- •Теплоэнергетическое оборудование котельной
- •Оглавление
- •1. Определение тепловых нагрузок и расхода топлива
- •Исходные данные потребителей а, б
- •Климатические данные г. Иваново
- •Расчет падения давления от котельной к до потребителя а
- •Расчет расхода теплоты при toр
- •2. Расчет тепловой схемы производственно-отопительной котельной
- •Расчет тепловой схемы производственно-отопительной котельной с закрытой двухтрубной системой теплоснабжения
- •3. Подбор котельных агрегатов
- •4. Подбор теплообменников
- •5. Подбор баков и емкостей
- •Питательный бак-деаэратор атмосферного давления
- •5. Трубопроводы и арматура
- •Подбор диаметров трубопроводов
- •7. Подбор насосов
- •Итоговая таблица подбора насосов
- •8. Оборудование водоподготовки
- •Расчет оборудования хво
- •9. Тягодутьевые машины
- •Тягодутьевое оборудование котлоагрегата
- •10. Дымовые трубы
- •11. Мазутное хозяйство
- •12. Технико-экономические показатели котельной
- •Расчет технико-экономических показателей
- •13. Тепловая схема котельной
- •Библиографический список
- •Приложение 1. Температурный график тепловой сети г. Иваново
- •Приложение 2. План предприятия
- •Приложение 3. Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной котельной
11. Мазутное хозяйство
Основным топливом является природный газ, мазут применяем только в зимние месяцы, так же может использоваться в качестве аварийного топлива при непродолжительном прекращении подачи газа.
Комплекс мазутного хозяйства состоит из: подъездных железнодорожных путей, сливной эстакады с промежуточной емкостью; мазутной насосной с размещением в ней насосов электрических щитов и бытовых помещений; мазутохранилища, с железобетонными или металлическими резервуарами; коммуникаций между емкостями мазута насосной и котельной; установки для сбора конденсата; очистных сооружений для сточных вод; устройства для пожаротушения; установки для приема, хранения и ввода в мазут жидких присадок.
Объем мазутохранилища, м3, рассчитывается:
,
где - количество суток, на которое рассчитано хранилище, принимаем равным
3-м суткам, так как мазут используется как аварийный вид топлива;
ρ - плотность малосернистого мазута М 40, кг/м3 (табл. 2.8 [2]).
м3.
12. Технико-экономические показатели котельной
Таблица 12
Расчет технико-экономических показателей
Показатель и размерность |
Расчетная формула или способ определения |
Расчет |
1 |
2 |
3 |
1. Общая максимальная теплопроизводительность котельной, МВт |
, из табл. 3. |
9,649 |
2. Годовая выработка тепла, ГДж/год |
, из табл. 3. |
193939 |
Продолжение таблицы 12
3. Годовой расход натурального топлива, тыс.м3/год, тыс.т/год |
, из табл. 3. |
5986 |
4. Расход исходной воды, кг/с |
, из расчета схемы (раздел 2) |
1,846 |
5. Удельный расход электрической мощности на собственные нужды котельной, кВт/МВт |
, из табл. 3.12 [2] |
38 |
6. Удельные капиталовложения, тыс.р/МВт |
, из табл. 3.12 [15] |
200 |
7. Штатный коэффициент, чел/МВт |
, из табл. 3.12 [15] |
3,3 |
8. Стоимость топлива, р/тыс.м3 |
, по прейскуранту |
3500 |
9. Стоимость воды, р/т |
, по прейскуранту |
12,18 |
10. Стоимость электроэнергии, р/кВт.ч |
, по прейскуранту |
2,53 |
11. Среднегодовая заработная плата одного человека, р/чел..год |
, по прейскуранту |
150000 |
12. Годовое число часов использования установленной теплопроизводительности котельной, ч/год | ||
13. Расходы на топливо, р/год | ||
14. Расходы на электроэнергию, р/год | ||
15. Расходы на используемую воду, р/год | ||
16. Расходы на заработную плату, р/год |
Окончание таблицы 12
17. Сметная стоимость строительства, р |
(или смета) | |
18. Расходы на амортизацию, р/год | ||
19. Расходы на текущий ремонт, р/год | ||
20. Прочие расходы, р/год | ||
21. Годовые эксплуатационные расходы, р/год | ||
22. Себестоимость отпускаемой теплоты, р/ГДж | ||
23. Приведенные затраты, р |
13. Тепловая схема котельной
Тепловая схема представляет собой графическое изображение оборудования котельной, соединяемого линиями различных трубопроводов. В принципиальной тепловой схеме основное оборудование и трубопроводы показывают условно, не учитывая их количество и расположение. Развернутая тепловая схема содержит все оборудование, трубопроводы и арматуру. На рабочей, или монтажной, схеме показываются все отметки расположения оборудования и трубопроводов, их уклоны, размеры, марка арматуры, тип креплений и т.д. Развернутая и рабочая тепловые схемы могут быть составлены лишь после разработки и расчета принципиальной тепловой схемы. По результатам расчета определяют тепловую производительность котельной, что позволяет выбрать тип котельных агрегатов и определить их необходимое количество.
По характеру тепловых нагрузок котельные подразделяются на производственные, производственно–отопительные и отопительные. В данном курсовом проекте я рассчитываю производственно–отопительную котельную.
Производственно–отопительные — предназначены для обеспечения тепловой энергией производственных и технологических потребителей предприятий, а также отопления, вентиляции и горячего водоснабжения промышленных, общественных и жилых зданий и сооружений.
При общей тепловой нагрузке котельной менее 58 МВт рекомендуется устанавливать только паровые котлы одинаковой тепловой мощности, и в этом случае горячая вода теплосети подготавливается в паровых сетевых подогревателях. В более мощных котельных целесообразно устанавливать даровые котлы для получения пара для технологических нужд, а также водогрейные котлы (работающие по самостоятельному контуру) для получения горячей воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.
Для технологических целей требуется обычно сухой насыщенный пар давлением 0,6... 1,2 МПа, потребление которого зависит от мощности и режима работы предприятия. В летнее время расход пара на производственные нужды обычно уменьшается, что обусловлено повышением температуры исходного сырья, воды, воздуха, используемых в технологическом процессе, а также снижением тепловых потерь в окружающую среду от ограждающих конструкций теплотехнического оборудования. В нижеприведенных расчетах тепловых схем технологическая нагрузка условно принята с коэффициентами 0,8...0,9 в зимнем режиме и 0,7...0,8 в летнем режиме от максимальной технологической нагрузки QТН в максимально–зимнем режиме. Расход теплоты на отопление и вентиляцию QО.В зависит от температуры наружного воздуха tН.В, а потребление теплоты на горячее водоснабжение QГ.В – от суточного графика (максимум расхода утром и вечером) и от дня недели (в последние дни недели расход увеличивается в два раза).
Годовой график нагрузок строится путем сложения годовых нагрузок отопления, вентиляции, горячего водоснабжения, технологического производства, и суточная неравномерность потребления теплоты при этом не учитывается. В этом случае для каждого конкретного города выстраивается температурный график регулирования температуры воды в подающей и обратной магистралях теплосети в зависимости от наружной температуры воздуха. Температурный график для города Иваново представлен на рис.1 Приложения.
Закрытая четырехтрубная система теплоснабжения
В четырехтрубной системе теплоснабжения сетевая вода подается для целей отопления, вентиляции и горячего водоснабжения QГ,В отдельно на нужды предприятия и отдельно на нужды ЖКС.
По этой схеме сетевая вода из подающего трубопровода поступает в подогреватели системы горячего водоснабжения, где холодная вода из водопровода нагревается и поступает к водоразборным кранам потребителей горячего водоснабжения, а охлажденная сетевая вода возвращается в обратный трубопровод тепловой сети. Отсутствие водоразбора из теплосети значительно уменьшает расход подпиточной воды, проходящей водоподготовку и идущей для компенсации потерь теплоносителя в тепловой схеме. Поэтому оказывается экономически целесообразным не устанавливать дополнительный узел водоподготовки для подпиточной воды, а готовить ее в системе ХВО питательной воды котельных агрегатов, несмотря на то, что стоимость питательной воды выше, поскольку она проходит две ступени умягчения, в то время как для подпиточной воды теплосети достаточно одной ступени. Расход подпиточной воды GПОДП для закрытых систем теплоснабжения принимается в размере 1,5...2 % от расхода сетевой воды.
Сырая вода поступает из водопровода с давлением, необходимым для преодоления гидравлических сопротивлений в подогревателях, фильтрах ХВО и трубопроводах. Температура исходной воды tИСХ принимается +15 °С летом и +5 °С зимой, а расход GИСХ должен обеспечивать питание котельных агрегатов КА, подпитку тепловой сети, компенсацию расхода пара на собственные нужды и потерь теплоносителя в тепловой схеме, тепловых сетях и у потребителя. Вода нагревается в охладителе непрерывной продувки T1 и в паровом водоподогревателе Т2 до температуры +25...35 °С.
Указанный диапазон температур исключает конденсацию водяных паров из воздуха на внешней поверхности трубопроводов и оборудования водоподготовки и обеспечивает стабильную работу катионита. Часть воды используется на собственные нужды химводоподготовки (взрыхление, регенерация отмывка и др.) и составляет 15...20 % расхода GХВО , или GИСХ = 1,2 GХВО. В процессе химводоочистки ХВО из воды удаляются соли жесткости — Са и Mg, а температура воды при этом снижается на 2...3 °С. Далее умягченная вода нагревается в паровом водоподогревателе ТЗ и водо–водяном подогревателе Т4 до температуры +60...90 °С и направляется в колонку деаэратора, в верхнюю часть которой также поступает конденсат от всех паровых подогревателей и от технологического производства ТП. В нижнюю часть колонки деаэратора и в водный объем питательного бака ДА (через барботажное устройство) подается пар давлением 0,12 МПа для подогрева умягченной воды до температуры кипения +104 °С. Чем ниже температура воды и конденсата, поступающих в деаэратор, тем больше расход пара на деаэрацию DД . Выделившиеся из воды коррозионно–активные газы вместе с паром удаляются в атмосферу или поступают в охладитель выпара (на схеме не показан) для нагрева умягченной воды, поступающей в деаэратор; при этом газы из охладителя выпара уходят в атмосферу, а конденсат — в дренаж. Удельный расход выпара d из деаэратора составляет 0,002 кг пара/кг воды.
Питательный бак–деаэратор ДА должен иметь тепловую изоляцию, а геодезическая высота установки ДА не менее 8... 10 м для создания подпора воды на всасывающем патрубке питательного ПН и подпиточного насоса ППН. Из бака деаэратора питательная вода с температурой +102... 104 °С поступает в теплообменник Т4, где охлаждается до +70...90 °С при сжигании природного газа или малосернистого мазута и до +90...100 °С — сернистого или высокосернистого мазута. Это условие необходимо для предотвращения низкотемпературной коррозии внешних поверхностей нагрева водяного экономайзера. Одна (большая) часть питательной воды GПИТ питательным насосом ПН нагнетается в водяной экономайзер ЭК, где нагревается за счет теплоты уходящих топочных газов. Другая (меньшая) часть водыGПОД подпиточными насосами нагнетается в контура отопления, вентиляции и ГВС отдельно на предприятие и отдельно на ЖКС .
В водяном экономайзере некипящего типа питательная вода не догревается до температуры насыщения на 20...40 °С и по питательной линии поступает в водный объем верхнего барабана парового котельного агрегата КА, где вырабатывается сухой насыщенный (или перегретый) пар.
Из КА по паропроводу пар поступает в редукционно–охладительную установку РОУ, где путем дросселирования (редуцирования) давление пара снижается, например, с 1,4 до 0,7 МПа или до давления, необходимого для технологического производства (0,5... 1,2 МПа). В результате дросселирования (при i = const) получается перегретый пар, и поэтому в РОУ (минуя экономайзер и паровой котел) подается необходимое количество питательной воды GРОУ с температурой +70... 100 °С для охлаждения перегретого пара и получения сухого насыщенного пара. Далее сухой насыщенный пар поступает в парораспределительный коллектор ПК (гребенку), откуда расходуется на:
• технологическое производство ТП в количестве DТН ; конденсат возвращается в конденсатный бак (на схеме не показан) или непосредственно в колонку деаэратора, и его количество GТН зависит от процента возврата μ, т.е.
GTH = 0,01·μ·DТН; потери технологического конденсата ;
• подогреватели сетевой воды Т5, Т6 в количестве , где передает теплоту воде теплосети, а конденсат после теплообменников возвращается в колонку деаэратора, так как он не загрязнен и находится под большим давлением, чем давление в деаэраторе;
• подогреватели сетевой воды Т8, Т9 в количестве , где передает теплоту воде теплосети, конденсат после теплообменников также возвращается в колонку деаэратора, так как он не загрязнен и находится под большим давлением, чем давление в деаэраторе;
• собственные нужды котельной в количестве DCH, предварительно принимаются в размере 7...15 % от потребления пара, т.е.
• компенсацию потерь пара DПОТ в тепловой схеме, потерь тепла подогревателями в окружающую среду и другие неучтенные расходы пара; принимаются в размере 2…3 % от потребления пара, т.е.
Предварительно принятые величины уточняются на заключительном этапе расчета при сопоставлении Dсн и полученных в результате расчета расходов пара на собственные нужды , которые включают в себя расход пара:
• D2 – на подогреватель исходной воды Т2 и расход пара D3 на подогреватель ТЗ умягченной воды; конденсат от подогревателей (G2, равный D2 , G3 равный D3) с температурой +60...90°С возвращается в колонку деаэратора;
• DД – на деаэрацию воды, причем давление пара после редукционного клапана РК снижается до 0,12 МПа путем дросселирования (при i = const);
• на обдувку внешних поверхностей нагрева труб кипятильного пучка котла и водяного экономайзера, а также на паровые, питательные насосы (в расчете не учитывается и входит в DПОТ).
Из парового котельного агрегата по продувочной линии котловая вода GПР поступает в сепаратор (расширитель) непрерывной продувки СНП, где происходит снижение давления до 0,12...0,2 МПа; вода вскипает и разделяется на остаточную воду GСНП и на пар вторичного вскипания (при давлении 0,15 МПа). Пар из СНП используется в деаэраторе ДА, а вода направляется в охладитель выпара Т1, где, отдавая тепло исходной воде, охлаждается до температуры +40...60 °С и сбрасывается в барботер БР. Величина продувки зависит от солесодержания котловой воды (зависит от типа КА) и питательной воды после водоподготовки или принимается равной 2... 10 % от паропроизводительности котельных агрегатов.