cr-1,6МПа-IV |
ТУ 25-7329.004-90 |
|
|
Сирена сигнальная |
1 |
СС-1 У5 |
ТУ 25-05-1044-76 |
|
|
Напоромер 0-2,5кПа |
2 |
НМП-52-М2-УЗ |
ТУ 25-7305.014-90 |
|
|
Тягонапоромер 0,300,3 кПа |
1 |
ТНМП-52-М2-УЗ |
ТУ 25-7305.014-90 |
|
|
Напоромер 0-10 кПа |
1 |
НМП-52-М2-УЗ |
ТУ 25-7305.014-90 |
Автоматика регулирования.
Автоматика регулирования СА-ГВК предназначена для регулирования параметров технологического процесса котлоагрегатов. Каждый автоматический регулятор имеет: датчик (первичный прибор); регулирующий прибор (усилитель); исполнительный механизм; регулирующий орган.
Схема включает регулирующий прибор, в который поступает сигнал от датчика регулируемой величины. Датчик первичный прибор, который воспринимает изменение регулируемого параметра и преобразует его в электрический сигнал. Регулирующий прибор принимает команду в виде электрического сигнала от задатчика, сравнивает её с электрическим сигналом датчика, усиливает имеющуюся разность электрических сигналов и даёт команду на включение исполнительного механизма. Исполнительный механизм воздействует на регулирующий орган. Обратная связь улучшает качество регулирования.
Рисунок 1 - Принципиальная схема автоматики регулирования. Д - датчик, состоит из измерительного (мембрана, трубка и др.) и электрического преобразователей, Р.25 - регулирующий прибор с задатчиком (з), ИМ - исполнительный механизм, РО - регулирующий орган.
В котельной регулируется всего один параметр - уровень воды в барабане.
Требования к регулированию уровня воды в барабане наиболее жёсткие в сравнении с другими котловыми регуляторами. Это вызвано условиями безопасности и надёжности работы котла. Отклонение уровня воды от номинального значения может вызываться следующими причинами:
- изменением расхода пара (нагрузки);
- изменением количества питательной воды;
- изменением тепловыделения, которое связано с изменением подачи топлива и воздуха.
Датчиком регулятора уровня воды в барабане является дифманометр типа ДМ, который через уровнемерную колонку подсоединён к барабану котла. Перепад давления воды соответствует уровню в барабане котла и поступает на ДМ. Сигнал от дифференциально-трансформаторной катушки ДМ поступает на регулирующий прибор (Р.25), где сравнивается с заданным и в случае неравенства этих сигналов даёт команду исполнительному механизму (ИМ) на открытие или закрытие регулирующего клапана (РО), установленного на питательной линии парового котла.
Автоматика регулирования проверяется ежемесячно. Для проверки работы регуляторов необходимо:
1. зафиксировать по прибору на щите котла значение регулируемого параметра;
2. перевести режим работы регулятора из положения «автомат» на ручное управление;
3. тумблером в сторону «больше» или «меньше» изменить значение параметра (не более чем на 10 %);
4. возвратить переключатель режима работы регулятора в положение «автомат». Значение параметра по прибору должно восстановиться до начального.
Автоматика безопасности.
Действие автоматики безопасности должна приводить к отключению подачи газа к горелкам при отключении контролируемых параметров за пределы допустимых значений, а именно:
- повышение или понижение давления газа перед горелками;
- повышение давления воздуха перед горелками;
- понижение разряжения в топке;
- погашение факела горелок;
- повышение давления пара сверх рабочего;
- повышение или понижение уровня воды в барабане котла за допустимые пределы;
- неисправности звеньев защиты, включая исчезновение напряжения.
В систему защиты включено реле времени.
Датчиком давления пара в барабане является электроконтактный манометр. При замыкании электрического контакта стрелки прибора с неподвижным контактом происходит замыкание электрической цепи промежуточного реле, которое втянет три контакта и замкнёт в свою очередь цепи светового и звуковой сигнализации, а также цепь реле времени (при нормальной работе котла цепь реле времени обесточена). По истечении определённого времени, если оператор, перейдя с автоматического регулирования на дистанционное управление, не вывел данный контролируемый параметр из предаварийного состояния, через цепь реле времени пойдёт ток. При этом произойдёт размыкание контакта цепи, питающей электромагнитный клапан ЭПЗК. Подача газа на котёл при этом прекратится.
Датчиками контроля уровня в барабане являются два электрода (ВАУ и НАУ - соответственно высшего и низшего аварийного уровней), расположенные в уровнемерной колонке барабана. Электроды подсоединены к сигнализатору положения уровня СУВ, который электрически связан с промежуточным реле.
Датчиком разряжения в топке является ДНТ. Таким же датчиком является датчик давления воздуха.
При погасании факела, отключении дымососа или понижения давления газа перед горелкой произойдет немедленное отключение подачи газа на котёл. Так, например, при погасании факела разорвётся электрическая цепь между контрольным электродом КЭ и корпусом горелки. Датчик пламени ДПУ при этом разорвёт электрическую цепь промежуточного реле. При этом замкнутся два контакта в цепи световой и звуковой сигнализации, и разорвётся электрическая цепь питания электромагнитного клапана. Подача газа на котёл прекратится.
2.10 Техника безопасности и пожарная профилактика
1. Основные сведения об организации эксплуатационного обслуживания котельных.
Основные принципы организации эксплуатации котельных заключаются в том, чтобы обеспечить надёжную, экономичную и безаварийную работу оборудования.
Для этого нужно:
- поручить обслуживание котельной обученному персоналу и периодически повышать его квалификацию;
- обеспечить обслуживающий персонал “производственной инструкцией по обслуживанию оборудования котельной” и другими служебными инструкциями;
- организовывать постоянный контроль работы всего оборудования котельной, создать систему технического учёта, отчётности и планирования работы;
- правильно использовать всё оборудование в наиболее экономичных режимах, поддерживая в исправности тепловую изоляцию горячих поверхностей нагрева и использовать другие меры для сохранности топлива, тепла и электроэнергии;
- составлять и точно выполнять годовые графики планово-предупредительного и капитального ремонтов всего оборудования котельной, имея необходимое количество запасных частей, ремонтных и вспомогательных материалов;
- вести постоянный контроль за исправным состоянием работающего оборудования и своевременно исправлять неисправности.
2. Права и обязанности оператора котельной.
Порядок допуска к обслуживанию котла.
К обслуживанию котлоагрегата могут быть допущены лица не моложе 18 лет, которые прошли медицинский осмотр, обученные по утверждённой программе для операторов и имеющие соответствующие удостоверение квалификационной комиссии учебно-курсового комбината о сдаче экзамена по этой программе, которые прошли инструктаж по охране труда и стажировку на рабочем месте.
Знания операторов проверяются не реже одного раза в год.
Оператор котельной должен хорошо знать:
- строение и работу котлоагрегатов и всего вспомогательного оборудования, которое он обслуживает;
- схемы газопроводов (мазутопроводов);
- конструкции газогорелочных устройств и границы их регулирования;
- правила безопасной эксплуатации котлоагрегатов на газовом (жидком) топливе и вспомогательного оборудования котельной;
- инструкции:
а) производственную по эксплуатации оборудования;
б) противопожарную;
в) по предупреждению и ликвидации аварий.
Кроме того, он должен знать, кому подчинён, чьи распоряжения обязан выполнять, кого извещать об авариях и неполадках, о пожаре и несчастных случаях.
Оператор котельной должен уметь:
- обслуживать котлоагрегаты, газовое и теплотехническое оборудование котельной и следить за их исправностью;
- подготавливать котлоагрегаты и тепломеханическое оборудование к работе;
- подготавливать газовое оборудование к работе;
- включать газовые горелки и поддерживать необходимый режим их работы;
- подготавливать систему отопления, проверять исправность резервного питательного и циркуляционного насосов;
- проводить продувку парового котла и водоуказательных приборов, проверять предупредительные клапаны и манометры;
- очищать топку, газоходы и поверхности нагрева от сажи и накипи;
- предупреждать возможные аварии и неполадки в работе оборудования, а в случае их появления быстро принимать меры для их ликвидации;
- выключать газовое оборудование и горелки, а также останавливать котёл в плановом и аварийном порядке в соответствии с производственной инструкцией;
- экономно расходовать топливо, электроэнергию и воду;
- бережно относиться к инструменту и приборам;
- пользоваться КИП и устройствами автоматики регулирования и безопасности, проверять их исправность;
- пользоваться технической документацией, которая находится на рабочем месте, вести эксплуатационную документацию;
- самостоятельно производить небольшие ремонтные работы (набивка сальников, замена прокладок, ремонт отдельных мест изоляции, обмуровки и др.);
- оказывать первую доврачебную помощь потерпевшим.
Оператору котельной, находящемуся на дежурстве, запрещается:
- выполнять во время работы котла любые другие обязанности, непредусмотренные производственной инструкцией;
- оставлять работающие котлы без надзора даже на короткое время или поручать надзор лицам, которые не имеют этого права.
Подобные документы
Составление принципиальной тепловой схемы котельной и расчет ее для трех характерных режимов. Выбор единичной мощности и числа устанавливаемых котлов. Определение часового и годового расхода топлива. Выбор тягодутьевых устройств. Охрана окружающей среды.
дипломная работа [253,2 K], добавлен 16.11.2012Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции и ГВС. Сезонная тепловая нагрузка. Расчет круглогодичной нагрузки. Расчет температур сетевой воды. Расчет расходов сетевой воды. Расчет тепловой схемы котельной. Построение тепловой схемы котельной.
дипломная работа [364,5 K], добавлен 03.10.2008Проект тепловой схемы котельной. Определение падения давления и снижение температуры в паропроводе. Расчет суммарной паропроизводительности и количества котлоагрегатов. Выбор дымососа, его технические характеристики. Расчет Na-катионитовых фильтров.
контрольная работа [182,8 K], добавлен 20.05.2015Определение тепловых нагрузок и расхода топлива производственно-отопительной котельной; расчет тепловой схемы. Правила подбора котлов, теплообменников, баков, трубопроводов, насосов и дымовых труб. Экономические показатели эффективности установки.
курсовая работа [784,4 K], добавлен 30.01.2014Расчет тепловой нагрузки и выбор технологического оборудования котельной. Тепловой расчет котла ПК-39-II M (1050 т/ч) при сжигании смеси углей. Расчет тяги и дутья. Обоснование и выбор аппаратуры учета, контроля, регулирования и диспетчеризации котельной.
дипломная работа [1011,5 K], добавлен 13.10.2017Краткая характеристика ОАО "САРЭКС". Реконструкция теплоснабжения. Определение тепловых нагрузок всех потребителей. Расчет схемы тепловой сети и тепловой схемы котельной. Выбор соответствующего оборудования. Окупаемость затрат на сооружение котельной.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 01.01.2009Расчет принципиальной тепловой схемы. Расчет расширителя (сепаратора) непрерывной продувки. Расчет расходов химически очищенной и сырой воды. Определение количества котлоагрегатов, устанавливаемых в котельных. Тепловой баланс котельного агрегата.
курсовая работа [240,5 K], добавлен 03.11.2009Расчёт тепловой схемы котельной, выбор вспомогательного оборудования. Максимально-зимний режим работы. Выбор питательных, сетевых и подпиточных насосов. Диаметр основных трубопроводов. Тепловой расчет котла. Аэродинамический расчёт котельной установки.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 08.10.2012Расчет принципиальной тепловой схемы отопительно-производственной котельной с закрытой (без водоразбора) системой горячего водоснабжения для г. Семипалатинск. Основное оборудование и оценка экономичности котельной. Определение высоты дымовой трубы.
контрольная работа [554,2 K], добавлен 24.06.2012Проектирование новой газовой котельной и наружного газопровода до инкубатория. Определение плотности и теплоты сгорания природного газа. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Автоматизация котлов. Расчет потребности котельной в тепле и топливе.
дипломная работа [4,4 M], добавлен 10.04.2017
