Федеральное государственное общеобразовательное учреждение

высшего профессионального образования

Московский государственный агроинженерный университет

имени В.П. Горячкина

В.Ш. Магадеев

Методические указания по курсовому

и дипломному проектированию

Расчет тепловой схемы и выбор основного оборудования промышленноотопительных котельных

Москва 2007 2 Рецензенты:

Доктор технических наук, заведующий лабораторией ОАО «Всероссийский технический институт» Ю.П. Енякин Доктор технических наук, профессор кафедры теплотехники Российского заочного института текстильной и легкой промышленности Ю.В. Светлов Магадеев В.Ш.

Расчет тепловой схемы и выбор основного оборудования промышленно-отопительной котельной. М.: ФГОУ МГАУ, 2007.

Изложена последовательность расчета тепловой схемы и выбора основного оборудования промышленно-отопительных котельных с основными расчетными формулами и техническими характеристиками оборудования.

1. Содержание курсового проекта Курсовой проект «Расчет тепловых схем промышленноотопительных котельных» выполняют студенты пятого курса энергетического факультета, обучающиеся по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения предприятий».

Цель курсового проектирования освоение методики расчета принципиальных тепловых схем котельных различного назначения, выбор основного и вспомогательного оборудования, определение энергетических и экономических показателей котельных.

Курсовой проект состоит из конструктивных эскизов котельной, его принципиальной тепловой схемы и расчетно-пояснительной записки.

Расчетно-пояснительная записка содержит:

задание на выполнение проекта;

технологическую структуру котельной;

расчет тепловой схемы котельной и выбор основного оборудования;

водоподготовку котельной;

топливоснабжение котельной;

технико-экономические показатели.

Для выполнения проекта выбираются типовые котельные предназначенные для теплоснабжения промышленных предприятий, жилищно-коммунального хозяйства поселков, жилых и общественных зданий.

Учебное пособие соответствует государственному образовательному стандарту по специализации 101600 «Источники и системы теплоснабжения предприятий»

2. Технологическая структура котельной В зависимости от характера тепловых нагрузок потребителей котельные подразделяются на промышленные – для технологического теплоснабжения (паром или горячей водой) промышленных предприятий (Рис.1), отопительные – для теплоснабжения объектов, не имеющих технологических потребителей теплоты (Рис.2) и промышленноотопительные – для технологического теплоснабжения и снабжения теплотой систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения промышленных предприятий, жилых и общественных зданий (Рис.3).

По мощности котельные условно подразделяются на три группы: малой мощности – теплопроизв одительностью до 23 МВт, средней мощности – от 23 до 120 МВт, крупные – свыше 120 МВт.

Тепловой мощностью котельной называется ее максимальная суммарная мощность, отпускаемая в тепловую сеть по всем видам теплоносителя выраженная в МВт (Гкал/ч).

Различают установленную, рабочую и резервную тепловую мощность котельной.

Установленная мощность – суммарная мощность котельной при номинальной нагрузке всех установленных котлоагрегатов.

Рабочая мощность – суммарная мощность работающих котлоагрегатов при фактической нагрузке в данный период времени. Рабочая мощность определяется исходя из суммы потребителей теплоты и теплоты, используемой на собственные нужды котельной, в данный период времени.

Резервная мощность котельной складывается из явного и скрытого резерва. Скрытый резерв – разность между установленной и рабочей мощностью. Резервная мощность для котельных, как правило, составляет скрытый резерв, который используется при аварийном выходе из строя одного из котлоагрегатов путем догрузки остальных работающих котлов.

Явный резерв составляет суммарная номинальная мощность котлоагрегатов, не работающих в данный период времени и находящихся в холодном состоянии.

Оборудование, обеспечивающее технологические процессы котельной подразделяются на основные и вспомогательные функциональные группы. К основной группе относятся:

1. подготовка топлива;

2. производство пара или горячей воды;

3. подготовка теплоносителя;

4. подготовка питательной и подпиточной воды;

К вспомогательной группе относятся:

1. электрическая часть;

2. автоматическое регулирование и КИП.

В настоящих методических указаниях рассматриваются только основные функциональные группы котельной. Отмеченные разделы являются неотъемлемой частью курсового проекта. Выполнение дипломного проекта включает основные и вспомогательные функциональные группы промышленно-отопительных котельных.

3. Расчет тепловой схемы и выбор основного оборудования Тепловая схема является графическим документом, отражающим совокупность элементов пароводяного тракта с технологическими связями между оборудованием котельной. В зависимости от степени детализации различают принципиальные и полные (развернутые) тепловые схемы.

На принципиальной схеме однотипное параллельно включенное оборудование (насосы, теплообменные аппараты) изображают только один раз, при этом полностью отображают последовательно включенные элементы; трубопроводы указывают одной линией независимо от числа параллельных потоков. Арматуру, входящую в состав трубопроводов или установленную на самих агрегатах, на таких схемах не показывают, за исключением важнейшей и случаев, когда без арматуры затруднено понимание реализуемых в котельной процессов.

Развернутая тепловая схема является результирующим документом, составляемым на основе детальных схем отдельных узлов, входящих в состав установки.

Целью расчета тепловой схемы котельной является:

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

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

Расчет тепловой схемы котельной выполняется на четыре основных режима эксплуатации – максимально зимний, при средней температуре холодного месяца; среднеотопительный и летний. В курсовом проекте расчет тепловой схемы выполняется при максимальных тепловых нагрузках, наблюдаемый в зимний период эксплуатации котельной.

Расходы теплоты внешних потребителей на отопление и вентиляцию жилых домов и производственных помещений, а также на горячее водоснабжение следует определять по рекомендациям [1]. Расход теплоты на технологические нужды в виде перегретого пара либо горячей воды входят в объем задания курсового проекта.

Расходы теплоты на собственные нужды котельной складываются из потерь теплоты на подготовку топлива к сжиганию, подготовление подпиточной воды в ХВО на восполнение потерь в тепловых сетях, а также на деаэрацию питательной воды паровых котлов.

Все расчеты тепловой схемы выполняют в полном соответствии с исходными данными, подготовленными в виде задания на проектирование.

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

Количество и теплопроизводительность котлоагрегатов выбираются по максимальному расходу теплоты.

Qт=Qот+Qв+Qг.в+Qн+Qс.н., где- Qот – отпуск теплоты на отопление;

Qв – отпуск теплоты на вентиляцию;

Qг.в – отпуск теплоты на горячее водоснабжение;

Qс.н – расход теплоты на собственные нужды.

Число котлоагрегатов n теплопроизводительностью Qк определяют по относительной величине допустимого снижения нагрузки котельной при выходе из строя одного из котлов:

где Qнхм – нагрузка котельной в режиме наиболее холодного месяца или допустимое снижение нагрузки.

Qм – максимальная расчетная нагрузка котельной.

откуда Таким образом, при относительных снижениях нагрузки котельной, равных 0,67; 0,75; 0,8 и 0,875 от максимальной допустимое количество котлоагрегатов составляет соответственно 3, 4, 5 и 8.

Режим работы выбранных котлов проверяется также по летней нагрузке, при которой проводятся ремонтные работы котлов.

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

Рекомендуется устанавливать однотипные котлоагрегаты одинаковой производительности с максимальным укрупнением единичной мощности.

Паровые котлы выбираются на давление и температуру пара, обеспечивающие параметры пара у потребителей с учетом потерь давления и теплоты на внешней трассе тепловых сетей.

В отопительных системах теплоснабжения для обеспечения тепловых нагрузок на отопление, приточную вентиляцию и горячее водоснабжение наиболее целесообразным является установка водогрейных котлов.

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

При проектировании котельных в связи с реконструкцией или расширением предприятий, здания которых оборудованы паровыми системами отопления, вентиляции и горячего водоснабжения экономически целесообразен перевод существующих систем с пара на воду.

Номенклатура и характеристики водогрейных и паровых котлов, применяемых в котельных систем теплоснабжения приведены в табл. 3…9.

Технические характеристики водогрейных котлов для слоевого сжигания Давление сетевой воды, МПа Температура сетевой воды, С Сопротивление гидравлического контура, МПа Технические характеристики водогрейных котлов с камерным сжиганием Давление сетевой воды, МПа Температура сетевой воды, С Сопротивление гидравлического контура, МПа Расчетное топливо месторождения. Бурый уголь ИршаБородинского месторождения Технические характеристики паровых котлов для слоевого сжигания Номинальная производительность, т/ч Технические характеристики паровых котлов с камерным сжиганием Технические характеристики водогрейных котлов для сжигания природного газа и сернистого мазута Теплопроизводительность, МВт Давление сетевой воды, МПа расчетное минимальное на выходе Температура сетевой воды, 0С на входе на выходе Сопротивление контура,МПа Технические характеристики паровых котлов для сжигания природного газа и сернистого мазута Параметры ДЕ-4- ДЕ-6,5- ДЕ-6,5 ДЕ-10- ДЕ-10- ДЕ-16- ДЕ-16- ДЕ-25- ДЕ-25ГМ 14ГМ -24ГМ 14ГМ 24ГМ 14ГМ 24ГМ 14ГМ 24ГМ Температура перегретого пара, С 194/225 194/225 220/250 194/225 220/250 194/225 220/250 194/225 220/ мазут КПД котла, % Технические характеристики паровых котлов малой мощности Бийского котельного завода Питательные насосы. Для питания паровых котлов применяются центробежные и поршневые насосы с электрическим или паровым приводом. Котельные агрегаты с давлением более 0,07 МПа и производительностью более 2 т/ч должны быть оборудованы автоматическими регуляторами питания, поскольку от бесперебойности работы питательных насосов зависит надежность эксплуатации котельных агрегатов.

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

Подача работающих насосов должна быть не менее:

где n – число установленных в котельной питательных насосов;

Дка – суммарная номинальная паропроизводительность работающих котлов, т/ч.

Напор, который должны создавать питательные насосы определяется по формуле:

где 1,15 – коэффициент запаса;

Рб – давление в барабане избыточное;

РД – давление в деаэраторе избыточное;

питательной воды;

Нт- геометрическая разность уровней воды в котле и деаэраторе.

Номенклатура и характеристики питательных насосов для паровых котлов приведены в табл. 10.

Технические характеристики питательных насосов Насосы типа ЦНС предназначены для питания паровых котлов малой производительности. Насос центробежный, вертикальный, секционный, многоступенчатый. Укомплектован торцевым уплотнением вала с приводом от электродвигателя.

Насос типа ЦНСr предназначен для подачи питательной воды к котлам средней производительности. Насос центробежный, горизонтальный, многоступенчатый, однокорпусный, секционный с приводом от электродвигателя. Температура воды допускается равной 165 0С.

Насос типа ЦВК горизонтальный, двухступенчатый, центробежновихревой консульный. Предназначен для подачи питательной воды с температурой до 105 0С в паровые котлы малой мощности.

Насос типа ПЭ предназначен для питания паровых котлов тепловых электростанций. Температура воды допускается равной 250 0С.

Сетевые насосы. Для создания циркуляции воды в тепловых сетях устанавливаются сетевые насосы на обратной линии тепловой сети, где температура воды не превышает 70 0С.

Температура в подающей линии водяной тепловой сети должна быть задана по усредненной температуре наружного воздуха. Отклонения по температуре воды, поступающей в тепловую сеть должны быть не более ±3% [2]. Отклонения по давлению в подающем трубопроводе должны быть не более ±5%; по давлению в обратном трубопроводе ±0,02 МПа.

Среднесуточная температура обратной воды из тепловой сети может превышать заданную графиком не более чем на 3% [2]. Снижение температуры обратной воды против графика не лимитируется.

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

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

Номенклатура и характеристики сетевых насосов, применяемых для установки в тепловых сетях приведены в табл. 11.

Технические характеристики сетевых насосов Температура перекачиваемой воды у насосов типа СЭ допускается равной 180 0С Рециркуляционные насосы. Для поддержания расчетной температуры сетевой воды на входе в водогрейный котел в тепловой схеме предусмотрена установка насосов рециркуляции. Расход горячей воды на рециркуляцию зависит от температуры обратной сетевой воды после смешения ее с потоком подпиточной воды и определяется по формуле:

где Gкот – суммарный расход сетевой воды всех работающих водогрейных котлов, т/ч tсм – температура обратной сетевой воды после смешения с подпиточной водой, 0С Величины 70 и 150 – расчетные значения температуры сетевой воды на входе и выходе водогрейного котла, 0С При выборе насосов рециркуляции следует учитывать температуру воды, на которую они предназначены в эксплуатации. Коэффициенты запаса по подаче и напору принимаются равными 10 и 15%.

Номенклатура и технические характеристики насосов рециркуляции приведены в табл. 12.

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

Номенклатура и технические характеристики насосов для возврата производственного конденсата приведены в табл.12.

Технические характеристики конденсатных насосов, насосов рециркуляции и Насосы типа КС центробежные, горизонтальные предназначены для перекачивания конденсата в тепловых сетях с температурой воды до 125 0С.

Подпиточные насосы. Восполнение потерь воды в тепловых сетях осуществляется с помощью подпиточных насосов.

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

Технические характеристики насосов для подпитки тепловой сети приведены в табл. 12.

4. Водоподготовка. Способы подготовки воды Водоподготовка – это совокупность методов очистки воды перед подачей ее в котельный агрегат.

Взвешенные вещества, содержащиеся в большом количестве в природной воде, могут быть удалены путем отстаивания, коагуляции и фильтрования. Значительно быстрее процессы отстаивания и фильтрования происходят при добавке к воде специальных реагентов – коагулянтов. В качестве коагулянтов используются реагенты Al2(SO4)3 или FeSO4. При совмещении процессов коагуляции и известкования воды, когда РН>8,5 в качестве коагулянта применяют FeSO4. При коагуляции как самостоятельной стадии обработки используется Al2(SO4)3 при этом оптимальные значения РН и дозы коагулянта подбираются экспериментально. Для интенсификации хлопьеобразования при коагуляции применяют добавки флокулянтов, например, полиакриламида (ПАА) с дозой 0,1…1,0 мг/кг и повышают температуру обрабатываемой воды до 25…30 0С.

В схеме водоподготовительной установки (ВПУ), состав и технология которой зависит от типа котлов, качества исходной воды и условий сброса минерализованных стоков, устанавливают не менее двух осветлителей, суммарная производительность которых выбирается с запасом 10% к расчетному количеству осветленной воды.

Вместимость бака осветленной воды должна учитывать, кроме часового запаса, объем воды на промывку одного механического фильтра.

В установках производительностью менее 300 м 3/ч применяют напорные однопоточные фильтры, загруженные дробленным антрацитом с фракционным составом 0,6…1,4 мм.

В фильтровальных установках большой производительности следует устанавливать двух- или трехкамерные осветлительные фильтры. (Табл. 13).

Основные характеристики осветлительных и сорбционных фильтров Для промышленных котельных с барабанными котлами низкого давления, а также для подпитки тепловой сети рекомендуется обработка воды методами ионного обмена – Nа катионирование и NH4-Na+ катионирование [7]. Метод ионного обмена осуществляется путем фильтрования воды через слой ионита – высокомолекулярного синтетического вещества, способного поглощать из обрабатываемой воды ионизированные примеси и отдавать в раствор эквивалентное количество других ионов, введенных предварительно в состав ионита.

Стехиометрические уравнения реакций ионного обмена можно записать в виде:

В процессе фильтрования раствора через слой ионита последний насыщается поглощенными ионами. Для восстановления обменной способности проводится регенерация ионита - процесс обратный основному, например при Nа-катионировании:

где n – величина, учитывающая избыток регенерирующего вещества против его стехиометрического количества, определяющая полноту регенерации ионита. N колеблется в пределах от 1,1 до 10.

В РФ наиболее широко используются в целях обработки воды катиониты-сульфоуголь и КУ-2 и аниониты-слабоосновной АН-31 и высокоосновной АВ-17.

Регенерация Nа-катионита производится 5-8%-ным раствором NaCl; Нкатионита 1-2%-ным раствором H2SO4.

Nа-катионирование применяется для удаления ионов Са 2+ и Mg2+ из обрабатываемой воды. Nа-катионирование рекомендуется применять, если не требуется снижение щелочности. Для экономии реагентов и получения воды с остаточной жесткостью менее 0,02 мг-экв/кг следует применять двухступенчатое Nа-катионирование. Во всех случаях подготовки воды для котлов среднего давления установка фильтров второй ступени является обязательной. Номенклатура и основные параметры ионитных фильтров приведены в табл. 14.

Основные характеристики ионитных фильтров ФИПа1-0,7-0,6Nа ФИПа1-1,0-0,6Nа ФИПа1-1,5-0,6Nа Бийский котельный завод 2 Примечание:

Фильтр Ф, ионитный И, параллельнопоточный Па 1 - первой ступени, Н – водород-катионовый, Na- натрий-катионовый.

Деаэрация питательной и подпиточной воды. Деаэрацией называется процесс удаления из воды растворенных в ней газов, Кислород и углекислый газ, растворенные в воде, вызывают коррозию трубопроводов и поверхностей нагрева котлов. Известны несколько способов деаэрации воды:

термический, химический, электромагнитный, высокочастотный и ультразвуковой. Наибольшее распространение в паровых и водогрейных котлах получил термический способ. Растворение в воде газов уменьшается с повышением температуры и прекращается при достижении температуры кипения, когда растворенные газы полностью удаляются из воды.

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

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

Вакуум в деаэраторе создается водоструйным эжектором, присоединенным к верхней части деаэраторной колонки. Вода через эжектор перекачивается насосом и подогревается в водоводяном подогревателе до температуры 75…800С и подается в деаэраторную колонку где закипает при давлении ниже атмосферного. Нагрев воды в водоводяном подогревателе осуществляется горячей водой от водогрейных котлов. Вакуумные деаэраторы, работающие при давлении 0,3 кгс/см 2 обеспечивают температуру кипения воды 68,9 0С. Нагрев воды в деаэраторе составляет 15…20 0С.

. Основные параметры и технические характеристики вакуумных Наименование ДВ-5 ДВ-15 ДВ-25 ДВ-50 ДВ-100 ДВ-150 ДВ- Номинальная производительность, т/ч Рабочее давление, МПа (кгс/см2) Деаэраторы атмосферного давления применяются при дегазации питательной воды в котельной с паровыми котлами и на ТЭЦ среднего давления, для дегазации подпиточной воды тепловой сети, в качестве первой ступени деаэрации конденсата, возвращаемого с производства.

В деаэраторах типа ДА средний подогрев воды равен 10…400С, производительность 5…300т/ч.

Греющей средой для деаэраторов типа ДА служит перегретый пар.

Расход пара на деаэратор определяется по формуле:

где G – суммарный расход потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара), т/ч Т – температура воды в деаэраторе, 104,2 0С Tср.взв. – средневзвешенная температура потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара), 0С i2- энтальпия греющего пара, кДж/кг.

Для вакуумного деаэратора расход перегретой воды определяется по формуле:

где iгр.воз – энтальпия перегретой воды, кДж/кг В паровых котельных нашли применение атмосферные деаэраторы типа ДСА.

Основные параметры и технические характеристики атмосферных

ДСА ДСА ДСА ДСА ДСА ДСА ДСА

Наименование Номинальная производительность, т/ч Рабочее давление, МПа(кгс/см2) Удаление из деаэраторной колонки выделившихся газов производится через вставную трубу в крышке деаэраторной колонки. Вместе с газами из колонки выходит некоторое количество пара и уносит с собой теплоту. В целях использования теплоты выпара деаэраторы снабжаются охладителями выпара, в которых производится конденсация выпара химочищенной водой.

Охладители выпара к деаэраторам атмосферного типа Котельные для сжигания твердого топлива. Топливное хозяйство промышленных котельных, работающих на твердом топливе, состоит из приемно-разгрузочного устройства, склада угля и сооружений топливоподачи, с помощью которых осуществляются подача топлива из приемно-разгрузочного устройства в котельную и на склад, а также первичная подготовка топлива - дробление.

Для котельных с расходом угля меньше 150 т/ч применяются безъемкостные приемно-разгрузочные устройства. В приемно-разгрузочном устройстве топливо из вагонов ссыпается в бункеры, из которых механизмами непрерывно или периодически выгружается на склад или непосредственно на тракт топливоподачи, транспортирующий его в котельную.

Склад угля представляет собой открытую площадку, на которой размещаются штабеля угля. Механизмами приемно-разгрузочного устройства и топливоподачи уголь сначала подается в так называемую первичную кучу, а затем с помощью перегружателей (обычно бульдозеров) складывается в штабеля на площадке склада.

Транспорт угля со склада в бункеры котельной осуществляется с помощью ленточных конвейеров. На пути тракта топливоподачи устанавливаются угольные дробилки, которые дробят крупные куски угля до размеров 25…30 мм.

После дробилок уголь также системой ленточных конвейеров подается в бункер котельной.

Система топливоподачи промышленных котельных проектируется по максимальному расходу топлива и по числу часов работы топливоподачи.

При емкости бункеров каждого котельного агрегата на 18 часов работы принимается односменный режим топливоподачи. При емкости бункеров на 10…18 часов – двухсменный и при емкости на 3…10 часов – трехсменный.

Емкость склада угля при доставке его железнодорожным транспортом принимается не более чем на 15 суток. Все помещения и устройства топливоподачи должны проектироваться в соответствии с правилами взрывобезопасности.

Котельные для сжигания жидкого топлива. В промышленных котельных в основном сжигаются высоковязкие парафинистые мазуты марок 80 и 100. Слив в мазутохранилище такого топлива возможен при разогреве его до температуры 60…80 0С.

Современное мазутное хозяйство состоит из сливной эстакады, служащей для разгрузки железнодорожных цистерн с мазутом, сливных обогреваемых лотков, подземной промежуточной емкости, в которую самотеком сливается мазут из цистерн, и мазутонасосной. Мазутонасосная предназначена для перекачивания мазута из промежуточной емкости в мазутохранилище, подогреву мазута и подаче его в котельную.

Мазутные хозяйства по своему назначению подразделяются на основные (резервные), аварийные и растопочные. Основное мазутное хозяйство предназначается для снабжения мазутом котельной в течение всего времени их работы. Резервное мазутохозяйство рассчитывается на длительную работу, например в зимние месяцы, при использовании в основное время природного газа. Аварийное мазутное хозяйство предназначается для кратковременного снабжения мазутом при аварийном прекращении основного топлива. Растопочное мазутное хозяйство предназначается для растопки и подсвечивания факела в топках пылеугольных котлов.

Для промышленных котельных при доставке мазута по железной дороге емкость склада мазута принимается: основное и резервное топливо – 10 суточный расход; аварийное для газовых котельных – 3 суточный расход;

растопочное топливо для котельных тепловой мощностью примерно МВт и ниже два резервуара по 100 т; растопочное топливо для котельных тепловой мощностью свыше 100 МВт – два резервуара по 200т. На складе котельной должно быть не менее двух резервуаров. Разгрузочные эстакады промышленных котельных (протяженность) проектируются исходя из условия установки для слива цистерны суммарной емкостью, равной следующим расходам мазута в котельной:

Тип мазутного хозяйства Основное и резервное топливо Аварийное топливо Существует две технологические схемы мазутонасосных – одноступенчатая и двухступенчатая. В промышленных котельных обычно применяется одноступенчатая схема. При разогреве мазута с помощью рециркуляции в мазутные резервуары устанавливают небольшие донные подогреватели, которые работают в период ввода в эксплуатацию мазутохранилища, до установления циркуляции мазута в линии.

Котельные для природного газа. Отвод газа от магистрального газопровода высокого давления, расположенного вне территории котельной, производится подземной линией. Если котельная располагает резервным топливом (обычно мазут), то отвод газа выполняется однолинейным. Если резервное топливо не предусмотрено должны быть два независимых отвода газа.

При снабжении по двум отводам газовое хозяйство выполняется по схеме двойного или кольцевого газопровода с пропускной способностью каждой нитки, равной 75% максимально расхода газа.

Давление газа, поступающего в котельную, снижается до величины, требуемой установленными на котле горелками. Газорегуляторный пункт (ГРП) – установка для снижения давления газа, размещаемая на территории котельной в отдельном помещении.

ГРП котельной в зависимости от давления газа делятся на две группы:

среднего давления (избыточное давление газа до 0,3 МПа) и высокого давления (избыточное давление газа выше 0,3 МПа). Если природный газ является основным или резервным топливом, пропускная способность ГРП рассчитывается на максимальный расход газа всеми установленными котлами; если природный газ является сезонным топливом – на расход, запланированный для котельной летом.

Газопровод от ГРП к котельной выполняется однолинейным надземным. Распределительный газовый коллектор должен располагаться вне помещения котельной.

Устройство ГРП и газопроводов как на территории так и внутри помещения котельной должно отвечать «Правилам безопасности в газовом хозяйстве», указаниям СНиП 11.Г.13-62, Газоснабжение, Наружные сети и сооружения, Нормы проектирования и «Правила взрывобезопасности».

6. Технико-экономические показатели Для оценки экономической эффективности технического уровня и качества эксплуатации котельных служит система энергетических, экономических и режимных показателей.

Энергетические показатели характеризуют степень использования теплоты топлива - тепловую экономичность котельной установки.

Энергетические показатели: коэффициенты полезного действия котельной брутто кбр и нетто кн; доля расхода теплоты на собственные нужды котельной qксн; коэффициент теплового потока тп; удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию bкотп.

Коэффициент полезного действия брутто котельной – отношение количества теплоты, воспринятого теплоносителем в котлоагрегатах, к количеству теплоты, содержащегося в расходуемом топливе:

где Qкбр – теплота, выработанная котлоагрегатами, кДж/кг Для паровых котлов где Дпе - количество выработанного пара, кг/ч Gпр – количество продувочной воды, кг/ч iпе и iпв – энтальпия пара и соответственно питательной воды, кДж/кг Для водогрейных котлов где Gк – количество сетевой воды, проходящей через котлы, кг/ч i` и i`` – энтальпия сетевой воды на входе и выходе из котлов, кДж/кг Qт – теплота, выделившаяся при сжигании топлива, кДж/кг где Вк – расход топлива котельной, кг/ч Qнр – низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг Расход топлива определяется методом обратного баланса [3].

Коэффициент полезного действия нетто котельной отражает потери и расходы теплоты на собственные нужды.

Qкн – теплота, отпущенная котлоагрегатами, кДж/кг Qксн - расход теплоты на собственные нужды для котлоагрегатов, включая потери с продувочной водой, кДж/кг Доля расхода теплоты на собственные нужды котельной от общей выработки теплоты:

Потери теплоты на собственные нужды котельной складываются из потерь теплоты на мазутное хозяйство, с непрерывно нормируемой продувкой котлов, на паровое дутье под решетку, на распыливание мазута в форсунках, на очистку поверхностей нагрева котлоагрегатов, потери теплоты при пусках и остановах котлов.

Потери теплоты с непрерывной нормированной продувкой:

где К – нормируемая величина продувки котла (К=0,05…0,1) Расход теплоты на распыливание мазута в форсунках:

Qф = (0,02…0,03)Qкбр – для паровых форсунок.

Qф = (0,002…0,03)Qкбр –для паромеханических форсунок.

Расход теплоты на паровое дутье под решетку.

Qп.д=(0,015…0,025)Qкбр - для топлив с легкоплавкой золой Qп.д=(0,06…01)Qкбр - для топлив с тугоплавкой золой.

Расход теплоты на очистку поверхностей нагрева котлоагрегатов Qобд=(0,002…0,003)Qкном – при Д к10т/ч Qобд=0,003Qкном – при Д к10т/ч.

Расход теплоты на дробеочистку:

Qдо – 1,1 Гкал/ч - на каждый работающий эжектор.

Потери теплоты при пусках и остановах котлоагрегатов Qp=0,65Qкном – при растопке котла из холодного состояния Qp=0,3Qкном – при растопке котла из горячего состояния Расход пара на мазутное хозяйство принимаются по удельному расходу пара на 1т производительности мазутного хозяйства. Для котельных теплопроизводительностью от 50 до 400 Гкал/ч удельный расход пара:

Расход теплоты на размораживание и нагрев твердого топлива в вагонах на складе и по тракту топливоподачи, на паровую сушку и дробление топлива определяются из расчетов системы топливоподачи и схемы пылеприготовления. Удельные затраты теплоты на разогрев вагонов со смерзшимся топливом горячим воздухом в конвективном тепляком – ккал/(г м2) паровыми пиками 30…40 кг пара на 1т топлива. Расход пара давлением 0,6 МПа на обогрев до 120 0С грохотов, течек, лотков, дробилок 20 кг/ч на 1м2 поверхности [4] Расход теплоты на подогрев дутьевого воздуха в калориферах, Гкал/ч где Ккф – коэффициент, зависящий от вида топлива. Принимается равным 0,87 для Аш, Т и 0,73 для каменного угля, для газа и мазута К кф=0,6;

t – температурный перепад подогрева дутьевого воздуха, 0С Коэффициент теплового потока тп характеризует совершенство тепловой схемы котельной установки и ее эксплуатации, и учитывает потери тепла в трубопроводах пара и воды, а также с утечками рабочего тела через неплотности и с продувкой. Эти потери составляют 1-2% потока тепла на выходе из котельной. Коэффициент теплового потока определяется по формуле:

где Qотп – теплота, отпущенная внешним потребителям, за вычетом тепла, возвращаемого от потребителей, и тепла холодной добавочной воды, кДж/ч Qотпкот – потери теплоты, связанные с отпуском теплоты внешним потребителям (потери в подогревателях, РОУ, на подготовку добавочной воды), кДж/ч Удельный расход условного топлива – количество условного топлива кг, отнесенное к 1 Гкал отпущенной теплоты.

Для промышленно-отопительных котельных с паровыми и водогрейными котлами удельные расходы топлива на отпущенную тепловую энергию определяются как по котельной установке в целом, так и по паровой и водогрейным частям отдельно.

Экономические показатели определяют суммарные и удельные капитальные вложения, ежегодные издержки производства, себестоимость единицы продукции и приведенные затраты.

Удельные капитальные вложения руб/Гкал (руб/т) – один из основных показателей экономичности сооружения:

где К – суммарные капитальные вложения, руб Qуст – установленная мощность котельной, Гкал/ч (т/ч) Суммарные капитальные вложения складываются из затрат на оборудование, строительно-монтажные работы и прочее.

Ежегодные издержки производства учитывают затраты на топливо и электроэнергию, воду и вспомогательные материалы, заработную плату и отчисления на социальное страхование, амортизацию основных средств, текущий ремонт, общекотельные и прочие расходы.

Основные статьи затрат:

затраты на топливо. Учитываются затраты на все топливо, расходуемое на производство теплоты, включая расход топлива на пуск и наладку нового оборудования и на растопки котлоагрегатов; затраты на прием, хранение, обработку и транспортировку топлива;

заработная плата с начислениями и отчислениями на социальное страхование;

затраты на амортизацию в процентах от стоимости основных фондов;

затраты на текущий ремонт: для котельных закрытого типа 20% амортизационных отчислений, открытого типа 25%;

прочие расходы – в основном общекотельные расходы.

Приближенная формула для определения ежегодных издержек производства имеют вид:

где Цт – стоимость условного топлив, руб/т;

Qгодвыр – годовая выработка теплоты котельной, Гкал;

На, Нтр – отчисления от первоначальной стоимости котельной «К»

на амортизацию и текущий ремонт;

nк – штатный коэффициент, отнесенный к мощности котельной, (чел/Гкал/ч);

Qуст – установленная мощность котельной, Гкал/ч;

Ф – среднегодовой фонд заработной платы одного работника, руб/чел;

Спр – коэффициент прочих расходов (0,5…0,6);

кн– тепловой кпд нетто котельной.

Себестоимость тепловой энергии, руб/Гкал определяется по формуле:

где S –суммарные ежегодные издержки производства, тыс.руб;

Qгодотп – годовой отпуск теплоты потребителю, тыс/Гкал Приведенные затраты. Себестоимость тепловой энергии Sт не отражает экономическую эффективность котельной установки, для определения которой применяются приведенные затраты, учитывающие срок окупаемости капитальных вложений в котельную установку – нормативный срок возврата капиталовложений для дальнейшего использования в народном хозяйстве.

Приведенные затраты З, тыс. руб определяются по формуле:

где S – суммарные ежегодные издержки производства;

К – суммарные капитальные вложения в систему;

Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный 0,12.

Формула отражает условия, при которых капитальные вложения осуществляются в течение одного года и ежегодные издержки производства не меняются. При разновременности затрат действительна формула:

где Ki- капиталовложения в год;

St – изменения ежегодных издержек в год t по сравнению с предыдущим годом (t-1);

T – весь период строительства и освоения проектной мощности до установления постоянных ежегодных издержек;

– год приведения затрат для вариантов расчета;

Енп – нормативный коэффициент приведения разновременных затрат.

Значения нормативных коэффициентов в теплоэнергетике: Ен=0,12; Енп =0,08.

Режимные показатели характеризуют степень использования и условия работы котельной установки.

Коэффициент рабочего времени:

где hфакт и hк – фактическое и календарное время работы котельной в часах за год.

Коэффициент средней нагрузки:

Коэффициент использования максимума нагрузки:

В формулах Qср и Qм – средняя и максимальная тепловая нагрузка, Гкал/ч;

Qвырфак и Q`м – фактически выработанное и максимально возможное количество теплоты за определенное время, Гкал Число часов использования максимума тепловой нагрузки в году:

где Тг – продолжительность года в часах.

Годовое число часов использования установленной мощности:

где Qуст – установленная мощность котлоагрегатов, включая резерв, которая превышает Qм в отношении коэффициента резерва:

Коэффициент использования установленной мощности:

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

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

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

выбрасываемых в атмосферу при сжигании топлив в котлах, относятся оксиды азота NO2 и сернистый ангидрит SO2. Однонаправленное воздействие на организм человека указанных соединений делает необходимым соблюдение условий:

Где СSO2 и CNO+ – максимальные концентрации оксидов SO2 и NO+ в приземном слое воздуха;

ПДКSO2=0,5 мг/м3; ПДКNO+=0,085мг/м3 – предельно допустимые концентрации сернистого ангидрита и оксида азота.

Выбросы оксидов серы подсчитываются по уравнению:

где В – расход топлива, кг/с Sp – содержание серы в рабочей массе топлива, % `SO2, ``SO2 – доля оксидов серы связанных с летучей золой и улавливаемых в мокром золоуловителе.

Выбросы оксидов азота подсчитываются по уравнению:

Qнр – теплота сгорания топлива, МДж/кг RNO2 – удельный выброс оксидов NO2 в пересчете на NO2 г/МДж Для котлов производительностью менее 70 т/ч:

Для водогрейных котлов где Qн и Q – соотве тственно номинальная и фактическая тепловая производительность котла, Гкал/ч Выброс в атмосферу частиц золы и недожога, г/с, находится по выражению:

Ар – зольность топлива на рабочую массу, % q4 – потеря теплоты от механического недожога, % ун- доля твердых частиц, уносимых из котла;

- степень улавливания твердых частиц в золоулавливателе.

При работе котла на твердом топливе должна быть обеспечена бесперебойная работа золотоулавливающей установки Режим эксплуатации золоулавливателей должен определяться следующими показателями:

для электрофильтров – оптимальными параметрами электропитания и оптимальным режимом встряхивания электродов для мокрых золоулавливателей – оптимальным расходом орошающей воды и температурой газа после аппаратов не менее чем на 150С выше точки росы дымовых газов (по водяным парам).

1. Рудобашта С. П. Дедов А. Н. Системы теплоснабжения сельскохозяйственных предприятий АПК. Учебное пособие М.

МГАУ 2001.

2. Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети. Учебник для ВУЗов. М. МЭИ 1999.

3. Магадеев В. Ш. Тепловой расчет котельных агрегатов.

Методические указания по курсовому проектированию М МГАУ.

2005.

4. Либерман Н.Б. Няньковская М. Т. Справочник по проектированию котельных установок систем централизованного теплоснабжения. М. Энергия 1979.

5. Соловьев Ю.П. Проектирование теплоснабжающих установок для промышленных предприятий. М. Энергия 1978.

6. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы. Справочник.

Под общей редакцией В.А Григорьева и В. М Зорина. М.

Энергоатомиздат. 1989.

7. Кострикин Ю.М. Мещерский К.А, Коровина О.В Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления.

Справочник. Энергоатомиздат. 1990.

8. Лебедев А.Н Подготовка и размол топлива на электростанциях.

Энергия. 1979.